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Florival Rodrigues de Carvalho
Director
ANP – Brasil
XVII Reunión Anual de la Asociación de Reguladores Ibero-Americanos de Energía
23 al 26 de Abril de 2013
Santa Cruz de la Sierra, Bolivia
Desarrollos en el Pre-Sal
Brasileño
Evolución Institucional del Sector de
Petróleo y Gas Natural en Brasil
Auto-Suficiencia
Descubierta del Pre-Sal
20011998 19991995 20032000 20021997 2004 2005 2006
Emenda Constitucional Nº 9/95
Ley nº 9.478/97 – Creación de la ANP & CNPE
(Consejo Nacional de Política Energética)
ANP
Contractos de Concesión
firmados con Petrobras
(Ronda Zero)
2007
Directiva CNPE nº 8/03
2008 2009
Cesión Onerosa
Grupo IM
Pre-Sal
2010
Nuevas Leyes
para el Pre-Sal
Pequeños requerimientos de
Contenido Local
Aumento de los requerimientos de
contenido local
Nueva Ley del Gas
2011 2012
Desarrollo de las Actividades de
Petróleo y Gas
Natural
Aumento del
Contenido
Local
Mejores Prácticas
Salud, Securidad
y MedioambienteAuto-
Suficiencia
 Impulsión del
desarrollo
Reducir las
diferencias sociales
Política Energética
Obyectivos y Retos
Mejoría de la vida
humana y Protección
del Medioambiente
Impulsión
para la
lndustria
Investigación y Desarrollo es um importante factor de liderazgo
En la próxima década, la demanda por bienes y
servicios llegará a U$ 400 mil millones
6
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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Valor
Médio
(2012-2016)
Inversiones de Petrobras en E&P en Brasil
Valores medios en el período de 5 años en el
Plan de Negocios (US$ Mil Millones)*
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Shell
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Otros
Oportunidades para los Proveedores en el
Sector de Petróleo y Gas Natural
Source: BNDES. Study: Visão do Desenvolvimento nº 100 – April, 2012
7
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354
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Aerospace
Industrial Health
Textile
Steel
Electronics
Chemical
Paper and Cellulose
Automotive
Mining
Oil and Gas
R$ mil millones
Petróleo y Gas Natural: un 63%
Inversiones
2012-2015
Por que invertir en Brasil?
Producción
Petroleo y LGN – 754 millones bbl
Gas Natural – 24,1 milliones m3
Balance de Importaciones y
Exportaciones
Petróleo – 86,6 milliones bbl
Gas Natural – 13,1 mil milliones m3
Reservas Provadas(*)
Petróleo – ~15,3 mil millones bbl
Gas Natural – ~460 mil millones m3
Escenario Actual (2012)
(*) sin las descobiertas del pre-sal
Producción y Demanda proyectada
por Petróleo
0
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1 000 000
1 500 000
2 000 000
2 500 000
3 000 000
3 500 000
4 000 000
4 500 000
Demanda Estimada 4,3% Demanda Estimada 5,1%
Produccióndepetróleo(bbl/d)
Demanda Proyectada (PIB 5.1%)Demanda Proyectada (PIB 4.3%)
El Área del Pre-Sal
• Petrobras informó al CNPE en el 08/11/2007  que
“testes de producción”... por ella realizados,
“apuntan... la existencia...de grandes volúmenes de
O&G”, de “alto valor comercial”, que, “se
confirmados” serán de las “más grandes del
mundo”, en una “área denominada Pre-Sal”
(Resolución n. 6 CNPE)
• El CNPE admitió que el área en cuestión, podría
extenderse por 800 X 200 Km, desde Santa Catarina
hacia Espírito Santo 160.000 Km2 : ~ 2,5% da área
de las cuencas sedimentares brasileñas
•
LEY Nº 12.351/2010 “IV - área del pre-sal: región del sub-solo formada por un
prisma vertical de profundidad indeterminada, con superficie poligonal definida
pelas coordenadas geográficas de sus vértices establecidas en lo Anexo de esta Ley,
bien como otras regiones que vengan a ser delimitadas en acto del Poder Executivo,
de acuerdo con la evolución de el conocimiento.”
Las Descubiertas del Pre-Sal
Reservas Probadas de Petróleo
Mil Millones de Barriles
Cerca de 30 mil millones bbl
Tupi, Iracema, Iara, Guará, Parque das
Baleias y Franco
0
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2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Near
future
Pre-sal
Actividades de E&P
Campos en producción:
2 Cuenca de Santos
11 Cuenca de Campos
Plan de Evaluación
(Exploración)
 9 Cuenca de Santos
 05 Cuenca de Campos
Operadoras:
Petrobras, Shell, Repsol, BP, Anadarko
Non Operadoras:
BG, Partex, Galp, Total, Ecopetrol
Statoil, Queiroz Galvão, Barra Energia,
Maersk
Fonte : ANP (abril 2013)
Pre-Sal
Histórico de la Producción
Un País: Tres Sistemas
7.5 million km2
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Onerosa:
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~ 2% de las áreas sedimentarias:
Contracto de Reparto de Producción
1ª Ronda de Licitación del Pré-Sal
Otras áreas:
Régimen de Concesión
11ª y 12ª Rondas
Nuevo Marco Regulatorio
Nuevas Reglas de E&P para el Área del Pre-Sal
Creación de una
nueva empresa
del estado:
Pre-Sal Petróleo
S.A.
Contractos de
reparto de la
producción para las
áreas no concedidas
del Pre-Sal
+
Formación de un
Fondo Social
Royalties
Cesión onerosa de
derechos, que
concede a la
Petrobras el
derecho de producir
en ciertas áreas del
Pre-Sal más de 5
billion boe
BILL nº 8.051/2010
(em el )
Ley nº 12.351/10Ley nº 12.304/10Ley nº 12.276/10
Marco Regulatório del Pré-Sal
• Contractos serán hechos directamente con la Petrobras o por licitación
• Criterio definidor de la licitación la mejor oferta del excedente en óleo
• El coste en óleo será restituido al contratado después de la declaración de
comercialidad y segundo condiciones expuestas en el contracto
• El licitante vencedor constituirá siempre un consorcio con la Petrobras y la
Petrosal, que cuando indicada directamente, lo hará con la Petrosal
• La Petrosal representa los intereses de la Unión en el consorcio, en su comité
operativo, especialmente cuanto a la contabilización de los costes
• La Petrobras será la operadora de todos los bloques contratados bajo el
régimen de reparto
• Los hidrocarburos extraídos son propiedad de la Unión
• La empresa contratada recebe la parte combinada, levando en cuenta tributos y
participaciones gubernamentales
Aspectos de los Contractos
• Los Contractos de Reparto de la Producción admiten
“Flexibilidad” en su formato (Reglamentación Infra Legal)
A DEFINIR:
 Coste en óleo (límites, plazos y condiciones)
 Excedente en óleo (reglas y plazos)
 Comité Operativo (atribuciones, composición,
funcionamiento y la forma de la tomada de decisiones)
 Reglas de contabilización y realización de actividades
 Plazo de duración y condiciones de prorrogación de la
fase de exploración
Primera Subasta de Áreas del Pre-Sal
(Noviembre de 2013)
Régimen de Reparto de Producción
Bonus de Firma, MWP y LC
Defined in Tender Protocol
% del Petroleo Lucro
?% PARAMETRO DE
SUBASTA
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mejor oferta
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con en el mínimo de un 30%
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Source: Adapted from the 4th balance of PAC 2, 2012
Astillero
Brasfels
P-57 (Jubarte)
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P-61
6 plataformas
Astillero Rio
Grande
P-55 – módulos y topside
8 replicantes – cáscaras
3 plataformas
Petrobras – already auctioned
28 plataformas de perforación
7 en PE, 6 en BA, 6 en ES, 6 en RJ y 3 en RS
Astillero Porto Rio
Grande
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Astillero
Inhaúma
Conversion of 4 FPSOs
(P-74, P-75, P-76 and P-77)
Cesión Onerosa
Astillero OSX
(em construcción)
6 modules (OGX)
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5 drillships (BR)
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Astillero Jurong
(em construcción)
6 plataformas
Astillero Atlântico Sul 7 plataformas
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Astillero São Roque
P-59
P-60
6 plataformas
Industria Naval en Brasil
 Reservatorios
 Pozos (Geometría y Ingenería)
 Equipamientos (UEPs + equipamientos submarinos)
 CO2
 Utilización del Gas Natural
 Logística (suministro/apoyo)
 Contenido Nacional
 Seguridad de las Instalaciones
 Licenciamiento Ambiental
Retos y Oportunidades
 Reservatorios
 Definición de calidad del reservatorio carbonatico a partir de los
datos sísmicos
 Caracterización interna del reservatorio, con foco en las principales
heterogeneidades
 Recuperación secundaria: viabilidad técnica de la inyección de
agua y/o de gas
 Geomecanica de las camadas adyacentes a los reservatorios
 Optimización de la geometría de los pozos
 Desvío de pozos dentro de la zona de sal
 Pozos de longa eliminación
 Fractura hidráulica en pozos horizontales
 Materiales de pozo resistentes a elevados contenidos de CO2
Demandas Tecnológicas (I)
 Garantía de flujo
 Deposición de parafinas al longo de las líneas de producción
 Controle de hidratos
 Controle de incrustaciones
 Utilización del gas
 Proyecto e instalación de gasoductos de grande diámetro en lamina de
agua de 2200 m
 Longa distancia hasta la costa (300 km)
 Escenario para novas tecnologías de utilización de gas en ambiente
offshore: GNL, GNC, GTL, GTW, etc.
Demandas Tecnológicas (II)
Unidades de Producción
 Interacción/enganche con el sistema de risers
 Plataformas con acceso directo a los pozos (SPAR, FPDSO)
Ingeniería Submarina
Calificación de los risers flexibles para LDA de 2.200 m,
considerando la presencia de CO2 y altas presiones
Escenarios para: torre de risers; riser híbrido auto-sustentado
(RHAS); riser de acero en configuración en catenaria composta con
flotador (SLWR), entre otras tecnologías
Calificación de líneas térmicamente aisladas para LDA de 2200 m
Líneas para inyección de gas con CO2 en altas presión
Demandas Tecnológicas (III)
Conclusiones Finales
 Brasil es una de las mejores oportunidades exploratorias del
mondo
 El sector de petróleo brasileño es una buena oportunidad de
negocios para grandes empresas petroleras y también para las
empresas para-petroleras
 ANP aguarda la aprobación del CNPE para realizar la ronda de
licitaciones con foco en las áreas del pre-sal
 La política de petróleo y gas natural de Brasil requiere un gran
grado de nacionalización, con el objetivo de promover el
desarrollo de la industria local
 Las inversiones extranjeras son muy bienvenidas, desde que
estén en consonancia con las reglas del país
Florival Rodrigues de Carvalho
Diretor
Av. Rio Branco, 65 – Centro – Rio de Janeiro – Brasil
12º to 22º andar
Phone: +55 (21) 2112-8100
florival@anp.gov.br
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Desarrollos en el Pré-sal Brasileño

  • 1. Florival Rodrigues de Carvalho Director ANP – Brasil XVII Reunión Anual de la Asociación de Reguladores Ibero-Americanos de Energía 23 al 26 de Abril de 2013 Santa Cruz de la Sierra, Bolivia Desarrollos en el Pre-Sal Brasileño
  • 2. Evolución Institucional del Sector de Petróleo y Gas Natural en Brasil Auto-Suficiencia Descubierta del Pre-Sal 20011998 19991995 20032000 20021997 2004 2005 2006 Emenda Constitucional Nº 9/95 Ley nº 9.478/97 – Creación de la ANP & CNPE (Consejo Nacional de Política Energética) ANP Contractos de Concesión firmados con Petrobras (Ronda Zero) 2007 Directiva CNPE nº 8/03 2008 2009 Cesión Onerosa Grupo IM Pre-Sal 2010 Nuevas Leyes para el Pre-Sal Pequeños requerimientos de Contenido Local Aumento de los requerimientos de contenido local Nueva Ley del Gas 2011 2012
  • 3. Desarrollo de las Actividades de Petróleo y Gas Natural Aumento del Contenido Local Mejores Prácticas Salud, Securidad y MedioambienteAuto- Suficiencia  Impulsión del desarrollo Reducir las diferencias sociales Política Energética Obyectivos y Retos Mejoría de la vida humana y Protección del Medioambiente Impulsión para la lndustria Investigación y Desarrollo es um importante factor de liderazgo
  • 4. En la próxima década, la demanda por bienes y servicios llegará a U$ 400 mil millones 6 7 9 13 18 22 24 26 0 5 10 15 20 25 30 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Valor Médio (2012-2016) Inversiones de Petrobras en E&P en Brasil Valores medios en el período de 5 años en el Plan de Negocios (US$ Mil Millones)* *Based on information from the Petrobras Business Plan Shell OGX Queiroz Galvão BP Statoil Chevron BG Petrogal Otros Oportunidades para los Proveedores en el Sector de Petróleo y Gas Natural
  • 5. Source: BNDES. Study: Visão do Desenvolvimento nº 100 – April, 2012 7 11 14 21 25 25 26 56 58 354 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Aerospace Industrial Health Textile Steel Electronics Chemical Paper and Cellulose Automotive Mining Oil and Gas R$ mil millones Petróleo y Gas Natural: un 63% Inversiones 2012-2015 Por que invertir en Brasil?
  • 6. Producción Petroleo y LGN – 754 millones bbl Gas Natural – 24,1 milliones m3 Balance de Importaciones y Exportaciones Petróleo – 86,6 milliones bbl Gas Natural – 13,1 mil milliones m3 Reservas Provadas(*) Petróleo – ~15,3 mil millones bbl Gas Natural – ~460 mil millones m3 Escenario Actual (2012) (*) sin las descobiertas del pre-sal
  • 7. Producción y Demanda proyectada por Petróleo 0 500 000 1 000 000 1 500 000 2 000 000 2 500 000 3 000 000 3 500 000 4 000 000 4 500 000 Demanda Estimada 4,3% Demanda Estimada 5,1% Produccióndepetróleo(bbl/d) Demanda Proyectada (PIB 5.1%)Demanda Proyectada (PIB 4.3%)
  • 8. El Área del Pre-Sal • Petrobras informó al CNPE en el 08/11/2007  que “testes de producción”... por ella realizados, “apuntan... la existencia...de grandes volúmenes de O&G”, de “alto valor comercial”, que, “se confirmados” serán de las “más grandes del mundo”, en una “área denominada Pre-Sal” (Resolución n. 6 CNPE) • El CNPE admitió que el área en cuestión, podría extenderse por 800 X 200 Km, desde Santa Catarina hacia Espírito Santo 160.000 Km2 : ~ 2,5% da área de las cuencas sedimentares brasileñas • LEY Nº 12.351/2010 “IV - área del pre-sal: región del sub-solo formada por un prisma vertical de profundidad indeterminada, con superficie poligonal definida pelas coordenadas geográficas de sus vértices establecidas en lo Anexo de esta Ley, bien como otras regiones que vengan a ser delimitadas en acto del Poder Executivo, de acuerdo con la evolución de el conocimiento.”
  • 10. Reservas Probadas de Petróleo Mil Millones de Barriles Cerca de 30 mil millones bbl Tupi, Iracema, Iara, Guará, Parque das Baleias y Franco 0 5 10 15 20 25 30 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Near future
  • 11. Pre-sal Actividades de E&P Campos en producción: 2 Cuenca de Santos 11 Cuenca de Campos Plan de Evaluación (Exploración)  9 Cuenca de Santos  05 Cuenca de Campos Operadoras: Petrobras, Shell, Repsol, BP, Anadarko Non Operadoras: BG, Partex, Galp, Total, Ecopetrol Statoil, Queiroz Galvão, Barra Energia, Maersk Fonte : ANP (abril 2013)
  • 13. Un País: Tres Sistemas 7.5 million km2 Cesión Onerosa: 7 blocos ~ 2% de las áreas sedimentarias: Contracto de Reparto de Producción 1ª Ronda de Licitación del Pré-Sal Otras áreas: Régimen de Concesión 11ª y 12ª Rondas
  • 14. Nuevo Marco Regulatorio Nuevas Reglas de E&P para el Área del Pre-Sal Creación de una nueva empresa del estado: Pre-Sal Petróleo S.A. Contractos de reparto de la producción para las áreas no concedidas del Pre-Sal + Formación de un Fondo Social Royalties Cesión onerosa de derechos, que concede a la Petrobras el derecho de producir en ciertas áreas del Pre-Sal más de 5 billion boe BILL nº 8.051/2010 (em el ) Ley nº 12.351/10Ley nº 12.304/10Ley nº 12.276/10
  • 15. Marco Regulatório del Pré-Sal • Contractos serán hechos directamente con la Petrobras o por licitación • Criterio definidor de la licitación la mejor oferta del excedente en óleo • El coste en óleo será restituido al contratado después de la declaración de comercialidad y segundo condiciones expuestas en el contracto • El licitante vencedor constituirá siempre un consorcio con la Petrobras y la Petrosal, que cuando indicada directamente, lo hará con la Petrosal • La Petrosal representa los intereses de la Unión en el consorcio, en su comité operativo, especialmente cuanto a la contabilización de los costes • La Petrobras será la operadora de todos los bloques contratados bajo el régimen de reparto • Los hidrocarburos extraídos son propiedad de la Unión • La empresa contratada recebe la parte combinada, levando en cuenta tributos y participaciones gubernamentales
  • 16. Aspectos de los Contractos • Los Contractos de Reparto de la Producción admiten “Flexibilidad” en su formato (Reglamentación Infra Legal) A DEFINIR:  Coste en óleo (límites, plazos y condiciones)  Excedente en óleo (reglas y plazos)  Comité Operativo (atribuciones, composición, funcionamiento y la forma de la tomada de decisiones)  Reglas de contabilización y realización de actividades  Plazo de duración y condiciones de prorrogación de la fase de exploración
  • 17. Primera Subasta de Áreas del Pre-Sal (Noviembre de 2013) Régimen de Reparto de Producción Bonus de Firma, MWP y LC Defined in Tender Protocol % del Petroleo Lucro ?% PARAMETRO DE SUBASTA La vencedora es la con la mejor oferta Petrobras es la operadora con en el mínimo de un 30% de participación
  • 18. Source: Adapted from the 4th balance of PAC 2, 2012 Astillero Brasfels P-57 (Jubarte) P-56 (Marlim Sul) P-61 6 plataformas Astillero Rio Grande P-55 – módulos y topside 8 replicantes – cáscaras 3 plataformas Petrobras – already auctioned 28 plataformas de perforación 7 en PE, 6 en BA, 6 en ES, 6 en RJ y 3 en RS Astillero Porto Rio Grande P-63 P-58 Action completed/operation Running Auctioned Provided Astillero Inhaúma Conversion of 4 FPSOs (P-74, P-75, P-76 and P-77) Cesión Onerosa Astillero OSX (em construcción) 6 modules (OGX) 4 cáscaras (OGX) 5 drillships (BR) 7 WHP (OGX) Astillero Jurong (em construcción) 6 plataformas Astillero Atlântico Sul 7 plataformas P-62 Astillero São Roque P-59 P-60 6 plataformas Industria Naval en Brasil
  • 19.  Reservatorios  Pozos (Geometría y Ingenería)  Equipamientos (UEPs + equipamientos submarinos)  CO2  Utilización del Gas Natural  Logística (suministro/apoyo)  Contenido Nacional  Seguridad de las Instalaciones  Licenciamiento Ambiental Retos y Oportunidades
  • 20.  Reservatorios  Definición de calidad del reservatorio carbonatico a partir de los datos sísmicos  Caracterización interna del reservatorio, con foco en las principales heterogeneidades  Recuperación secundaria: viabilidad técnica de la inyección de agua y/o de gas  Geomecanica de las camadas adyacentes a los reservatorios  Optimización de la geometría de los pozos  Desvío de pozos dentro de la zona de sal  Pozos de longa eliminación  Fractura hidráulica en pozos horizontales  Materiales de pozo resistentes a elevados contenidos de CO2 Demandas Tecnológicas (I)
  • 21.  Garantía de flujo  Deposición de parafinas al longo de las líneas de producción  Controle de hidratos  Controle de incrustaciones  Utilización del gas  Proyecto e instalación de gasoductos de grande diámetro en lamina de agua de 2200 m  Longa distancia hasta la costa (300 km)  Escenario para novas tecnologías de utilización de gas en ambiente offshore: GNL, GNC, GTL, GTW, etc. Demandas Tecnológicas (II)
  • 22. Unidades de Producción  Interacción/enganche con el sistema de risers  Plataformas con acceso directo a los pozos (SPAR, FPDSO) Ingeniería Submarina Calificación de los risers flexibles para LDA de 2.200 m, considerando la presencia de CO2 y altas presiones Escenarios para: torre de risers; riser híbrido auto-sustentado (RHAS); riser de acero en configuración en catenaria composta con flotador (SLWR), entre otras tecnologías Calificación de líneas térmicamente aisladas para LDA de 2200 m Líneas para inyección de gas con CO2 en altas presión Demandas Tecnológicas (III)
  • 23. Conclusiones Finales  Brasil es una de las mejores oportunidades exploratorias del mondo  El sector de petróleo brasileño es una buena oportunidad de negocios para grandes empresas petroleras y también para las empresas para-petroleras  ANP aguarda la aprobación del CNPE para realizar la ronda de licitaciones con foco en las áreas del pre-sal  La política de petróleo y gas natural de Brasil requiere un gran grado de nacionalización, con el objetivo de promover el desarrollo de la industria local  Las inversiones extranjeras son muy bienvenidas, desde que estén en consonancia con las reglas del país
  • 24. Florival Rodrigues de Carvalho Diretor Av. Rio Branco, 65 – Centro – Rio de Janeiro – Brasil 12º to 22º andar Phone: +55 (21) 2112-8100 florival@anp.gov.br www.anp.gov.br