O documento apresenta uma visão geral do pré-sal no Brasil, incluindo:
1) Uma linha do tempo das principais descobertas e eventos no pré-sal entre 2000-2016;
2) Os principais resultados da exploração e produção no pré-sal, incluindo altas taxas de sucesso nos poços exploratórios e bons resultados nos testes de longa duração;
3) As perspectivas promissoras para a produção futura de petróleo no pré-sal, com novas descobertas
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
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
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
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
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
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
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