ORLANDO RIBEIRO , CENPES Out / 2012

PRÉ-SALVISÃO GERAL

ESTRATÉGIA

PRINCIPAIS RESULTADOS

PERSPECTIVAS

AGENDA

O que é o PRÉ-SAL

CorcovadoCorcovado

Grandes Reservatórios Carbonáticos

Camada Pré-SalNova Fronteira Exploratória

Profundidade maior que 2000 metros

Profundidade total entre 5000 e 7000 metros

Camada de sal com mais de 2000 metros de

espessura

Localizado em área isolada, a mais de 300 km do continente

Foco na camada pós sal até 2006

Pre-Sal – Pontos Chave

• 31 % concessão• 69 % para próximos leilões

Alguns Pontos Chave:

Volumes recuperáveis declarado · Lula: 6,5 bilhões boe · Área Lula - Iracema 1,8 bilhões boe · Sapinhoá: 2,1 bilhões boe · Cessão Onerosd: 5,0 bilhões boe

Total: 15.4 bilhões boe

Cessão onerosa:

100% Petrobras

Polo Pré-sal Bacia de Santos vs Bacia de Campos

BM-S-11(TUPI)

BM-S-11(TUPI)

40 vezes a Baía de Guanabara

Polo Pré-sal Bacia de Santos vs Bacia de Campos

Linha do tempo do Pré-sal2000 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

Sísmica 3DReservatório Pré-Sal

6km

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Mai 2009: Primeiro Óleo de Lula - TLDSet 2008: Primeiro óleo pré-sal da Bacia de Campos - ESS-103A

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

Linha do tempo do Pré-sal

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Out 2010: Primeiro Óleo do Piloto de Lula

Set 2010: Cessão Onerosa

Dez 2010: Declaração de Comercialidade do Campo de Lula

Linha do tempo do Pré-sal

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Dez 2011: Declaração de Comercialidade de Sapinhoá

Dez 2010 to Julho 2011: TLD de Sapinhoá

Sapinhoá

Linha do tempo do Pré-sal

Potencial do Pré-Sal

Produzido = 15,5 bi boe

15,4 bi boe*

Volume Recuperável

Declarado

Lula + Sapinhoá+ Cessão

* Operado pela Petrobras* Operado pela Petrobras

AGENDA

PRÉ-SALVISÃO GERAL

ESTRATÉGIA

PRINCIPAIS RESULTADOS

PERSPECTIVAS

Mil bpdMil bpd

FPSO Cidade de Santos FPSO Cidade de Angra dos Reis P-56 P-57

Águas Rasas

Águas Profundas

Águas profundas e

ultra-profundasPré-Sal

Evolução da Produção Offshore

Uruguá Piloto de Lula

Terrestre

Produção no mar cresceu

Produção no mar cresceu 10% a.a 10% a.a

nos últimos 30 anos

nos últimos 30 anos

123 Unidades no mar (45 flutuantes e 78 fixas) 25 novas unidades no mar nos últimos 5 anosJubarte Marlim Sul

Aceleração da Inovação

Pós 2017

• Novas tecnologias

Fase 1b

Produção

2013/2017

• Piloto Sapinhoá • Piloto Lula NE• Sapinhoá N• Iracema S • Iracema N• 8 FPSO`s Replicantes• 4 Unidades da Cessão

Onerosa

Fase 1a

Cascos + Topsides contratados

(primeiro óleo 2016)

Casco contratadoTopside em contratação

(Primeiro óleo 2016)

Contratado (primeiro óleo 2014/2015)

ESTRATÉGIA

Coleta de Informações

2008/2018

• Poços de Avaliação• Teste de Longa

Duração• Piloto de Lula

Fase 0

2 FPSOs para TLD’s

Primeiro óleo apenas 4 anos após descoberta

Contratado (primeiro óleo 2013)

PRÉ-SALVISÃO GERAL

ESTRATÉGIA

PRINCIPAIS RESULTADOS

PERSPECTIVAS

AGENDA

Outra descoberta

no pré-sal da Bacia

de Santos: Carioca

NE 1/2011

Perfuração do primeiro poço na cessão onerosa confirma potencial de Franco NW

2/2012

Resultados Principais - Exploração

Segundo poço perfurado na cessão onerosa confirma potencial de Tupi Nordeste

3/2012

Nova descoberta

no pré-sal da Bacia

de Campos – área

de Albacora4/2011

Nova desoberta

no pré-sal da

Bacia de

Santos:Dolomita

Sul4/2012

Novos dados confirmam

a continuidade da

descoberta de Carcará–

Pré-sal Bacia de Santos

5/2012

Nova descoberta

na área da cessão

onerosa- Franco

SW8/2012

Principais Resultados - Exploração

Sucesso

> 90% > 80%

Bacia de SantosBacias de Campos +

Santos

32 Poços 73 Poços

Sucesso

Poços Exploratórios Perfurados

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

· Continuidade lateral muito boa

· Alta produtividade

• Pioneira Reinjeção de CO2 em águas profundas

• Alta produtividade

• Primeiro poço horizontal

• Fast track project

• Pioneira Reinjeção de CO2 em águas profundas

• Alta produtividade

• Primeiro poço horizontal

• Fast track project

Principais Resultados – Piloto de Lula

Produção

BC

PPSBS 113 mil bpd

78 mil bpd

85 mil bpd

192 kmilbpd

Jan / 2011

Set / 2012

107 mil bpd

85 mil bpd

54 mil bpd

31 mil bpd

100 milhões

boe

Set/2008

AGO/2012

EDISEEDISE

Piloto de Lula

Destaques Tecnológicos - Subsuperfície

Visão através do salVisão através do sal

Boa Caracterização de Reservatório

Boa Caracterização de Reservatório

Modelo geológico e de escoamento coerentesModelo geológico e de escoamento coerentes

Poços

Primeiro poço

horizontal no Pré-Sal

LL-8H – Piloto de Lula

Poços seguros e confiáveisPoços seguros e confiáveis

Otimização de custo e alta produtividade em poços nas condições do Pré-Sal

Otimização de custo e alta produtividade em poços nas condições do Pré-Sal

Destaques Tecnológicos – Construção de Poços

Sistemas submarinos seguros e confiáveisSistemas submarinos seguros e confiáveis

Otimização de custos para projetos em águas ultra-

profundas

Otimização de custos para projetos em águas ultra-

profundas

Destaques Tecnológicos – Sistema Submarino

Adequados para os fluidos do pré-sal e seus

contaminantes

Adequados para os fluidos do pré-sal e seus

contaminantes

Destaques Tecnológicos – Unidades de Produção

PRÉ-SALVISÃO GERAL

ESTRATÉGIA

PRINCIPAIS RESULTADOS

PERSPECTIVAS

AGENDA

GM EN-V- Small plug-in

Cenário 2030

Cenário Energia 2030

Fonte: BP Statistical Review 2011IEA

0

20

40

60

80

100

120

140

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Preço Óleo Cru

US

D/b

blU

SD

/bbl

2030 - Projeção da produção de óleo e LGN (milhão b/d)

Europa

Ásia Pacífico

América do Sul

África

Ásia

América do Norte e Central

Oriente médio

2030 - Projeção da produção de óleo e LGN no mar (milhão/d)2030 - Projeção da Produção de Óleo e LGN em águas profundas (milhão b/d)

Source: WoodMackenzie, 2010

+ 17 %+ 26 %+ 90 %

Cenário Energia 2030

Perspectivas

Pré-Sal (concessão)5%

Pos-Sal95%

Cessão onerosa1% Pré-Sal (concessão)

30%

Pos-Sal69%

Novas Descobertas11% Pre-Sal

(Cessão onerosa)

19%

Pré-Sal (concessão)

28%Pos-Salt42%

20112.022 mil bpd

20162.500 mil bpd

20204.200 k bpd

Florim Dez/20

Espadarte III

Ent. de Iara Dez/19

Franco 5Dez/18

Bonito

Maromba

Espadarte I

Sul Parque das BaleiasFranco 3

Dez/17

NE TupiJul/17

Carimbé

Aruanã

Iara NWOut/17

Iara HorstJun/17

Lula Ext SulJan/17

CarcaráMar/18

JúpiterMar/18

Sul de GuaráJan/18

Franco 4Jan/18

Lula CentralMar/16Lula SulJun/16

Franco 1Jul/16

Carioca 1Ago/16

Franco 2Dez/16

Lula AltoJan/16

Lula NorteSet/16

Iracema Norte

Dez/15

Sapinhoá Norte (C. de

IlhaBela)Set/14

Norte Parque das Baleias

(P-58)

Roncador IV (P-62)

Iracema Sul (Cidade de

Mangaratiba)Nov/14

Piloto Sapinhoá

(Cidade de São Paulo)

Jan/13

Piloto Lula NE (Cidade de

Paraty)Mai/13

Papa Terra (P-61 e P-63)

Roncador III (P-55)

Baúna e Piracaba (Cidade de

Itajaí)

Baleia Azul (Cidade de Anchieta)

Produção de óleo

Investimentos 2012-2016

Investimento Petrobras no Pré-Sal: US$ 69,6 bi

Total: Petrobras + Parceiros US$ 93,1 bi

85 %58,9 bi15%

10,7 bi

Bacia de Santos

Bacia de Campos

Desenvolvimento

Exploração

Infra-estrutura

82 %48,3 bi14 %

8,1 bi

4 %2,4 bi

Bacia de Santos

Aceleração da Inovação

Pós 2017

• Novas tecnologias

Fase 1b

Produção

2013/2017

• Piloto Sapinhoá• Piloto Lula NE• Sapinhoá N• Iracema S • Iracema N• 8 FPSO`s Replicantes• 4 Unidades de produção da Cessão Onerosa

Fase 1a

Estratégia

Coleta de Informações

2008/2018

• Avaliação de Poço• Teste de longa duração• Piloto de Lula

Coleta de Informações

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

Nova Geração de Tecnologias Desenvolvidas no Brasil com Parcerias Chave

FUTURE VISION

Perfuração Sem RiserPerfuração Sem Riser

Perfuração à Laser

Perfuração à LaserNanopartículas Nanopartículas

NanomateriaisNanomateriais

ProcessamentoSubmarino

ProcessamentoSubmarino

Distribuição Elétrica Submarina

Distribuição Elétrica Submarina

Veículo SubmarinoAutônomo

Veículo SubmarinoAutônomo

Nova Geração deEquipamentos de ProduçãoFPSO do FuturoFPSO do Futuro

Visão Futura

2030 – Cenário Tecnológico – Caracterização de Reservatórios

Sísmica: Aquisição, Processamento, Interpretação e Visualização

Integração de Diferentes Escalas

Reservatório Detalhado com um Plugue

Monitoramento Total do reservatório

4D Permanente

Sensores

Nanorobôs

Otimização Produção+Reservatório

2030 – Cenário Tecnológico – Gerenciamento de Reservatórios

Perfuração à Laser

Perfuração sem Riser

Nanotecnologia

2030 – Cenário Tecnológico – Construção de Poços

Processamento Submarino Compacto & Bombeamento Multifásico

Distribuição Elétrica Submarina

AUV – Monitoramento de Integridade e Condições

2030 – Cenário Tecnológico – Sistemas Submarinos

Equipamentos de Processamento Compactos

Plug & Play

Tecnologia de Informação+Comunicação

Robótica

2030 – Cenário Tecnológico – Topsides

A Produção no Futuro

Reservatório na palma da mão

Perfurar melhor e recuperar mais

Nova arquitetura de produção

Reservatório na palma da mão

Perfurar melhor e recuperar mais

Nova arquitetura de produção

Monitoramento permanente e otimização em tempo realMonitoramento permanente e otimização em tempo real

Investimento em P&D da Petrobras

Fonte: CENPES/GTEC/ODG

Total US$ 3,1 bilhões

Investimentos de P&D por área (2009-2011)

Média 2001- 03

US$ 160 million

Média 2001- 03

US$ 160 million

Média 2009-11

US$ 1,041 million

Média 2009-11

US$ 1,041 million

Investimentos 2011 em P&D das Empresas de EnergiaComparativo

( ) % da Receita Bruta

Fonte: Energy Evaluate, 2012

US$ MM

2.056 (0,7%)2.056 (0,7%)

1.454 (1,0%)1.454 (1,0%)

1.125 (0,2%)1.125 (0,2%)

1.086 (0,5%)1.086 (0,5%)

1.073 (2,7%)1.073 (2,7%)

1.044 (0,2%)1.044 (0,2%)

780 (0,2%)780 (0,2%)

750 (0,2%)750 (0,2%)

627 (0,3%)627 (0,3%)

462 (2,0%)462 (2,0%)

PetrochinaPetrochina

PetrobrasPetrobras

ShellShell

TotalTotal

SchlumbergerSchlumberger

ExxonMobilExxonMobil

BPBP

SinopecSinopec

ChevronChevron

Baker HughesBaker Hughes

Empresas de serviçoEmpresas de serviço

Investimento em P&D 2009 – 2011Investimento em P&D 2009 – 2011

Em parceria com universidade e instituições de P&D brasileiras

Cooperação Externa

Em parceria com instituições de P&D internacionais, prestadores de serviço e outras companhias

Interno

Copyright © by Petróleo Brasileiro S/A

Expansão do Centro de Pesquisas

45

Copyright © by Petróleo Brasileiro S/A

Investimento de US$700 milhõesInvestimento de US$700 milhões

Laboratórios - 227

CENPES Sítio Original Expansão Total:

Área Construída: 53.000 m2 65.000 m2 118.000 m2

Área Total: 118.000 m2 190.000 m2 308.000 m2

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;

Obrigações de Investimento em P&D

Obrigações de Investimento em P&D

0.5 % da Receita Bruta dos Campos de Alta produtividade0.5 % da Receita Bruta dos

Campos de Alta produtividade

Sistema Regulatório Brasileiro (ANP)Sistema Regulatório Brasileiro (ANP)

Expandindo a Capacidade Brasileira de P&D

US$ Milhões

Investimentos da Petrobras nas Universidades e Instituições de P&D Brasileiras

Infraestrutura em P&D

Projetos de P&D e Serviços Tecnológicos

Cooperação com as Universidades e Instituições de P&D Brasileiras

Tempo

31

296

74%

26%

0

50

100

150

200

250

300

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

10 x

2011

Inve

stim

ento

s

Novos Centros de Pesquisa no Brasil

Obrigado!