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5/11/2018 9º ENEMET Petrobras Alberto Sampaio Final - slidepdf.com
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Pré-sal da Bacia de Santos:Seus Desafios e Oportunidades
Alberto Sampaio de AlmeidaPetrobras/E&P-Presal
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A apresentação pode conter previsões de eventos futuros. Taisprevisões refletem meramente as expectativas da gerência da
Companhia. Termos como “antecipar”, “acreditar”, “esperar”, “prever”,“ter a intenção”, “planejar”, “projetar”, “procurar”, “deverá”, “poderá”, junto com expressões similares ou análogas, são usadas paraidentificar tais previsões.
Estas previsões naturalmente envolvem riscos e incertezas, sejamestes já antecipados ou não pela Companhia. Assim, o resultado futurodas operações pode diferir das expectativas atuais, e os leitores nãodevem basear suas expectativas exclusivamente nas informações aquiapresentadas.
A Companhia não é obrigada a atualizar a apresentação e as previsõesnela contidas à luz de novas informações ou desenvolvimentos futuros.
Alerta
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Pré-Sal da Bacia de Santos
A Estratégia de Desenvolvimento Os Desafios do Pre-sal
As Oportunidades do Pre-Sal
Conclusões
Agenda
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164 milhõesde anos
152 milhõesde anos
130 milhõesde anos
122 milhõesde anos
108 milhõesde anos
Forma atual doPlaneta Terra
SINBPA/PetrobrasScotese
História Geológica do Pre-Sal
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Província Pré-Sal
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Província Pré-Sal
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Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos
Blocos ConsórciosBMS-8
BMS-9
BMS-10
BMS-11BMS-21
BMS-22
BMS-24
BR (66%), SH (20%) e PTG (14%)
BR (45%), BG (30%) e RPS (25%)
BR (65%), BG (25%) e PAX (10%)
BR (65%), BG (25%) e PTG (10%)BR (80%), PTG (20%)
EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)
BR (80%), PTG (20%)
Distância da Costa = 400 km
Área Total = 15.000 km2
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Pólo Pré-Sal de Santos vs. Bacia de Campos
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Esquema do Pré-Sal
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Planos de Avaliaçãoaprovados pela ANP
Parati – 1-RJS-617Tupi – 1-RJS-628Carioca – 1-SPS-50Caramba – 1-SPS-51Guará – 1-SPS-55Iara – RJS-656Bem-Te-Vi – 1-SPS-52
Plano de Avaliaçãoem elaboração
Júpiter – 1-RJS-652
BM-S-10
BM-S-22
BR (65%), BG (25%) e GALP (10%)
Blocos Consórcio
BM-S-8
BM-S-9
BM-S-11BM-S-21
BM-S-24
BR (66%), Shell (20%) e GALP (14%)
BR (45%), BG (30%) e Repsol (25%)
BR (65%), BG (25%) e Partex (10%)
BR (80%) e GALP (20%)
Exxon (40%), Hess (40%) e BR (20%)
BR (80%), GALP (20%)
Volumesestimados:Tupi: 5 a 8 bi boeIara: 3 a 4 bi boe Área de Marlim,
maior campobrasileiro emprodução, mostradana mesma escala domapa
Planos de Avaliação em Execução e em
Processo de Aprovação
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Área selecionada para oPiloto: 115 km2
Area do Plano de Avaliação:1974 km2
O principal reservatório doPré-Sal é chamado dereservatório SAG.
Na área foram encontradosdois outros reservatórios decarbonato (RIFT, COQUINAS).
A estimativa preliminar devolume recuperável para toda aárea de Tupi está entre 5 e 8bilhões bbl.
Tupi
Dados Gerais - Tupi
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• Petrobras (65%), BG (25%),Petrogal (10%)
• Área do Plano de Avaliação:300 km2
• A estimativa preliminar devolume recuperável para a áreado Iara está entre 3 e 4 bilhõesbbl.
• Lâmina d’água por volta de
2.230 m• Profundidade do Reservatórioem torno de 6.080 m
• API: 26-30º
Iara
Dados Gerais - Iara
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Pré-Sal da Bacia de Santos
A Estratégia de Desenvolvimento Os Desafios do Pre-sal
As Oportunidades do Pre-Sal
Conclusões
Agenda
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Estratégia de Desenvolvimento - Cronologia
• Delimitação das áreas
• Análise do fluxo nosreservatórios
• Testes de estimulação depoços
• Testemunho completo
• Análise de materiais X CO2
TLD Tupi (03/2009)Piloto Tupi (12/2010)Poços de delimitação
Fase 0
Aquisição de conhecimento Desenvolvimento definitivo
• Analisar o comportamento das injeções de água e CO2
• Testar adaptações na UEP em função do CO2
• Testar melhorias nos projetos dos poços
• Agregar soluções tecnológicas e de logísticas viáveis para otimizaro desempenho dos projetos
• Implantação de“X” unidades deprodução.
• Alcance de produção significativa em 2017• Implantação de 2 pilotos antecipados e 8FPSOs replicantes.
Fase 1A Fase 1B
F o c o
O
b j e t i v o
FASES
20072007 ..........20122012 tt..........20092009
TLD Tupi
20102010
Piloto Tupi
20172017
Nível significativo deProduçãoTLD Jubarte
Fase 0 – Obtenção de informaçõesFase 1 – Desenvolvimento definitivo – dividido em 1A e 1B (continuidade)
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Aquisição de Informações• Sísmica de alta resolução, Testemunhagem de
reservatório, teste de poços, …
Poços de Avaliação
Produção em pequena escala (TLDs)
Tradição Petrobras: Desenvolvimento em fases
FASE 0
2008 2010 2011 ... 20172017 ......2009 20202020 ...... 20302030
TLD
de Tupi
Piloto
de Tupi
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Fase 0 – Projetos
Teste de Longa DuraçãoTupi (2009-2010)
Outros TLDs para entender melhor a áreados reservatórios
Piloto de Tupi100.000 bopd e 5 M m³/d gas
Separação e reinjeção de CO2
Poços: 3 injetores e 5 produtores
Poços de AvaliaçãoVários poços para avaliar os blocos
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1ª fase de desenvolvimento definitivo
Uso de tecnologias já consolidadas ouconsolidáveis no curto prazo para atingirmetas de produção
Gerar fluxo de caixa para dar suporte aFase 1b
Tradição Petrobras: Desenvolvimento em fases
FASE 1a
20082008 20102010 20112011 ...... 2017 ......20092009 20202020 ...... 20302030
> 1 M
bopd
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Fase 1a – Projetos
2 primeiros FPSOs a seremafretados (2013-2014)
– Produção de Óleo: 120,000 bpd
– Compressão de Gás: 5 M m³/d
8 FPSOs Adicionais(2015-2016)
– Construção dos cascos noEstaleiro Rio Grande – Planta de processamento em
estudo:
• Produção de Óleo: 150,000 bpd• Compressão de Gás: 5.5 M m³/d• Capacidade de Injeção WAG
(Water-Alternating-Gas)
10 novos FPSOs
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2ª fase do desenvolvimento definitivo
Aumento significativo da produção
Tradição Petrobras: Desenvolvimento em fases
FASE 1b
20082008 20102010 20112011 ...... 20172017 ......20092009 2020 ...... 20302030
1.8 MM
bopd
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Tradição Petrobras: Desenvolvimento em fases
FASE 1b
Inovação aceleradaUso massivo de novas tecnologias
especialmente desenvolvidas para ascondições do Pré-Sal
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Pré-Sal da Bacia de Santos
A Estratégia de Desenvolvimento Os Desafios do Pre-sal
As Oportunidades do Pre-Sal
Conclusões
Agenda
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Caracterização do Reservatório eEngenharia
Definição de qualidade do reservatóriocarbonático a partir de dados sísmicos.
Caracterização interna do reservatório,com foco nas principais heterogeneidades.
Recuperação secundária: viabilidadetécnica da injeção de água e/ou gás.
Geomecânica das camadas adjacentes aosreservatórios.
Desafios Tecnológicos
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Perfuraçãono Sal
Fundo do mar
Sessão Evaporítica
Perfuração de Poços e Completação
Desvio de poços dentro da zona de sal. Fraturamento hidráulico em poços
horizontais.
Materiais de poço resistentes a
elevados teores de CO2.Aumento da taxa de penetração no
reservatório.
Poços de longo afastamento.
Desafios Tecnológicos
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Engenharia Submarina
Qualificação de risers flexíveis para LDAde 2200 m, considerando a presença deCO2 e altas pressões.
Cenários para: torre de risers; riserhíbrido auto-sustentado (RHAS); riser de
aço em configuração em catenáriacomposta com flutuador (SLWR), entreoutras tecnologias.
Qualificação de linhas termicamente
isoladas para LDA de 2200 m. Linhas para injeção de gás com CO2 em
altas pressões.
Desafios Tecnológicos
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Garantia de Escoamento e LiftArtificial
Prevenir formação de hidratos
Deposição de parafinas ao longodas linhas de produção.
Controle de incrustaçõesAdministração da temperatura ao
longo das linhas
Desafios Tecnológicos
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Unidades de ProduçãoFlutuantes
Ancoragem em lâmina d’água de2.200 m
Interação do riser com o sistemaCenário para plataformas com
acesso direto aos poços (SPAR,FPDSO).
Desafios Tecnológicos
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Logística para o Gás Associado
Materiais mais adequados para lidarcom altas concentrações de CO2.
Gasoduto com mais de 18’’ em lâminad’água de 2.200 m.
Longa distância da costa (300 km).
Cenário para novas tecnologiasoffshore: LNG, CNG, GTL, GTW, etc.
Desafios Tecnológicos
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TECHNOLOGY PROGRAMON NEW EXPLORATORY
FRONTIERS
PROPES
PROSAL
Programas Corporativos Tecnológicos daPetrobras
PRO-CO2
Ó
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137 Laboratórios30 Plantas Piloto
CENPES
Objetivo:Desenvolver e disseminar tecnologias paraincorporar reservas e desenvolver a produção das
recentes descobertas do Pré-Sal.Carteira de Projetos:Construção de poços (fluidos, resistência do
cimento, estimulação, modelo geomecânico, liner
drilling, cement resistance, stimulation techniques,geomechanical model, controle na zona de sal,multilaterais, etc).
Geociências (estratigrafia química, integraçãotestemunho - perfil - teste, modelo geomecânico e
distribuição de fraturas, imageamento do pré-sal,atributos sísmicos)
Reservatórios: Otimização da recuperação dosreservatórios.
PRÓ-SAL - Programa Tecnológico
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Desafios Econômicos
DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX
20%
31%
9%
19%
18%
1%2%
Plantas de Processamento ExportaçãoInstalações de Superfície UEP
Completação Perfuração
Abandono
Desafios Econômicos
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Principais questões de investimento:
Taxa diária de sondas; Duração da perfuração e completação para contrução do poço;
Unidades de Produção Flutuante;
Sistemas de superfície – linhas de fluxo e risers, todos isolados eespecificados para altas pressões e fluidos com contaminates
Desafios Econômicos
D fi L í ti
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Grande distancia da costa;
Condições meteoceanográficas
Transporte de pessoal, suprimentos e equipamentos;
Gestão e tecnologias de armazenagem
Desafios Logística
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Pré-Sal da Bacia de Santos
A Estratégia de Desenvolvimento Os Desafios do Pre-sal
As Oportunidades do Pre-Sal
Conclusões
Agenda
A t id d d P é S l
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Cenário
Exploração e Desenvolvimento da Produção em diversos blocos.
Diversas empresas consorciadas em cada bloco.
Vários projetos a serem implantados em cada bloco.
Cada projeto demandará
Estudos de sub-superfície
Perfuração/completação de poços
Instalação de equipamentos submarinos
Lançamento de linhas submarinas
Emprego de Unidades de Produção
Escoamento de óleo e de gás Futura operação/manutenção por longo prazo de cada unidade
Forte direcionamento para o aumento do Conteúdo Local.
As oportunidades do Pré-Sal
Oportunidades para a Indústria Naval
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Construção de Unidades de Produção no Brasil Projeto e fabricação de cascos de grande porte Construção de diversos módulos das plantas de produção Integração casco-planta
Construção de sondas de perfuração/completação no Brasil Projeto e fabricação de cascos de grande porte Construção e montagem de equipamentos
Construção de barcos de apoio no Brasil
Inspeção e Manutenção da frota
Oportunidades para a Indústria Naval
Oportunidades para a indústria de
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Fabricação para unidades de produção e sondas de perfuração
Baleeiras e equipamentos de salvatagem
Equipamentos de movimentação de cargas Vasos de pressão
Motores, compressores e turbinas
Válvulas diversas
Desenvolvimentos para aplicações especiais
Ligas de aços resistentes a altas pressões e CO2
Amarras de poliéster
Tubulações industriais
Oportunidades para a indústria deequipamentos
Oportunidades na prestação de serviços
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Demanda crescente por serviços especializados Serviços de perfuração e completação marítimos
Projeto e construção de UPGN’s
Manuseio de equipamentos submarinos Serviços de inspeção submarina
Gerenciamento de projetos
Manutenção de grandes máquinas
Grande necessidade de logística Diferentes modais de transporte
Manuseio de cargas Facilidades e tecnologias de suprimento
Gestão e tecnologias de armazenagem Formação de mão de obra especializada Capacitação e certificação
Oportunidades na prestação de serviços
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Pré-Sal da Bacia de Santos
A Estratégia de Desenvolvimento Os Desafios do Pre-sal
As Oportunidades do Pre-Sal
Conclusões
Agenda
Conclusões
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A Petrobras possui uma experiência mundialmente reconhecida emáguas profundas para enfrentar os desafios técnicos e comerciais para aavaliação e desenvolvimento do Pré-Sal;
Um novo paradigma será estabelecido para a concepção aplicada aoPré-Sal na Bacia Santos Pré-Sal para o desenvolvimento da produção eapoio logístico;
Existem enormes oportunidades na indústria de Oil&Gas no Brasil paraas empresas já instaladas e novas companhias prestadoras de serviço efornecedora de equipamentos, devido à escala fornecida pela carteira doupstream;
O Pré-Sal iniciará a produção comercial em 2010, crescendorapidamente sua produção nos anos seguintes, alcançando uma
significativa contribuição para a produção de óleo e gás da Petrobraspara toda a próxima década, conforme será anunciado na próximarevisão do nosso Plano Estratégico.
Conclusões
Obrigado!
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Perguntas e RespostasVisite a nossa página na rede:
www.petrobras.com.br/riPara maiores informações:Petróleo Brasileiro S.A - PETROBRASDepartamento de Relações com Investidores
E-mail: [email protected]. República do Chile, 65 – 22º andar20031 912 – Rio de Janeiro, RJ(55-21) 3224 1510 / 3224 9947
Obrigado!