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.”

9.
Las Descubiertas del Pre-Sal

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)

12.
Pre-Sal
Histórico de la Producción

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