Pré-sal: Oportunidades e Desafios - Britcham · 2010 –Novo marco regulatório para o pré-sal: regime de partilha e PPSA 2011 –Descoberta de Libra 2013, Agosto –Criação Pré-Sal

PRÉ-SAL PETRÓLEO S. A. - PPSA

Pré-sal: Oportunidades e Desafios

Comitê de Energia - Britcham27 de Maio de 2014 OSWALDO A. PEDROSA JR

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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Pré-sal: História e Expectativa

3

PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA

� 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 abril de 2014 a produção de óleo do pré-sal alcançou 428.000 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(*)

4


Descobertas de campos supergigantes de petróleo no p laneta

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

Fonte:AIE

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Brasil:

Outros países:

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2012

Bacia de CamposBacia de Santos

Outros

Irã

Cazaquistão

Iara

Lula

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Ron

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3

6

9

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5

Bilh

ões

de B

arris

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 recuperáve is (*)

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

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Santos Basin

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 Pré-Sal Petróleo S. A. (PPSA)

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

PRÉ-SAL: HISTÓRIAE EXPECTATIVA

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O Novo Marco Regulatório e a PPSA

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O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSATRÊS REGIMES REGULATÓRIOS REGULAM 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% 10

� 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 Obrigaçõesda 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

0Necessidade 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-SalRepresentação 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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Descoberta de Óleo:

Poço 2-ANP-002A – RJSÓleo de 27o API e RGO de 410 a 450 m³/m³Alta Produtividade: 3667 bopd (em choque de 32/64”)

Recursos Estimados: 8 a 12 bilhões de boe(*)

(*) Fonte: ANP

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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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

� 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%17

� 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)

EstruturaFiltrosBombaControles

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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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 FPSOscontratados

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

Documents

Pré-sal: Oportunidades e Desafios - Britcham · 2010 –Novo marco regulatório para o pré-sal: regime de partilha e PPSA 2011 –Descoberta de Libra 2013, Agosto –Criação Pré-Sal