Pré-sal: Oportunidades e Desafios

Transcrição

1 Pré-sal: Oportunidades e Desafios PRÉ-SAL PETRÓLEO S. A. -PPSA Comitê de Energia - Britcham 27 de Maio de 2014 OSWALDO A. PEDROSA JR

2 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 2

3 Pré-sal: História e Expectativa 3

4 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 ultraprofundasem desenvolvimento acelerado Maior potencial de recursos recuperáveis do Brasil 100% de sucesso exploratório pela Petrobras em 2013 (*) Em abril de 2014 a produção de óleo do pré-sal alcançou 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 4

5 PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA Descobertas de campos supergigantes de petróleo no planeta Bilhões de Barris Roncador Lula Iara Cernambi Franco Libra Brasil: Bacia de Campos Bacia de Santos Outros países: Outros Irã Cazaquistão Brasil: líder mundial em descobertas de petróleo nos últimos 10 anos Fonte:AIE 5

6 PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA Recursos de petróleo no Brasil por região (bilhões de barris) Reservas Provadas Dez 2012 Recursos Recuperáveis Finais Produção Acumulada Dez 2012 Recursos Recuperáveis Remanescentes % de recursos remanescentes Bacia de Campos % Bacia de Santos % Outras no mar % Terra % Total Brasil % 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 Dos quais em águas profundas % Enorme potencial: 88% dos recursos recuperáveis disponíveis a serem produzidos 6

7 PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA ª Rodada de Licitação, incluindo áreas no pré-sal de Campos e Santos 2008 primeiro óleo produzido no pré-sal de Campos (Jubarte) Bacia de Campos 2010 Novo marco regulatório para o pré-sal: regime de partilha e PPSA 2005 Primeira descoberta de óleo no pré-sal de Santos 2006 Descoberta de óleo no prospecto gigante de Tupi (BM-S-11) Santos Basin Polígono do Pré-Sal 2011 Descoberta de Libra 2013, Agosto Criação Pré- Sal Petróleo S. A. (PPSA) 2007 Anúncio do potencial gigantesco do pré-sal pelo governo 2009 primeiro óleo produzido no pré-sal de Santos (Campo de Lula) 2013, Novembro primeiro leilão do pré-sal sob regime de partilha 7

8 O Novo Marco Regulatório e a PPSA 8

9 O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA Regime de Concessão TRÊS REGIMES REGULATÓRIOS REGULAM AS ATIVIDADES DE E&P NO BRASIL Criado em 1997 pela Lei nº 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 Regime de Partilha de Produção Criado em 2010 pela Lei nº e Lei nº Aplicável às áreas nãoconcedidas e não cedidas onerosamente no Polígono do Pré-Sal das Bacias de Santos e Campos 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 9

10 O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÂO Contrato de Partilha de Produção (Production Sharing Contract - PSC) Licença outorgada diretamente à Petrobras Licença outorgada ao Consórcio através de licitação Principais atores: o o o o o Petrobras: operador exclusivo com mínimo de 30% de participação Não-operadores: sócios no Consórcio PPSA: gestora do Contrato de Partilha, representando os interesse da União ANP: administra as licitações e regula os contratos de partilha de produção 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

11 O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA Contrato de Partilha de Produção (PSA) elemento essencial: entidade 100% estatal PPSA Royalties Produção Total Excedente em Óleo Custo em Óleo Parcela Governamental do Excedente em Óleo Principais Obrigações da PPSA 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 11

12 O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA 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 Participação ativa no processo de tomada de decisões dos projetos Projetos de alta complexidade operacional e tecnológica Necessidade da PPSA de possuir um corpo altamente qualificado 0 e experiente 12

13 O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA FOCO ATUAL DA PPSA Representação da União nos procedimentos de Unificação da Produção Polígono do Pré-Sal Casos de descobertas em áreas já concedidas (Regime de Concessão) quando o reservatório se estende para áreas não contratadas do Polígono do Pré-Sal Gestão do Contrato de Libra Função da PPSA: representar a União nos acordos de unificação da produção. 13

14 O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA Descoberta de Óleo: PROJETO LIBRA Poço 2-ANP-002A RJS Óleo de 27 o 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 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 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 14

15 Oportunidades de Desenvolvimento Tecnológico 15

16 OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO COMPLEXIDADE TECNOLÓGICA E OPERACIONAL Desenvolvimento do pré-sal entre os mais complexos projetos da indústria mundial de petróleo e gás Questões críticas referentes à complexidade tecnológica e operacional 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 CO 2 em plantas de UEPs Necessidade de unidades de produção flutuantes sob medida Nova tendência para a produção em águas profundas: instalação de equipamentos de processamento no fundo do mar 16

17 OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO Poço injetor Sistemas de separação e bombeamento Platfaforma Poço produtor SEPARAÇÃO SUBMARINA ÓLEO-ÁGUA 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 m³/d Permite o uso simultâneo de gas lift BOMBA MULTIFÁSICA SUBMARINA Utilizada para bombear a produção de poços satélites a longa distância da plataforma Aplicação no Campo de Barracudacom 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

18 OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO INJEÇÃO DE ÁGUA BRUTA RWI (RAW WATER INJECTION) Filtração da água com remoção de 98,8% de partículas acima de 50 micra Vazões de até m 3 /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) Captação Intermediária Estrutura Filtros Bomba Controles Poço Injetor BÓIA DE SUPORTE DE RISERS UEPs mais leves Permite desacoplar conjunto de risers Atinge maiores LDAs Dimensões de 40 m x 52 m e peso de ton 18

19 OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO 19

20 OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO Volumes Recuperáveis: Volume de Óleo: 8 bi a 12 bi de barris Volume Total de Gás (HC+CO 2 ): 560 bi a 840 bi de Nm 3 (20 a 30 Tcf) (Razão Gás/Óleo de 440 Nm 3 /Nm 3 com fração de CO 2 no gás de 44%) Tecnologias para Aproveitamento do Gás Natural Associado: Aproveitamento do Gás de Libra Reinjeçãodo Gás aumento da recuperação de óleo e sequestro do CO 2 Exportação do Gás separação do CO 2 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 GTWtransformação do gás em energia elétrica e transmissão submarina por corrente contínua de alta voltagem (HVDC)- requer estrutura para conversor - 1 GW por plataforma 20

21 Oportunidades de Desenvolvimento Industrial 21

22 OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL Alta atratividade do pré-sal enorme potencial petrolífero e baixo risco exploratório 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 Intenso e acelerado desenvolvimento da indústria de petróleo no Brasil nos próximos anos 22

23 OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL Desenvolvimento da produção de petróleo em águas profundas no Brasil baseado principalmente em unidades de produção flutuantes e sistemas de completação submarina Foco na Cadeia de Suprimento Local de Bens e Serviços Maior região no mundo para crescimento do mercado de FPSO Indústria naval brasileira crescimento acelerado (mais de 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) (1) Sinaval 2012 (2) IEA conversões de casco (6 no Brasil e 6 no exterior) 10 novas construções já contratadas (8 no Brasil e 2 no exterior) 23

24 OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL Foco na Cadeia de Suprimento Local de Bens e Serviços Mais de US$ 200 bilhões serão investidos no Setor de O&G no período de (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 24

25 Considerações finais 25

26 CONSIDERAÇÕES FINAIS Pré-Sal: Oportunidades e Desafios 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 Contribuição significativa para o desenvolvimento socioeconômico do país 26

27 Obrigado. Agência Petrobras