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Apresentação feita pelo Diretor do E&P da Petrobras, José Formigli, durante cerimônia de comemoração da produção de 500 mil barris de petróleo no Pré-Sal, realizada em 01/07/2014, no Rio de Janeiro.
Citation preview
500 mil barris de óleo
por dia no Pré-Sal
José FormigliDiretor do E&P
LOCALIZAÇÃO DA PROVÍNCIA PRÉ-SAL—
SUL DE GUARÁSUL DE LULANE DE TUPIENTORNO DE IARAFLORIM
LIBRABÚZIOS
(100%)
TRACAJÁ
CARIMBÉNAUTILUS
BRAVA
BMC-33
BALEIA AZUL
BALEIA FRANCACONCESSÃO(BACIA DE CAMPOS)
PARTILHA DAPRODUÇÃO
(40%)
(20%)
(20%)
(10%)
(10%)
CONCESSÃO (BACIA DE SANTOS)
(10%) (10%) (14%)
(30%) (25%)
(65%) (25%) (10%)
(80%) (20%)
(80%) (20%)
BMS-8 (Carcará)
BMS-9 (Sapinhoá / Lapa)
BMS-11 (Lula-Iracema/ Iara)
BMS-21 (Caramba)
BMS-24 (Júpiter)
(66%)
(45%)
(60%) (20%) (20%)BMS-50 (Sagitário)
CESSÃOONEROSA
(100%)
Polo Pré-Sal da Bacia de Santos
CARCARÁ
LULA / IRACEMA
CARAMBA
LAPA
JÚPITER
SAPINHOÁ
SAGITÁRIOIARA
LOCALIZAÇÃO GEOGRÁFICA DO PRÉ-SAL—
Agenda
MITOS SOBRE O PRÉ-SAL—
07/09/2010
P-482 poços produtores
P-533 poços produtores
FPSO Capixaba2 poços produtores
FPSO Cid. Anchieta4 poços produtores
FPSO Cid. Angra dos Reis4 poços produtores
FPSO Cid. Paraty2 poços produtores
FPSO Cid. São Paulo3 poços produtores
FPSO Cid. Niterói1 poço produtor
P-583 poçosprodutores
25 POÇOS PRODUTORES:9 SISTEMAS DE PRODUÇÃO + 1 TESTE DE LONGA DURAÇÃO—
FPSO Dynamic Producer1 poço produtor
0
100
200
300
400
500
ago
-08
ou
t-0
8
dez
-08
fev-
09
abr-
09
jun
-09
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ou
t-0
9
dez
-09
fev-
10
abr-
10
jun
-10
ago
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ou
t-1
0
dez
-10
fev-
11
abr-
11
jun
-11
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ou
t-1
1
dez
-11
fev-
12
abr-
12
jun
-12
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ou
t-1
2
dez
-12
fev-
13
abr-
13
jun
-13
ago
-13
ou
t-1
3
dez
-13
fev/
14
ab
r/1
4
jun
/14
BACIA DE CAMPOS / RJ
BACIA DE SANTOS
BACIA DE CAMPOS / ES
26/Dez/2010114 mil bpd
360 milhões de
boe
24/Set/2012211 mil bpd
20/Fev/2013300 mil bpd
20/Fev/2014407 mil bpd
24/Jun/2014520 mil bpd
RECORDE DIÁRIO
MIL BPD
Produção Acumulada
PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL —
PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL—
24 de junho →→→→ superado o patamar de 500 mil barris por dia
BACIA DE CAMPOSPETROBRAS CAMADA PRÉ-SAL
1953
1984
1974
1995
2006
201431 anos 21 anos 8 anos
4.108 poços 411 poços 25 poços
Águas ultraprofundasÁguas ProfundasTerra / Águas Rasas
120 bpd/poço 1.200 bpd/poço 20.000 bpd/poço
RELEVÂNCIA PARA O PAÍS—
20 ANOS 10 ANOS 8 ANOS
MAR DO NORTEGOLFO DO MÉXICO CAMADA PRÉ-SAL
RELEVÂNCIA PARA O MUNDO—
P-74 (+ 3 FPSOs convertidos)1º: Búzios I2016
P-66 (+ 7 Replicantes)1º: Lula Sul2016
FPSO Cid de ItaguaíIracema Norte2015
FPSO Cid de MaricáLula Alto2016
FPSO Cid de SaquaremaLula Central2016
FPSO Cid de IlhabelaSapinhoá Norte2014
FPSO Cid de MangaratibaIracema Sul2014
O CAMINHO À FRENTE ATÉ 2020 - MAIS 24 PLATAFORMAS— 11Sul Parque das
Baleias 2018
11Júpiter2019
11Búzios V2019
11
Florim2020
FPSO Cid de CaraguatatubaLapa2016
11Carcará2018
11Libra2020
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Lula Ext. Sul e CO de Sul de Lula
Lula Oeste
Búzios III
Iara Horst
Búzios IV
IracemaNorte
Norte Pq.
Baleias
SapinhoáNorte
Iracema Sul
Lula Alto
Lula Central
Lula Sul
Búzios I
Lapa
Lula Norte
Búzios II
Júpiter
Búzios V
Florim
LibraNE de Tupi
Iara NW
Sul Pq. Baleias
Carcará
Entorno de Iara
4,2
Piloto de Sapinhoá
Piloto de Lula NE
Milh
ões
de b
arris
por
dia
1,93
7%
3,2
Crescimentoem 2014:
7,5% ± 1p.p.
Ref: PNG 2014-2018
O CAMINHO À FRENTE ATÉ 2020 - PRODUÇÃO DE ÓLEO PETROBRAS—
53%
Como repor 1.8 bi boe/ano ?
Excedente da Cessão Onerosa
52%Pré -Sal
Pós -Sal
AS ÁREAS DA CESSÃO ONEROSA POSSUEM GRANDE POTENCIAL JÁ CONHECIDO E COMPROVADO—
Módulo 1 de Búzios (Cessão Onerosa) P-74: 1º Óleo: 2016Capacidade: 150 mil barris/dia
Na forma da regulação, a Petrobras informou à ANP estimativas de volumes de
Búzios na Declaração de Comercialidade, em dez/13, indicando expectativa de excedentes de até 7 bilhões de barris
equivalentes neste campo (volume recuperável de 10 bilhões boe)
ÁreasVolumes Adicionais ao Contrato de Cessão
Onerosa de 9,8 a 15,2 bilhões de boe(milhão de barris de óleo equivalente)
Búzios entre 6.500 e 10.000
Entorno de Iara entre 2.500 e 4.000
Florim entre 300 e 500
Nordeste de Tupi entre 500 e 700
Fonte: Resolução CNPE nº 1, 24 de Junho de 2014.
NE DE TUPIENTORNO DE IARAFLORIMBÚZIOS
Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&PPlanejamento Estratégico Aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014
0
1
2
3
4
5
6
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Brasil*: Ritmo Sustentável Petrobras: PE 2030Petrobras: Média Exterior 2016-2020 Petrobras: Média 2016-2020
4,2
Média 2020-2030
milh
ão b
pd
Produção Média de Petróleo no Brasil *:5,2 milhões de bpd
Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob titularidade da
Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivoE&PE&P
3,7 milhões de bpd (ECO = 50% Petrobras em 2026)
Produção Média da Petrobras no Brasil 2020-2030
4,2 milhões de bpd (ECO = 100% Petrobras em 2021)500
mil bpd
Os Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) permitem que o nível de produção no período 2020 a 2030 seja elevado para até 4,2 milhões de barris por dia, maximizada a rentabilidade da companhia.
* Na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo.
Petrobras: PE 2030
Brasil*: Ritmo Sustentável
Excedentes da Cessão Onerosa (ECO)
Demais Áreas sob Concessão ou PartilhaCessão Onerosa (CO)
Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014
Unidades de Produção
Núm
ero deU
nidades de Produção
9 ECO
8 ECO ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
CO
CO
CO
CO
CO CO
8
2 CO
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1 CO
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CO
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ECO
8
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9
3
1
UEPs UEPsUEPs
CONCLUSÕES SOBRE A CONTRATAÇÃO DOS EXCEDENTES DA CESSÃO ONEROSA (ECO)
I – A contratação dos Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) confere à Petrobras:
• Volumes potenciais recuperáveis de 9,8 a 15,2 bilhões de barris de óleo equivalente
• Excelente potencial, com baixo risco: 17 poços perfurados, 12 testados, 100% de sucesso
• Economia com descoberta estimada em US$ 18 bilhões (2015 a 2021)
• Otimização da infraestrutura pela produção simultânea da Cessão Onerosa e do ECO
II – No período 2014-2018 a necessidade de recursos se eleva em 3,5% (incluindo bônus e a antecipação de óleo)
III – Não há impacto material para os indicadores de financiabilidade
IV – Não é contemplada a emissão de novas ações (capitalização)
V – A contratação do ECO está alinhada com o Plano Estratégico 2030, aprovado pelo Conselho de Administração em 25 de fevereiro de 2014.
MANTIDAS AS PREMISSAS DO PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2014-2018 E DO PLANO ESTRATÉGICO 2030
—
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