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O Pré-Sal no Brasil: Visão Geral, Estratégia e Resultados
- 1. ORLANDO RIBEIRO , CENPES Out / 2012
- 2. AGENDA PRÉ-SAL VISÃO GERAL ESTRATÉGIA PRINCIPAIS RESULTADOS PERSPECTIVAS
- 3. O que é o PRÉ-SAL Localizado em área isolada, a mais de 300 km do continente Profundidade maior que Corcovado 2000 metros Foco na camada pós sal até 2006 Profundidade total entre 5000 e 7000 metros Camada de sal com mais de 2000 metros de espessura Grandes Camada Pré-Sal Reservatórios Carbonáticos Nova Fronteira Exploratória
- 4. Pre-Sal – Pontos Chave Alguns Pontos Chave: Volumes recuperáveis declarado · Lula: 6,5 bilhões boe · Área Lula - Iracema 1,8 bilhões boe • 31 % concessão · Sapinhoá: 2,1 bilhões boe • 69 % para próximos leilões · Cessão Onerosd: 5,0 bilhões boe Total: 15.4 bilhões boe Cessão onerosa: 100% Petrobras
- 5. Polo Pré-sal Bacia de Santos vs Bacia de Campos BM-S-11 (TUPI)
- 6. Polo Pré-sal Bacia de Santos vs Bacia de Campos BM-S-11 (TUPI) 40 vezes a Baía de Guanabara
- 7. Linha do tempo do Pré-sal 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2000-2001: Rodada 2 e 3: Aquisição dos blocos do pré-sal da bacia de santos 2001-2004: Aquisição sísmica e interpretação 6km Reservatório Pré-Sal Sísmica 3D
- 8. Linha do tempo do Pré-sal 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2005-2006: Poço Pioneiro da Bacia de Santos-Parati 2006: Descoberta de Lula (Tupi)- RJS-628 2007: Descoberta de Caxaréu- ESS-172 P-34 - Jubarte Set 2008: Primeiro óleo pré-sal da Bacia de Campos - ESS-103A Mai 2009: Primeiro Óleo de Lula - TLD
- 9. Linha do tempo do Pré-sal 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Set 2010: Cessão Onerosa Out 2010: Primeiro Óleo do Piloto de Lula Dez 2010: Declaração de Comercialidade do Campo de Lula
- 10. Linha do tempo do Pré-sal 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Dez 2010 to Julho 2011: TLD de Sapinhoá Dez 2011: Declaração de Comercialidade de Sapinhoá Sapinhoá
- 11. Potencial do Pré-Sal 15,4 bi boe* Volume Recuperável Declarado Produzido = 15,5 bi boe Lula + Sapinhoá + Cessão * Operado pela Petrobras
- 12. AGENDA PRÉ-SAL VISÃO GERAL ESTRATÉGIA PRINCIPAIS RESULTADOS PERSPECTIVAS
- 13. Evolução da Produção Offshore Mil bpd a % a. u 10 esce ar cr no m os ução s 30 an Prod ltimo ú n os Águas Águas profundas Terrestre Águas Rasas Pré-Sal Profundas e ultra-profundas 123 Unidades no mar (45 flutuantes e 78 fixas) 25 novas unidades no mar nos últimos 5 anos Uruguá Piloto de Lula Jubarte Marlim Sul FPSO Cidade de Santos FPSO Cidade de Angra dos Reis P-57 P-56
- 14. ESTRATÉGIA 2 FPSOs Contratado (primeiro Contratado (primeiro para TLD’s óleo 2013) óleo 2014/2015) Fase 0 Fase 1a Fase 1b Coleta de Informações Produção Aceleração da Inovação 2008/2018 2013/2017 Pós 2017 • Poços de Avaliação • Piloto Sapinhoá • Novas tecnologias • Teste de Longa • Piloto Lula NE Duração • Sapinhoá N • Piloto de Lula • Iracema S • Iracema N • 8 FPSO`s Replicantes • 4 Unidades da Cessão Onerosa Cascos + Topsides Casco contratado Primeiro óleo apenas 4 contratados Topside em contratação anos após descoberta (primeiro óleo 2016) (Primeiro óleo 2016)
- 15. AGENDA PRÉ-SAL VISÃO GERAL ESTRATÉGIA PRINCIPAIS RESULTADOS PERSPECTIVAS
- 16. Resultados Principais - Exploração Nova desoberta Perfuraç ão do br rta pr t- a l e a erta poçoova descopeimeiro noOuérsaddscobperfurado Segundo poço N na cessão o ssão c ocessão onerosa ia Bania pré-sal da Bac na ár poten e confirma ea da cnerosa na de a Francoerosa- Fciando r l ce SantoS:antlomCa riocde s Do os: it a confirma potencial on NW de SW ul STupi Nordeste2012 /2011 8/2012 NE 4/ 1 2/2012 3/2012 a ov am escobert ia Nrma d l da Bac Novos dados confi o pré-sa a co ntinuidade da n os – área d e Camp a descoberta de Carcará–bacor Pré-sal Baci an Al a de Sde tos 4/2011 5/2012
- 17. Principais Resultados - Exploração Poços Exploratórios Perfurados Bacias de Bacia de Campos + Santos Santos 32 Poços 73 Poços Sucesso Sucesso > 90% > 80%
- 18. Principais Resultados - TLD TLD Período Bloco Lula Abr/09 to Dez/10 BM-S-11 Lula NE Abr/11 to Nov/11 BM-S-11 Sapinhoá Dez/10 to Jul/11 BM-S-9 Carioca NE Out/11 to Fev/12 BM-S-9 Iracema S Desde Fev/12 BM-S-11 · Continuidade lateral muito boa · Alta produtividade
- 19. Principais Resultados – Piloto de Lula • Pioneira Reinjeção de CO2 em águas profundas • Alta produtividade • Primeiro poço horizontal • Fast track project
- 20. Produção Jan / 2011 54 mil bpd 31 mil 85 mil bpd bpd AGO/2012 Set / 2012 PPSBS 113 mil bpd 107 mil bpd 100 BC 78 mil bpd 85 mil bpd milhões 192 kmilbpd boe Set/2008
- 21. Piloto de Lula EDISE
- 22. Destaques Tecnológicos - Subsuperfície Visão através do sal Boa Caracterização de Reservatório Modelo geológico e de escoamento coerentes
- 23. Destaques Tecnológicos – Construção de Poços Primeiro poço Poços horizontal no Pré-Sal LL-8H – Piloto de Lula Poços seguros e confiáveis Otimização de custo e alta produtividade em poços nas condições do Pré-Sal
- 24. Destaques Tecnológicos – Sistema Submarino Otimização de custos para Sistemas submarinos projetos em águas ultra- seguros e confiáveis profundas
- 25. Destaques Tecnológicos – Unidades de Produção Adequados para os fluidos do pré-sal e seus contaminantes
- 26. AGENDA PRÉ-SAL VISÃO GERAL ESTRATÉGIA PRINCIPAIS RESULTADOS PERSPECTIVAS
- 27. Cenário 2030 GM EN-V- Small plug-in
- 28. Cenário Energia 2030 Preço Óleo Cru 140 120 100 USD/bbl 80 60 40 20 0 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Fonte: BP Statistical Review 2011 IEA
- 29. Cenário Energia 2030 2030 - Projeção da Produção de Óleo e LGN no mar (milhão/d) (milhão b/d) produção óleo e LGN (milhão b/d) em águas profundas 26 + 17 % 90 Europa Ásia Pacífico América do Sul África Ásia América do Norte e Central Oriente médio Source: WoodMackenzie, 2010
- 30. Perspectivas Franco 4 Produção de óleo Lula Alto Jan/16 Jan/18 Sul de Guará Lula Central Jan/18 Mar/16 Lula Ext Sul Jan/17 Júpiter Lula Sul Mar/18 Sapinhoá Jun/16 Iara Horst Carcará Ent. de Iara Florim Norte (C. de Franco 1 Jun/17 NE Tupi Mar/18 Dez/19 Dez/20 IlhaBela) Piloto Jul/16 Franco 5 Set/14 Jul/17 Sapinhoá Carioca 1 Dez/18 (Cidade de Iracema Sul Iara NW (Cidade de Ago/16 Sul Parque das São Paulo) Out/17 Mangaratiba) Lula Norte Baleias Jan/13 Franco 3 Nov/14 Set/16 Piloto Lula NE Dez/17 Baleia Azul Norte Parque Iracema Franco 2 (Cidade de (Cidade de Paraty) das Baleias Norte Dez/16 Anchieta) (P-58) Mai/13 Dez/15 Papa Terra (P- Carimbé Maromba Baúna e Piracaba 61 e P-63) (Cidade de Roncador III Roncador IV Itajaí) Aruanã Espadarte I Bonito Espadarte III (P-55) (P-62) 2011 2016 2020 2.022 mil bpd 2.500 mil bpd 4.200 k bpd Pré-Sal (concessão) 95% 69% 42% 28% Pos-Sal Pos-Sal Pos-Salt 30% 19% 5% Pré-Sal (concessão) 1% Pré-Sal (concessão) 11% Pre-Sal Cessão onerosa Novas Descobertas (Cessão onerosa)
- 31. Investimentos 2012-2016 Investimento Petrobras no Pré-Sal: US$ 69,6 bi Bacia de Santos 85 % 15% 58,9 bi Desenvolvimento 10,7 bi Exploração Infra-estrutura Bacia de Santos 82 % Bacia de Campos 4% 48,3 bi 14 % 2,4 bi 8,1 bi Total: Petrobras + Parceiros US$ 93,1 bi
- 32. Estratégia Coleta de Informações Fase 1a Fase 1b Coleta de Informações Produção Aceleração da Inovação 2008/2018 2013/2017 Pós 2017 • Avaliação de Poço • Piloto Sapinhoá • Novas tecnologias • Teste de longa duração • Piloto Lula NE • Piloto de Lula • Sapinhoá N • Iracema S • Iracema N • 8 FPSO`s Replicantes • 4 Unidades de produção da Cessão Onerosa
- 33. Visão Futuro da Produção de Óleo Uma nova forma de desenvolver e produzir um campo de óleo Inovação e Mudança Explorar Sinergias Trajetórias tecnológicas integradas de longo prazo Implementação gradual para promover mudanças nas operações de produção em todas as atividades no Brasil
- 34. Nova Geração de Tecnologias Desenvolvidas no Brasil com Parcerias Chave
- 35. Visão Futura FUTURE VISION Nova Geração de FPSO do Futuro Equipamentos de Produção Veículo Submarino Processamento Autônomo Submarino Distribuição Elétrica Submarina Perfuração Sem Riser Nanomateriais Perfuração Nanopartículas à Laser
- 36. 2030 – Cenário Tecnológico – Caracterização de Reservatórios Sísmica: Aquisição, Processamento, Interpretação e Visualização Integração de Diferentes Escalas Reservatório Detalhado com um Plugue
- 37. 2030 – Cenário Tecnológico – Gerenciamento de Reservatórios Monitoramento Total do reservatório 4D Permanente Sensores Nanorobôs Otimização Produção+Reservatório
- 38. 2030 – Cenário Tecnológico – Construção de Poços Perfuração à Laser Perfuração sem Riser Nanotecnologia
- 39. 2030 – Cenário Tecnológico – Sistemas Submarinos Processamento Submarino Compacto & Bombeamento Multifásico Distribuição Elétrica Submarina AUV – Monitoramento de Integridade e Condições
- 40. 2030 – Cenário Tecnológico – Topsides Equipamentos de Processamento Compactos Plug & Play Tecnologia de Informação+Comunicação Robótica
- 41. A Produção no Futuro Monitoramento permanente e otimização em tempo real Reservatório na palma da mão Perfurar melhor e recuperar mais Nova arquitetura de produção
- 42. Investimento em P&D da Petrobras Média 2009-11 US$ 1,041 million Média 2001- 03 US$ 160 million Investimentos de P&D por área (2009-2011) Fonte: Total US$ 3,1 bilhões CENPES/GTEC/ODG
- 43. Investimentos 2011 em P&D das Empresas de Energia Comparativo US$ MM Petrochina 2.056 (0,7%) Petrobras 1.454 (1,0%) Shell 1.125 (0,2%) Total 1.086 (0,5%) Schlumberger 1.073 (2,7%) ExxonMobil 1.044 (0,2%) BP 780 (0,2%) Sinopec 750 (0,2%) Chevron 627 (0,3%) Baker Hughes 462 (2,0%) ( ) % da Receita Bruta Empresas de serviço Fonte: Energy Evaluate, 2012
- 44. Cooperação Externa Investimento em P&D 2009 – 2011 Investimento em P&D 2009 – 2011 Em parceria com universidade e instituições de P&D brasileiras Em parceria com instituições de P&D internacionais, prestadores de serviço e outras companhias Interno
- 45. Expansão do Centro de Pesquisas CENPES Sítio Original Expansão Total: Área Construída: 53.000 m2 65.000 m2 118.000 m2 Investimento de US$700 milhões Área Total: 118.000 m 2 190.000 m 2 308.000 m 2 Laboratórios - 227 45 Copyright © by Petróleo Brasileiro S/A Copyright © by Petróleo Brasileiro S/A
- 46. Ampliando a Capacidade Brasileira de Inovação Articulação com 120 Universidades Brasileiras, através de 50 redes temáticas; Laboratórios de nível mundial; 2 vezes a área construída do CENPES (incluindo a expansão); 15 pesquisadores externos para cada pesquisador Petrobras;
- 47. Expandindo a Capacidade Brasileira de P&D Sistema Regulatório Brasileiro (ANP) 0.5 % da Receita Bruta dos Obrigações de Campos de Alta produtividade Investimento em P&D Cooperação com as Universidades e Investimentos da Petrobras nas Universidades Instituições de P&D Brasileiras e Instituições de P&D Brasileiras US$ Milhões Investimentos 296 Projetos de P&D e 2011 300 Serviços Tecnológicos 250 10 x 74% 200 150 26% 100 50 31 Infraestrutura em P&D 0 Tempo 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
- 48. Novos Centros de Pesquisa no Brasil
- 50. Obrigado!
Notes de l'éditeur
- Good afternoon! My name is Solange Guedes. I am na E&P Executive Manager at Petrobras . We really apreciate the invitation to participate in breakfast in order to show the forecasts of Petrobras and share our future vision.
- In this presentation, I will make an overview about Petrobras and E&P Reserves and Production Forecasting Then I will talk about pre-salt key targets and production development projects The critical ressources and R&D strategies will be also adressed Finally I will make some remarks about our upstream main results in 2011
- The pre-salt is located in a remote position, 300 km offshore In water depths that can exceed 2,000 meters Considering the thick salt layer as reference It is important to point out that until 2006 the exploration activity had been focused on post-salt objectives, in other words, above the salt layer In 2006 the pre-salt layer, bellow the salt, emerged as new exploration frontier that has shown outstanding outlook so far Where we have found large oil accumulation in carbonate rocks, that means a non conventional resevoir In total depths ranging from 5000 to 7000 meters, including around 2000 meters of salt layer
- The so called pre-salt province is located off the southeast coast of Brazil .It is composed of two sedimentary basins: the Campos Basin and the Santos Basin. Up to now only 30% of total area of the province are under concession. Another 69.4 % is not explored yet and will be auctioned in future bids under the production sharing regime The information we will show refers to the Pre-salt of Santos Basin, where Petrobras has obtained the most promising results The Pre-salt Santos Basin comprises the concession areas where we are working with our partners and also the exclusive areas that PB acquired last year in a transfer of rights process. BG is partner with Petrobras in Blocks 9 and 11.
- Blocos em escala!
- Blocos em escala!
- In this presentation, I will make an overview about Petrobras and E&P Reserves and Production Forecasting Then I will talk about pre-salt key targets and production development projects The critical ressources and R&D strategies will be also adressed Finally I will make some remarks about our upstream main results in 2011
- What have we done so far ? We have 2 of the 3 fpsos that will be needed to implement the extended well test program… The first commercial unit, the Lula Pilot, was operating only three year after the Tupi discovery in 2007 Of the 16 units planned in Fase 1a: 2 are contracted and will start production em 2012 and 2013. 2 are in the final stages of procurement and will start production in 2014 We have another 8 hulls under construction in Rio Grande shipyard And the first 4 units to be used in the transfer of rights projects are unde procurement to be built in Inhaúma shipyard
- In this presentation, I will make an overview about Petrobras and E&P Reserves and Production Forecasting Then I will talk about pre-salt key targets and production development projects The critical ressources and R&D strategies will be also adressed Finally I will make some remarks about our upstream main results in 2011
- Nota ou bloco
- In this presentation, I will make an overview about Petrobras and E&P Reserves and Production Forecasting Then I will talk about pre-salt key targets and production development projects The critical ressources and R&D strategies will be also adressed Finally I will make some remarks about our upstream main results in 2011
- Technologies Who knows ? I Phone 35 3D Tv on a glass Small eletric cars We may get very close to the Jetsons
- Oil prices ??? Current predictions indicate it will be around US$ 100 / barrel I hope so…
- When we look to oil prodution forecast According to WoodMackenzie (not considering unconventionals) Total oil production will be 17% higher by 2030 Offshore oil prodution will be 26% higher Deepwater oil production will be 90% higher and South America will have the most important increase What technologies we expect to have in place by 2030 What are we targeting ?
- What have we done so far ? We have 2 of the 3 fpsos that will be needed to implement the extended well test program… The first commercial unit, the Lula Pilot, was operating only three year after the Tupi discovery in 2007 Of the 16 units planned in phase 1a: 2 are contracted and will start production em 2012 and 2013. 2 are in the final stages of procurement and will start production in 2014 We have another 8 hulls under construction in Rio Grande shipyard And the first 4 units to be used in the transfer of rights projects are unde procurement to be built in Inhaúma shipyard
- New acquisition methods following the coil shooting trend Developments in IT Data storage Data processing New algorithms – improving interpretation Seismic while drilling – geostering Intensive integration among seismic, log and core data We want to reduce our exploratory risk , better define our geologic model and our reservoir model To better predict field performance
- Total Reservoir Monitoring and Control Use of 4 D seismic – sensors and nanobots Data acquired will allow short and long term optimazation Reservois models updated in real time thorugh the use of data assimilation algorithyms Nanoparticles being injected to change reservois properties like rock wetability
- We traget the use of laser drilling technology – by heating up the rock we will make it more fragile increasing penetration rates Riserless drilling to improve rig fleet utilization Nano materials in the wellbore – enhancing well integrity
- New generation of subsea systems Advanced, compact subsea processing and boosting Subsea power distribution to power motors of up tp 10 MW Autonomous Underwater Vehicles for inspection and light intervention New materials based on nanotechnology
- Lighter, smaller and easily reconfigurable Floting Production Units Plug and Play compact process equipment Much higher degree of automation Intensive use of robotics and augmented reality Operations, maintenance and logistics being optimized continuosly Next generation of the real time integrated operations concept Next generation of people and cargo transportation systems
- We believe the very large offshore o developments we have in Brazil combined with current regulatory framework offer us an unique opportunity to create a suite of innovative technologies with major impacts in business results That is why our R&D expenditures were around to 1.5 billion US% in 2011, second largest after Petrochina
- The investment is being driven by a tremendous expansion of the inovation capacity in Brazil We double the size of our central R&D facility in Rio de Janeiro, the so called CENPES The original facility located inside the campus of the Federal University of Rio de Janeiro, one of the largest in Brazil, was constructed in the 70s With the expansion we add modern labs specifically dedicated to the Pre-Salt innovation opportunities where some of the technologies I mentioned are being developed The new facility was opened in 2010
- Valor declarado à ANP da obrigação contratual realizada Ano // R$ // cambio // US$ 2004 // 91 // 2,9259 // 31 2005 // 158 // 2,4352 // 65 2006 // 443 // 2,1761 // 204 2007 // 357 // 1,9479 // 183 2008 // 465 // 1,8346 // 254 2009 // 561 // 1,9976 // 281 2010 // 510 // 1,7603 // 290 2011 // 495 // 1,675 // 296