A PPSA e os Desafios do Pré-Sal: Riscos e Oportunidades ... · Principais atores: ... Porcentagens reais são ajustadas mensalmente com base na ... Perfuração da espessa camada

PRÉ-SAL PETRÓLEO S. A. - PPSA

A PPSA e os Desafios do Pré-Sal: Riscos e Oportunidades para o País

Fórum Pensamento Estratégico - Unicamp 4 de Junho de 2014

OSWALDO A. PEDROSA JR ANTONIO CLÁUDIO DE FRANÇA CORRÊA

Pré-Sal Petróleo S. A. - PPSA

Pré-Sal: História e Expectativa

O Novo Marco Regulatório e a PPSA

Oportunidades de Desenvolvimento Tecnológico Oportunidades de Desenvolvimento Industrial Considerações finais

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2

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5 2

Pré-sal: História e Expectativa

3

0

TECTÔNICA DE PLACAS E A FRAGMENTAÇÃO DO CONTINENTE GONDWANA

Combinação de excelentes rochas geradoras com rochas reservatórios que já se tornaram referências mundiais em qualidade , e seladas por expessas camadas de sal.

Desenvolvimento de lagos profundos com intensas variações climáticas, alternado períodos de enchentes com longos períodos de secas e evaporação.

164 Milhões de anos atrás;

HOJE Fonte: Scotese, Petersohn and Abelha, 2013.

122 Milhões de anos atrás;

PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA

4

Pré-Sal: Extensos reservatórios trapeados sob gigantescos depósitos de sal nas bacias de Campos e Santos


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Extensos reservatórios trapeados sob gigantescos depósitos de sal nas Bacias de Campos e Santos

Campos do pré-sal em águas ultraprofundas em desenvolvimento acelerado

Maior potencial de recursos recuperáveis do Brasil

Em maio de 2014 a produção de óleo do pré-sal alcançou 470.000 bpd (*)

Estima-se que a produção brasileira de óleo supere 4 milhões de barris por dia(*) em 2020, a maior parte vinda de reservatórios do pré-sal das Bacias de Campos e Santos

(*) Petrobras

100% de sucesso exploratório pela Petrobras em 2013(*)

6


Descobertas de campos supergigantes de petróleo no planeta

Brasil: líder mundial em descobertas de petróleo nos últimos 10 anos

Fonte:AIE

7

Brasil:

Outros países:

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2012

Bacia de Campos

Bacia de Santos

Outros

Irã

Cazaquistão

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Reservas Provadas Dez 2012

Recursos Recuperáveis

Finais

Produção Acumulada

Dez 2012

Recursos Recuperáveis

Remanescentes

% de recursos remanescentes

Bacia de Campos 8.5 37 9.6 27 73%

Bacia de Santos 5.4 49 0.1 49 100%

Outras no mar 0.5 24 0.8 23 96%

Terra 0.9 10 3.7 6 60%

Total Brasil 15.3 120 14.1 106 88%

Dos quais em águas profundas

11.5 96 6.8 89 93%

Recursos de petróleo no Brasil por região (bilhões de barris)


Estimativa atual: recursos recuperáveis (*) de 106 bilhões de barris de petróleo, sendo 72% provenientes das bacias de Campos e Santos, principalmente a partir do pré-sal

(*) inclui reservas, recursos

contingentes e prospectivos

Enorme potencial: 88% dos recursos recuperáveis disponíveis a serem produzidos

8

Bacia de Santos

Bacia de Campos

Polígono do Pré-Sal

2000 – 2ª Rodada de Licitação, incluindo áreas no pré-sal de Campos e Santos

2005 – Primeira descoberta de óleo no pré-sal de Santos

2006 – Descoberta de óleo no prospecto gigante de Tupi (BM-S-11)

2007 – Anúncio do potencial gigantesco do pré-sal pelo governo

2008 – primeiro óleo produzido no pré-sal de Campos (Jubarte)

2009 – primeiro óleo produzido no pré-sal de Santos (Campo de Lula)

2010 – Novo marco regulatório para o pré-sal: regime de partilha e PPSA

2011 – Descoberta de Libra

2013, Agosto – Criação da Pré-Sal Petróleo S. A. (PPSA)

2013, Novembro – primeiro leilão do pré-sal sob regime de partilha


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O Novo Marco Regulatório e a PPSA

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O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA TRÊS REGIMES REGULATÓRIOS PARA AS ATIVIDADES DE E&P NO BRASIL

Regime de Concessão

Criado em 1997 pela Lei nº 9.478

Licenciamento obtido através de licitação

Participação estatal não mandatória

Óleo produzido pertence ao concessionário após o pagamento de royalties e taxas

Regime de Cessão Onerosa

Criado em 2010 pela Lei nº 12.276

Licença assegurada à Petrobras para o prospecto de Franco (agora Búzios) e áreas adjacentes

Capitalização governamental da Petrobras pela transferência do direito de produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente

Criado em 2010 pela Lei nº 12.304 e Lei nº 12.351

Aplicável às áreas não-concedidas e não cedidas onerosamente no Polígono do Pré-Sal das Bacias de Santos e Campos

Regime de Partilha de Produção

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REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÂO

Contrato de Partilha de Produção (Production Sharing Contract - PSC)

Licença outorgada ao Consórcio através de licitação

Licença outorgada diretamente à Petrobras

O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA

Principais atores:

o Petrobras: operador exclusivo com mínimo de 30% de participação

o Não-operadores: sócios no Consórcio

o PPSA: gestora do Contrato de Partilha , representando os interesse da União

o ANP: administra as licitações e regula os contratos de partilha de produção

o MME: contratante em nome da União

Parcela do óleo produzido após dedução dos custos oferecido à União

Custos qualificados para a recuperação em óleo precisam ser aprovados pela PPSA

Porcentagem do custo recuperado mensalmente: estabelecido na licitação e no contrato de partilha de produção

Royalties: 15% 12

Administrar o Contrato de Partilha de Produção representando os interesse da União

Representar a União nos acordos de unificação da produção Gerir a comercialização da parcela do excedente em óleo pertencente à

União

Contrato de Partilha de Produção (PSA) elemento essencial: entidade 100% estatal PPSA

Custo em Óleo

Excedente em Óleo

Royalties

Produção Total

Parcela Governamental do Excedente em Óleo

Principais Obrigações da PPSA


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PRINCIPAIS FUNÇÕES DA PPSA

Presidir Comitê Operacional com 50% dos votos e poder de veto, nos termos do Contrato

Monitorar e auditar a execução dos projetos nas fases de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção

Monitorar e auditar os despesas operacionais e os custos de capital

Aprovar as despesas qualificadas para recuperação do custo em óleo

Realizar análises técnicas e econômicas dos planos e programas a serem executados em cada contrato de partilha de produção

Garantir que o compromisso de conteúdo local seja cumprido

0 Necessidade da PPSA de possuir um corpo altamente qualificado e experiente

Participação ativa no processo de tomada de decisões dos projetos

Projetos de alta complexidade operacional e tecnológica


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FOCO ATUAL DA PPSA

Gestão do Contrato de

Libra

Polígono do Pré-Sal Representação da União nos procedimentos de Unificação

da Produção

Casos de descobertas em áreas já concedidas (Regime de Concessão) quando o reservatório se estende

para áreas não contratadas do Polígono do Pré-Sal

Função da PPSA: representar a União nos acordos de

unificação da produção.


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Contrato de Partilha de Produção de Libra Licitação em 21 de Outubro de 2013

Bônus de Assinatura: R$ 15 bilhões

Consórcio Vencedor: Petrobras (Operadora) .. 40%

Shell Brasil ..................... 20%

Total Brasil ..................... 20%

CNODC Brasil ................. 10%

CNOOC Brasil ................. 10%

Assinatura do Contrato: 2 de dezembro de 2013

Parcela Governamental do Excedente em Óleo:

41.65% para produtividade média de 12.000 boe/d e preço de óleo de US$ 100/bbl

Porcentagens reais são ajustadas mensalmente com base na produção média dos poços e no preço do óleo

Recuperação de Custos:

50% nos primeiros 2 anos e 30% nos anos seguintes

PROJETO LIBRA


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Descoberta de Óleo: Poço 2-ANP-002A – RJS

Óleo de 27o API e RGO de 410 a 450 m³/m³ Alta Produtividade: 3667 bopd (em choque de 32/64”)

Recursos Estimados: 8 a 12 bilhões de barris de óleo(*) (*) Fonte: ANP

Oportunidades de Desenvolvimento Tecnológico

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COMPLEXIDADE TECNOLÓGICA E OPERACIONAL

Nova tendência para a produção em águas profundas: instalação de equipamentos de processamento no fundo do mar

Utilização de novas tecnologias para melhorar o imageamento sísmico abaixo do sal

Impacto de incertezas de subsuperfície (qualidade de reservatório , heterogeneidade e conectividade )

Desempenho de melhores métodos de recuperação, particularmente a água alternada com gás ( WAG )

Perfuração da espessa camada de sal exige tecnologia avançada para evitar movimentação e deformação do poço

Necessidade de sondas de perfuração de alta capacidade

Uso intensivo de veículos operados remotamente em águas ultraprofundas

Logística complexa para o abastecimento de plataformas em longas distâncias da costa

Manuseio e tratamento de gás associado com alto teor de CO2 em plantas de UEPs

Necessidade de unidades de produção flutuantes sob medida

Desenvolvimento do pré-sal entre os mais complexos projetos da indústria mundial de petróleo e gás

OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO

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Questões críticas referentes à complexidade tecnológica e operacional

Sísmica – Imageamento em Sub-Superfície

Nova tendência em águas profundas: instalação de equipamentos sísmicos no fundo do mar

http://tle.geoscienceworld.org/content/24/Supplement/S46/F19.large.jpg


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Instalado no Campo de Marlim em lâmina d’água de 876 m

Corte de água entre 60 e 95%

Água injetada com TOG < 100 ppm

Vazão nominal de 3.500 m³/d

Permite o uso simultâneo de “gas lift”

Sistemas de separação e

bombeamento Poço produtor

Poço injetor

Platfaforma SEPARAÇÃO SUBMARINA ÓLEO-ÁGUA


BOMBA MULTIFÁSICA SUBMARINA

Utilizada para bombear a produção de poços satélites a longa distância da plataforma

Aplicação no Campo de Barracuda com lâmina d’água de 1040 m

Distância da plataforma: 14 km

Vazão de 250 m³/h e pressão de 60 bar

Fração volumétrica de gás: 60% 20

Filtração da água com remoção de 98,8% de partículas acima de 50 micra

Vazões de até 9.000 m3/d e diferencial de pressão de até 90 bar

Permite injeção de nitrato para combater acidulação biogênica

Instalado no Campo de Albacora (400 m LDA)

Estrutura Filtros Bomba Controles

Captação Intermediária

Poço Injetor

INJEÇÃO DE ÁGUA BRUTA

RWI (RAW WATER INJECTION)


UEPs mais leves Permite desacoplar conjunto de risers Atinge maiores LDAs Dimensões de 40 m x 52 m e peso de

2.000 ton

BÓIA DE SUPORTE DE RISERS

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Características: • Controle preciso da pressão no

anular • Detecção prematura e controle de

influxos e perdas • Menor dano a formação • Maior taxa de penetração • Previne prisão da coluna

MPD

Managed Pressure Drilling

• Permite perfurar em zonas de perda total

• Poços com janela estreita • Reduz probabilidade de kicks


Características: • Membrana polimérica permeável • Seletividade ao CO2

• Resíduo exportado com máximo de 3% de CO2

• Permeado injetado com até 80% de CO2

Separação de CO2 por Membrana

22 kg

0,20 x 1,00 m



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Explotação de Reservatórios Naturalmente Fraturados

Volumes Recuperáveis:

Volume de Óleo: 8 bi a 12 bi de barris

Volume Total de Gás (HC+CO2): 560 bi a 840 bi de Nm3 (20 a 30 Tcf)

(Razão Gás/Óleo de 440 Nm3/Nm3 com fração de CO2 no gás de 44%)

Tecnologias para Aproveitamento do Gás Natural Associado:

Reinjeção do Gás aumento da recuperação de óleo e sequestro do CO2

Exportação do Gás separação do CO2 para injeção no reservatório e exportação por

gasoduto com máximo de 3% de CO2 – tamanho da planta limitada à capacidade da UEP

GTL transformação de gás em líquido pelo processo Fisher-Tropsch - requer um navio VLCC,

dada a dimensão da planta

GNL liquefação do gás natural offshore – requer purificação do gás

GTW transformação do gás em energia elétrica e transmissão submarina por corrente

contínua de alta voltagem (HVDC) - requer estrutura para conversor - 1 GW por plataforma

Aproveitamento do Gás de Libra


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Oportunidades de Desenvolvimento Industrial

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Alta atratividade do pré-sal enorme potencial petrolífero e baixo risco exploratório

OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL

Intenso e acelerado desenvolvimento da indústria de petróleo no Brasil nos próximos anos

De 28 bi 35 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) em reservas novas

Volume mais que duplica as reservas provadas do País, de 16,6 bi boe

100% de sucesso exploratório pela Petrobras em 2013

No Brasil, sucesso exploratório médio saltou de 59% em 2011 para 75% em 2013

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Desenvolvimento da produção de petróleo em águas profundas no Brasil baseado principalmente em unidades de produção flutuantes e sistemas de completação submarina

Maior região no mundo para crescimento do mercado de FPSO

Indústria naval brasileira crescimento acelerado (mais de 60.000 pessoas empregadas até 2012, três vezes mais o número de 2006) (1)

Cerca de 70 FPSOs estarão em operação em 2020 (2)

22 FPSOs contratados

atualmente (2)

12 conversões de casco (6 no Brasil e 6 no exterior)

10 novas construções já

contratadas (8 no Brasil e 2 no exterior) (1) Sinaval 2012

(2) IEA 2013


Foco na Cadeia de Suprimento Local de Bens e Serviços

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Mais de US$ 200 bilhões serão investidos no Setor de O&G no período de 2013-2016 (1)

Demanda de suprimento de bens e serviços na indústria de óleo e gás : previsão de cerca de US$ 400 bilhões na próxima década (2)

(1) BNDES 2013 (2) ANP 2013

Escala de investimentos no Setor O&G do Brasil necessidade de políticas públicas para agregar valor a longo

prazo e gerar emprego e renda no país

Exigência de Conteúdo Local

Desafio como conciliar o desenvolvimento acelerado da produção petrolífera com um

mercado apertado de suprimento


Foco na Cadeia de Suprimento Local de Bens e Serviços

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Considerações finais

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Pré-Sal: Oportunidades e Desafios

Contribuição significativa para o desenvolvimento socioeconômico do país

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Elevada Receita Fiscal

Novos recursos provenientes da comercialização de petróleo e gás da União Fundo Social para promoção do desenvolvimento social e regional

Indução ao desenvolvimento tecnológico

Novas oportunidades para o desenvolvimento da indústria nacional

CONSIDERAÇÕES FINAIS

Obrigado. Agência Petrobras

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