500 mil barris de óleo
por dia no Pré-Sal
José Formigli
Diretor do E&P
LOCALIZAÇÃO DA PROVÍNCIA PRÉ-SAL
—
SUL DE GUARÁ
SUL DE LULA
NE DE TUPI
ENTORNO DE IARA
FLORIM
LIBRA
BÚZIOS
(100%)
TRACAJÁ
CARIMBÉ NAUTILUS
BRAVA
BMC-33
BALEIA AZUL
BALEIA FRANCA CONCESSÃO (BACIA DE CAMPOS)
PARTILHA DA PRODUÇÃO
(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)
CESSÃO ONEROSA
(100%)
Polo Pré-Sal da Bacia de Santos
CARCARÁ
LULA / IRACEMA
CARAMBA
LAPA
JÚPITER
SAPINHOÁ
SAGITÁRIO
IARA
LOCALIZAÇÃO GEOGRÁFICA DO PRÉ-SAL
—
Agenda
MITOS SOBRE O PRÉ-SAL
—
07/09/2010
P-48 2 poços produtores
P-53 3 poços produtores
FPSO Capixaba 2 poços produtores
FPSO Cid. Anchieta 4 poços produtores
FPSO Cid. Angra dos Reis 4 poços produtores
FPSO Cid. Paraty 2 poços produtores
FPSO Cid. São Paulo 3 poços produtores
FPSO Cid. Niterói 1 poço produtor
P-58 3 poços
produtores
25 POÇOS PRODUTORES:
9 SISTEMAS DE PRODUÇÃO + 1 TESTE DE LONGA DURAÇÃO
—
FPSO Dynamic Producer 1 poço produtor
0
100
200
300
400
500
ago
-08
ou
t-0
8
dez
-08
fev-
09
abr-
09
jun
-09
ago
-09
ou
t-0
9
dez
-09
fev-
10
abr-
10
jun
-10
ago
-10
ou
t-1
0
dez
-10
fev-
11
abr-
11
jun
-11
ago
-11
ou
t-1
1
dez
-11
fev-
12
abr-
12
jun
-12
ago
-12
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/2010
114 mil bpd
360
milhões de
boe
24/Set/2012
211 mil bpd
20/Fev/2013
300 mil bpd
20/Fev/2014
407 mil bpd
24/Jun/2014
520 mil bpd
RECORDE DIÁRIO
MIL BPD
Produção
Acumulada
PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL
—
444
474
491
520 530
350
400
450
500
550
600
650
1-m
ai
3-m
ai
5-m
ai
7-m
ai
9-m
ai
11
-mai
13
-mai
15
-mai
17
-mai
19
-mai
21
-mai
23
-mai
25
-mai
27
-mai
29
-mai
31
-mai
2-j
un
4-j
un
6-j
un
8-j
un
10
-ju
n
12
-ju
n
14
-ju
n
16
-ju
n
18
-ju
n
20
-ju
n
22
-ju
n
24
-ju
n
26
-ju
n
28
-ju
n
30
-ju
n
Produção Realizada Potencial Máximo de Produção
PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL
—
24 de junho superado o patamar de 500 mil barris por dia
BACIA DE CAMPOS PETROBRAS CAMADA PRÉ-SAL
1953
1984
1974
1995
2006
2014 31 anos 21 anos 8 anos
4.108 poços 411 poços 25 poços
Águas ultraprofundas Águas Profundas Terra / 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 NORTE GOLFO DO MÉXICO CAMADA PRÉ-SAL
RELEVÂNCIA PARA O MUNDO
—
P-74 (+ 3 FPSOs convertidos) 1º: Búzios I 2016
P-66 (+ 7 Replicantes) 1º: Lula Sul 2016
FPSO Cid de Itaguaí Iracema Norte 2015
FPSO Cid de Maricá Lula Alto 2016
FPSO Cid de Saquarema Lula Central 2016
FPSO Cid de Ilhabela Sapinhoá Norte 2014
FPSO Cid de Mangaratiba Iracema Sul 2014
O CAMINHO À FRENTE ATÉ 2020 - MAIS 24 PLATAFORMAS
— 1
Sul Parque das Baleias 2018
1 Júpiter 2019
1 Búzios V 2019
1
Florim 2020
FPSO Cid de Caraguatatuba Lapa 2016
1 Carcará 2018
1
Libra 2020
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
Iracema
Norte
Norte Pq.
Baleias
Sapinhoá
Norte
Iracema Sul
Lula Alto
Lula Central
Lula Sul
Búzios I
Lapa
Lula Norte
Búzios II
Júpiter
Búzios V
Florim
Libra NE de Tupi
Iara NW
Sul Pq. Baleias
Carcará
Entorno de Iara
4,2
Piloto de
Sapinhoá
Piloto de
Lula NE
Milh
ões d
e b
arr
is p
or
dia
1,93
7%
3,2
Crescimento
em 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: 2016 Capacidade: 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)
Áreas Volumes 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 TUPI
ENTORNO DE IARA
FLORIM
BÚZIOS
Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P Planejamento 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 2030
Petrobras: 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 objetivo E&P
E&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 Partilha Cessão Onerosa (CO)
Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014
Unidades de Produção
Nú
mero
de
Un
idad
es de P
rod
ução
9 ECO
8 ECO ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
ECO
CO
CO
CO
CO
CO CO
8
2 CO
7
6
4
5
9
3
1 CO
7
CO
6
4
5
2
3
1
ECO
8
2
7
6
4
5
9
3
1
UEPs UEPs UEPs
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
—