Desafios à Exploração e Produção de Petróleo no Brasil

Petróleo e Gás:
Desafios à Exploração e
Produção de Petróleo no
Brasil
Expositor: Francisco
Nepomuceno Filho – Gerente
Executivo de Exploração e
Produção, Diretoria de E & P,
Petrobras
Parceria na Divulgação dos
Resultados:
Economia e Energia – ONG
SEMINÁRIO
RECURSOS ENERGÉTICOS DO BRASIL:
PETRÓLEO, GÁS, URÂNIO E CARVÃO
Rio de Janeiro 30 de setembro de 2004 - Clube de Engenharia
Desafios à Exploração
Produção de Petróleo no
Brasil
Francisco Nepomuceno Filho
Gerente Executivo de Exploração e
Produção da Petrobras
Rio de Janeiro, 30 de Setembro de 2004
Perfil da Produção de Óleo Nacional
3.000
Mil bpd
2.300
1.780
1.540
2.000
1.000
1977
1981
1985
1989
1993
1997
2001 2003 2005
2010
Ano
Terra
Mar LDA < 400M
Mar LDA > 400M
Meta
O Planejamento Estratégico 2004/2010
• A produção crescerá
crescerá em
em média
média 5,9%
5,9% a.a.
a.a. até
até 2010,
2010, atingindo
atingindo aa
auto suficiência em 2006.
Produção
Produção de
de Óleo
Óleo ee de
de LGN
LGN (milhões
(milhões de
de barris/dia)
barris/dia)
2,30
1,54
0,23
1,78
0,55
Produção
excedente
1,75
Produção
processada
pela Petrobras
no Brasil
0,42
1,31
1,36
2003
2005
2010
Demanda de Derivados de Petróleo no Brasil
Crescimento
de 2,4% aa
mil bpd
2.023
1.700
7%
7%
258
100
121
127
874
43%
732
13%
226
246
18%
12%
300
196
323
222
2003
GLP
Gasolina
Meta 2010
Nafta
Diesel + QAV
OC
Outros
Produção de Óleo da Petrobras x Demanda Nacional
Produção Petrobras/
Consumo de derivados
52%
70%
91%
100%
2500
2000
2300
1769 1806 1802 1761
1700
1686 1722
1783
2023
1780
1500
1500 1540
1000
869
1004
1132
1271
1336
Produção Petrobras
Consumo de derivados
500
0
114%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
2005
(*) Estimativa Petrobras: crescimento da demanda de 2,4 % ao ano
2010
Mercado de Gás Natural no Brasil
77,6
Milhões de m3/dia
Crescimento
de 14,2% aa
13,8
36,7
30,7
4,6
19,6
27,1
6,5
2003
Termelétrica
Meta 2010
Industrial
Obs: não inclui consumo interno da Petrobras
Outros usos
Perspectiva para o Gás Natural
Gasodutos, reservas provadas atuais
•
Investimentos superiores
a US$ 3,0 bilhões, visando
o desenvolvimento do
mercado de Gás Natural:
•
Malha de Gasodutos do
Nordeste
•
Gasoduto SudesteNordeste GASENE
•
Gasoduto Urucu - Coari –
Manaus
•
Gasoduto Campinas – RJ
•
Malha de Gasodutos do
Sudeste
Reservas Provadas
Brasil
8,0 TCF
Bolívia
52,3 TCF
GASENE
Argentina
32,9 TCF
1.225 Km
Construção
Atual
Em avaliação
Gasbol
Reservas Provadas no Brasil
14
SPE
SPE (bilhão
(bilhão boe)
boe)
12,6
12
11,01
10
Produção Acumulada
Até 12/2003
UN
UN-BA
UN-BC
UN-BSOL
UN-ES
UN-RIO
UN-RNCE
UN-SEAL
Total
(Mil BOE)*
1.696.491
4.510.393
145.360
179.650
387.980
787.948
764.892
8.472.713
8,1
8,54
1996
1997
8,78
9,52
9,65
1999
2000
9,67
8
6
4
2
0
1998
2001
2002
2003
O Desafio da Exploração
INCORPORAR 1,9 bi BOE DE NOVAS
DESCOBERTAS ATÉ 2005 e ...
INCORPORAR 8,2 bi BOE DE NOVAS
DESCOBERTAS ATÉ 2010
17,3 (META)
13,7 (META)
12,6
11,0
8.5 8.8
9.5
9.7
8,2
1,9
9.7
11,8
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
2005
9,1
2010
ND: novas descobertas
Reservas
Reservas Provadas,
Provadas, SPE
SPE (bilhões
(bilhões BOE)
BOE)
ND
1oo Grande Desafio – Implantação de muitos
Projetos de Desenvolvimento da Produção
Perfil das Reservas Provadas em 31/dez/2003 (SPE)
(12,6 bilhões boe)
84%
Óleo + condensado
Reservas
Reservas Provadas
Provadas
Não
Não Desenvolvidas
Desenvolvidas
9% 7%
Gás Não Associado
Gás Associado
Reservas
Reservas
Provadas
Provadas
Desenvolvidas
Desenvolvidas
42%
58%
Principais Sistemas de Produção nos
Próximos 5 anos
PROJETO
ANO
CAPACIDADE (MBPD)
1
FPSO MLS
2004
100
2
BR P- 43
2004
150
3
CRT P- 48
2004
150
4
PEROÁ –CANGOÁ
2004
4 mm m3
5
ABL P- 50
2005
180
6
JUBARTE F.1 P- 34
2005
60
7
GOLFINHO
2006
100
8
RJS-409
2006
100
9
ESS-132
2006
100
10
MANATI
2006
6 mm m3
11
RO P- 52
2007
180
12
RO MOD-2 P- 54
2007
190
13
MLL P- 53
2007
180
14
MLS FPSO MOD 3A
2007
100
15
FR
2007
100
16
MLS MOD-1 P- 51
2008
180
17
AB Complementar
2008
100
Desenvolvimento de Marlim Sul P38/P40,
FPSO-MLS e P-51
Módulo 1
Complementar
P-38
15
00
P-40
FPSO
Marlim Sul
m
10
00
m
Módulo 1
Operando
Resumo
Resumo
Módulo
Módulo 11
P-40
Complem.
P-40 // P-38
P-38
Complem.
Poços
Poços Produtores
Produtores
16
16
55
14
14
Poços
Poços Injetores
Injetores
Capacidade
Capacidade (bpd)
(bpd)
10
10
155.000
155.000
44
100.000
100.000
10
10
180.000
180.000
2001
2001
P-40
P-40 (SS)
(SS)
P-38
(FSO)
P-38 (FSO)
23-27
23-27
2004
2004
2008
2008
FPSO-MLS
FPSO-MLS
P-51(SS)
P-51(SS)
25
25
22
22
Primeiro
Primeiro Óleo
Óleo
Sistema
Sistema de
de
Produção
Produção
API
API
Módulo 3
Módulos
Módulos
33 && 44
Módulo
Módulo 22
Em
Em
Estudo
Estudo
viabilidade
viabilidade
Lâmina d’água:
850 – 2400 m
P-51
Gasoduto
Oleoduto
Módulo 2
0m
0
25
Módulo 4
Desenvolvimento de Barracuda & Caratinga
Resumo
Resumo
Lâmina d’água:
700 –1200 m
Barracuda
Barracuda
Caratinga
Caratinga
Poços
Poços Produtores
Produtores
20
20
12
12
Poços
Poços Injetores
Injetores
14
14
88
150.000
150.000
150.000
150.000
2004
2004
2004
2004
FPSO
FPSO -- P43
P43
25
25
FPSO
FPSO -- P48
P48
23
23
Capacidade
Capacidade (bpd)
(bpd)
Primeiro
Primeiro Óleo
Óleo
Sistema
Sistema de
de Produção
Produção
API
API
PEROÁ E CANGOÁ AMPLIADO
PROJETO INTEGRADO
CACIMBAS - VITÓRIA
•Diâmetro-Extensão
26 pol- 112 km
16 pol - 15 km
• Capacidade 4.0 MMm³/d
• Pressão 100 kgf/cm²g
• Origem Unidade Trat. Gás
de Cacimbas (UTGC), 23 km
ao norte de Lagoa Parda
• Extremidade final
interligada com o duto
Lagoa Parda – Vitória, na
altura da Cia. Vale do Rio
Doce.
Desenvolvimento de Albacora Leste
Resumo
Resumo
Lâmina d’água:
1100 –1500 m
Poços
Poços Produtores
Produtores
18
18
Poços
Poços Injetores
Injetores
11
11
Capacidade
Capacidade (bpd)
(bpd)
Primeiro
Primeiro Óleo
Óleo
Sistema
Sistema de
de Produção
Produção
API
API
- 50
P
180.000
180.000
2005
2005
P-50
P-50 (( FPSO
FPSO ))
19
19
Investimentos Futuros do E&P
Projetos de Exploração e Produção (2004-2010)
No Brasil
Internacional
Total
$ 26,2 bilhões
$ 6,0 bilhões
$ 32,2 bilhões
Exploração e Produção no Brasil (2004-2010)
Exploração
Desenvolvimento da Prod
Total
$ 3,4 bilhões
$ 22,8 bilhões
$ 26,2 bilhões
Project Finance
$ 1,4 bilhões
Fluxo de Caixa e Financ. Corp. $ 24,8 bilhões
Total
$ 26,2 bilhões
O Plano de Investimentos
• US$ 53,6 bilhões no período 2004-2010, representando um investimento
médio anual de US$ 6,6 bilhões no país e US$ 1,1 bilhão no exterior.
Distribuição por Localização
Distribuição por Negócio
Distribuição por
21%
Negócio
21%
86%
US$ 46,1 bi
US$ 32,1 bi
US
$7
,5
bi
14%
60%
60%
US$ 32,1 bi
bi
2
,
1
$1
S
U
bi
2
,
1
$1
S
U
6,1
6,1
1,4 1,7
1,7
11%
11%
3%
1,1 1,4
3%
1,1 3%
3%
Brasil
Internacional
2%
2%
(1), (2)
(1)
(1),
(2)
E&P E&P
Downstream
Downstream(1)
(1)
(1)
Gás e Energia
Distribuição
Gás e Energia
Distribuição
(1)
(1)
(1) (1)Petroquímico
Áreas Corporativas
Petroquímico
Áreas Corporativas
(1) Inclui a área Internacional
(2) E&P doméstico: investimento de US$ 26,2 bilhões
•• 70%
70% dos
dos investimentos
investimentos serão
serão financiados
financiados por
por geração
geração
própria
própria de
de caixa
caixa
2oo Grande Desafio – Implantação das Novas
Províncias Produtoras de Petróleo.
274
274 Campos
Campos de
de Produção
Produção
Bacia
Bacia de
de Campos
Campos
15%
85%
Outras
Outras Bacias
Bacias
Produção de óleo
1.540 mil bpd
Reservas
Reservas Provadas (SPE)
12,6 bilhões BOE
Bacia
Bacia de
de Campos
Campos
79%
19%
21%
Outras
Outras Bacias
Bacias
81%
Outras
Outras Bacias
Bacias
Bacia
Bacia de
de
Campos
Campos
Bacia de Campos
Jubarte
Roncador
Campos
Macaé
Albacora
Marlim
175 km
Marlim Sul
Cabo Frio
Rio de
Janeiro
Caratinga
2. 0
00 m
40
Sistemas de Produção:
*Plataformas Fixas: 14
*Sistemas Flutuantes: 14
60 km *FPSO: 9
1.0
00
m
20
40 Campos, entre 400 e 3000 m de LDA.
40
0m
0
Barracuda
Área da bacia:100 000 km2
Descobertas Recentes: 6,6 bilhões de boe
-30
0m
Gás Natural
14,8 TCF
Óleo Leve
1,0 bi bbl
Óleo ~ 17 º API
2,0 bi bbl
Jubarte & Cachalote
0,95 bi bbl
TOTAL
6,6 bi boe
Bacia de Se
-
Al(Óleo Leve) ~150 milhões bbl
Bacia do ES (Óleo Leve) ~450 milhões bbl
I TOBI
Bacia de Campos (BC-60 - óleo 17º API ) ~ 2,0 bilhões bbl
(óleo leve
- BC
- 60) ~ 400 milhões bbl
Bacia de Santos (Gás natural) ~14,8 TCF
250 k m
G398 0
0
RING FENCES
LOCALIZAÇÃO
Bacias do Espírito Santo, Campos e Santos
Campos descobertos até 1984
Campos descobertos após 1984
Campos descobertos em 2002/2003
Descobertas em avaliação (Planos de Avaliação)
PÓLOS
Negócio
Norte
Capixa
ba
Conceição
da Barra
São Mateus
Jaguaré
Linhares
Pontal do
Ipiranga
Povoação
Regência
Grande
Foz do
Rio Doce
Óleo
Leve
Vitória
Piúma
Itapemirim
Marataízes
P. Kennedy
Parque das
Baleias
Águas Ultraprofundas
PARQUE DAS BALEIAS
Uma das Novas Fronteiras Capixabas
Reservas potenciais no BC-60
2,1 Bilhões boer
Descobertas de Gás na Bacia de Santos
4-SPS-35
1-RJS-587
m
0k
18
1-ELPS-14D
VOLUMES RECUPERÁVEIS
DESCOBERTOS
(Bloco)
Volumes
(Bilhões
de m³)
(Observações)
BS
- 400
237,7
100% BR
BS
- 500
178,3
100% BR
2,8
BR (40%)
BS
- 1
TOTAL
418,8
Descobertas - 2003: BS-400
Î 4-SPS-35
SPS-35
Prof.D´água: 485 metros
Intervalo: 4.792/4.890 metros
Espessura: ~100 metros
TFR-01
Prof.Final poço: 4.956 metros
SPS-35
TRF-01 (4791/4890 m)
Teste conclusivo
Intervalo portador de gás
e condensado
Vazão estimada de gás (AOF):
2,53 milhões m3/dia
2 km
Topo Sal
3oo Grande Desafio – Exploração das Novas
Fronteiras Exploratórias
Bacias da Foz do Amazonas, Pará-Maranhão,
Barreirinhas e Ceará – Margem Equatorial
BFZ-2
Mero
Piaba
200 km
320 km
Sede do município de Amapá
FZA-1
Salvaterra
Algodoal
Foz do
Amazonas
PAMA-3
600 km
480 km
ParáMaranhão
BAR-3
Barreiri
nhas
Bacias do Pará-Maranhão, Barreirinhas e
Ceará – Margem Equatorial
SEÇÃO GEOLÓGICA DO OESTE DA AFRICA - NIGÉRIA
Bloco 324
Bacia
Bacia do
do PAMA
PAMA –– Cinturões
Cinturões de
de deslizamento
deslizamento
gravitacional
gravitacional do
do Ksup.
Ksup. ee Terc.
Terc. Inf.
Inf.
Bacia
Bacia de
de Barreirinhas
Barreirinhas –– Calhas
Calhas de
de turbiditos
turbiditos ee bright
bright spots
spots em
em
cristas
cristas em
em anticlinais
anticlinais de
de cinturões
cinturões de
de deslizamento
deslizamento gravitacional
gravitacional
4oo Grande Desafio –
Negócios Internacionais de E&P
80% dos investimentos para a área internacional serão destinados ao E&P
Investimentos de US$ 7,5 bilhõesb
Produção (mil boed)
613
134
80%
9%
4%
3%
2%
2%
E&P
Refino e Marketing
Distribuição
Gás e Energia
Petroquímica
Outros
246
85
305
107
161
198
2003
2005
Óleo e LGN
479
2010
Gás Natural
• A América Latina receberá cerca de 50% dos investimentos previstos.
• Meta de custo de extração US$ 2,4/boe em 2010
• Meta custo de Refino US$ 1,2/boe em 2010
Considerações Finais: Os Grandes Desafios
1) Implantação de 18-20 grandes projetos de Desenvolvimento da
Produção alavancando a Indústria Nacional e elevando a
produção nacional a 2,3 milhões de barris por dia até 2010.
2) Aumento da Reserva de Petróleo de 12,6 para 17,3 bilhões de
barris em 2010, garantindo a sustentabilidade da Produção por
15-20 anos.
3) Implantação de infra-estruturas em novas
Produtoras, no Espírito Santo e na Bacia de Santos.
Províncias
4) Garantia da atração, do treinamento e da retenção dos
Recursos Humanos da companhia necessária aos desafios
futuros e ao crescimento da companhia, dado que a elevada
produção garantirá um fluxo de caixa para a financiabilidade dos
futuros projetos da companhia.
Considerações Finais: Os Grandes Desafios
5) Intensificar a exploração nas bacias de Jequitinhonha, Bahia
Sul, SE/AL e as bacias da Costa Norte-Equatorial do Brasil.
6) Aceleração da explotação dos campos de gás natural
descobertos, implantando a rede de dutos e o crescimento da
oferta de gás no Brasil.
7) Aplicação de tecnologias avançadas para atender a maturidade
de campos da Bacia de Campos e das bacias maduras de terra,
com tecnologias cada vez mais apuradas que garantam o
aumento do fator de recuperação e o gerenciamento eficiente do
manuseio de água de produção e de injeção.
Considerações Finais: Os Grandes Desafios
8) Continuo avanço tecnológico visando a explotação de
forma econômica dos campos de óleo pesado em águas
profundas e de campos menores (< 100 mm bbl) em águas
profundas.
9) Investimentos maiores na Segurança Operacional, devido
ao envelhecimento da infra-estrutura, no Atendimento as
Demandas cada vez mais restritivas na Preservação do
Meio Ambiente e na Saúde da força de trabalho.
da
n
ábe
r
G
a
bar
a
an
u
G
Obrigado pela
Atenção!
da
n
ábe
r
G
a
bar
a
an
u
G
Fim