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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
1
2
3
4
52
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
PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA
Descobertas de campos supergigantes de petróleo no p laneta
Brasil: líder mundial em descobertas de petróleo nos últimos 10 anos
Fonte:AIE
5
Brasil:
Outros países:
1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2012
Bacia de CamposBacia de Santos
Outros
Irã
Cazaquistão
Iara
Lula
Fra
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Cer
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Ron
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1
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1
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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)
PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA
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
6
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
8
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
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A 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
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA
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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.
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA
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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
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA
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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
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
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)
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
� 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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OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
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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
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
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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
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL
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
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL
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