Experiências da Petrobras no Caminho do Pré-Sal

Francisco Nepomuceno Filho

Gerente Executivo - E&P Corporativo

Rio Oil & Gas – RJ, setembro de 2008

Avanços em águas profundas.Avanços em águas profundas.

2000

1992

Vazão: 21.000 bopd

Descobertas Petrobras de Óleo/Gás em Águas profundas 1984- 2003

Descobertas Petrobras de Óleo/Gás em Águas profundas 1984- 2003

Águas Profundas na Bacia de Campos-Conhecimento - Campos Gigantes em AP Geológico: - Turbiditos Terciários

- Arenitos Inconsolidados- Altas permeabilidades (1-4 Darcies)

-Tecnologias: - Plataformas de produção: SS e FPSO - Poços Horizontais com “Gravel packing”

para evitar produção de areia- Completação submarina- Dutos rígidos e linhas flexíveis

- Aval. Econômica: - Produção aumentou de 500 mil para 1,5 milhões de bopd- Reservas provadas: de 3 para 10 bilhões de boe

AB / ABL

MRL / MLS / MLL

BR / ESP

Águas Rasas BC

Litoral Sul BC

RO

Bacia de Campos

Pólos de Produção

Descobertas de Óleo/Gás entre 2003-2006Descobertas de Óleo/Gás entre 2003-2006

Novas descobertas em AP – Bacias: Santos e Esp. Santo-Conhecimento - 5 novos campos gigantes em AP Geológico: - Reservatórios profundos (Cretáceo)

- Óleo pesado, óleo leve e gás - Baixa permeabilidade (1-100 mdarcies)

-Tecnologias: - Poços de alta produtividade (poços horizontais)- BCSS

- Aval. Econômica: - Produção aumentou de 1,5 para 1,8 milhões de bopd- Reservas provadas: de 10 para 14 bilhões de boe- Descobertas > 8 bilhões de boe

Reservas de óleo e gás no Brasil - Critério SPE

07

1414

1212

1010

88

66

44

22

00

Terra

60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 0604

Bi boe1414

1212

1010

88

66

44

22

00

13,92

Águas Rasas (0 - 300 m)Águas profundas (> 300m)

11,01

3.8

9,3

6,0

UN (Milhões BOE)UN-AM 355 UN-RNCE 958 UN-SEAL 923 UN-BA 1.917 UN-ES 292 UN-BC 5.836 UN-RIO 1.216 UN-BS 6 Total 11.510

Produção Acumulada Até 12/2007

693 716809 869

1004

1132

12711336

1500 1540 1493

1684

0

500

1000

1500

2000

2500

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Mil

b/d

1778 1792

1950

2011 2012

24212374

21912269

Produção de Óleo da Petrobras Produção de Óleo da Petrobras

1.0111.152

1.313

1.686

834

454439536

20%24% 23%

39%

50%55%

49%

59%

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

MM

US$

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Indi

ce d

e Su

cess

o Ex

plor

atór

io (%

)

Investimentos Exploratórios

2.590

944596

8441.098

1.5912.024

3.609

564

1.4481.770

4.007

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Milhões boer

Milh

ões

boer

Volume Descoberto Economicamente Recuperável pela Petrobras no Brasil

11,4 bi boer

- 2.12.1 6.26.2 6.86.8 6.76.712.712.7

14.414.414.214.2 14.014.0 12,812,8

15.815.8

22.222.2

40.040.048.548.5 55.055.0

28.528.5

38.638.6

60.460.4

69.369.374.574.5

-

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

4o tri/ 2006 4o. Tri/ 2007 4o. Tri/ 2008 4o. Tri/ 2009 4o. Tri/ 2010

Milh

ões

de m

3 /d

Norte Nordeste Sul-Sudeste

45% p/a45% p/a

11% p/a11% p/a

PLANGÁS - Curva de Entrega de Gás Natural

Vitória

Plataformas da Plataformas da UNUN--BC e UNBC e UN--RIORIO

REDUCREDUC

CabiCabiúúnasnasCampinasCampinas

AmpliaAmpliaçção da UTGC ão da UTGC 20 MM m3/d20 MM m3/d

Ubu

Belo HorizonteBelo Horizonte

CaraguatatubaCaraguatatubaRio de JaneiroRio de Janeiro

CaraguatatubaCaraguatatuba

GuararemaGuararema

Lagoa Parda

AdequaAdequaçção ão UPGN Cubatão UPGN Cubatão 2,5 MM m3/d2,5 MM m3/d

GaroupaGaroupaNamoradoNamorado

EnchovaEnchova

PeroPeroáá/Cango/Cangoáá

MerluzaMerluza

LagostaLagosta

P-51 Marlim Sul Módulo 2

Golfinho Módulo 2

P-52 Roncador Módulo 1AP-54 Roncador Módulo 2

MexilhãoMexilhão UruguUruguáá

TambaTambaúú

CanapuCanapu

P-53 Marlim Leste

AmpliaAmpliaçção de ão de CabiCabiúúnas/ REDUCnas/ REDUC23 MM m3/d23 MM m3/d

MarlimMarlim Leste Leste –– MMóódd. 2 (Jabuti). 2 (Jabuti)

UTGCA 15 MM m3/dUTGCA 15 MM m3/d

CamarupimCamarupim

CubatãoCaraguatatuba

200820082008

200820082008

200820082008

200920092009

201020102010Cabiúnas

CacimbasParque das Conchas

UPGN SulUPGN SulCapixabaCapixaba

2,5 MM m3/d2,5 MM m3/d

Metas PLANGMetas PLANGÁÁSS20082008 -- 40 MM m40 MM m33/d/d2010 2010 -- 55 MM m55 MM m33/d/d

Descobertas de Óleo e Gás na seção pré-sal na Bacia de Santos – 2006-2008

Descobertas de Óleo e Gás na seção pré-sal na Bacia de Santos – 2006-2008

Cluster blocks

Descobertas no Pré-Sal Conhecimento - 8 descobertas em águas Ultra Profundas em SantosGeológico: - Reservatórios carbonáticos abaixo de 2 mil metros de sal

- Óleo leve e gás

-Tecnologias: - FPSO e TLWP - Planta de GNL marítima- Poços de Alta produtividade (alta inclinação)

- Aval. Econômica: - Descoberta de Tupi - 5 a 8 bilhões de boe- Descoberta de Iara – 3 a 4 bilhões de boe- 6 novas descobertas em avaliação

Província Pré-Sal: Nova Era

GaseneGasene

77 km

Catuá

Jubarte

Cachalote

Ostra

Abalone

Argonauta

NáutilusFranca

Azul

Anã

Pirambú

CaxaréuMangangá

20 km

N

S

4-ESS-149 1-ESS-122

1-ESS-116

3-ESS-110HPA

4-ESS-135

1-ESS-119

BLA

BAZ

CTU

1-ESS-125

1-ESS-103

6-CHT-4

4-ESS-172-ES 4-ESS-175-ES

1-ESS-103A-ESJUB

BFR

CHT

MGG

NAU

PRB

CXR

Testes mostraram alta produtividade em reservatórios do pré-sal

1-CHT-004-ES

Descobridor do Campo de Caxaréu

Teste previsto para o segundo semestre (aguardando sonda)

TLD iniciando em 02/09/2008

(P-34)

6-BAZ-001-D-ES

6-BFR-001-D-ESLocação aprovada

Descobridor do Campo de Pirambú

4-ESS-1723-ESS-175

Locação aprovada

Descobertas no Pré-Sal no Estado do Espírito Santo (Bacia de Campos)

Província Pré-Sal

Bacia de Campos

Província Pré-Sal

MXL / MLZ / LAG

Cluster

Litoral Sul BS

Litoral Norte BS

Bacia de Santos

Sistemas Petrolíferos das Bacias de Campos e Santos

20 km

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

0

Sal

Lâmina d’água atual

Pré´-sal

Linha sísmica/seção geológica - Santos

Pré-sal da Bacia de Santos

BM-S-21

BM-S-24

BM-S-8BM-S-9

BM-S-10

BM-S-11

BM-S-17

BM-S-42

BM-S-42

133 km

166 km

PMXL

22 km

~ 200 Km

290 km

RJS-628

SPS-51

SPS-52RJS-646

RJS-617

SPS-50

Percentual Total das Reservas Mundiais

Thunder Horse1.0 Bi

1998-2008

Os campos gigantes representam 79% do total das reservas mundiais

Sakhalin I5.1 Bi

2001-2007

Sakhalin II4.5 Bi

2001-2008

Kashagan21Bi

2000-2013Kurmangazi

8 Bi1998-2010

Shah Deniz8.0 Bi

1999-2006

Azadegan6.0 Bi

1999-2009

Anaran1.0 Bi

2005-2009

Kizomba2 Bi

1998-2004

Girassol/Jaz/Rosa1.5 Bi

1996-2001

Dalia1.0 Bi

1997-2006

Agbami900 Mi

1999-2008

Akpo700 Bi

2000-2008

Distribuição Regional de Campos Gigantes (> 500mm bbls) e suas percentagens nas reservas mundiais : Alguns exemplos dos principais desenvolvimentos

Nome do Campo Reservas Estimadas (boe)Ano da DescobertaInício de produção

9,1%77

0,9%62

0,7%30

3,6%78

10,4%106

52,7%157

1,2%33

<0,1%3

79 %546 Nº Total de Campos

Cantarell10.5 Bi

1976-1981

Marlim3.6 Bi

1985-1991*

Tupi5-8 Bi

2007-2011

Albacora1.4 Bi

1984-1987

Roncador3.2 Bi

1996-1999

Khurais27 Bi

1963-2009

Fonte: CERA, jun, 2008

Capacidades

LDA 2.170 m

Poços 1 produtor de óleo

Capacidade do Flare 1000 mil m3

Riser de exportação de gás 1

Capacidade de Processamento ao óleo 30 mil bpd

Range de óleo 28 – 42 º API

FPSO

Tupi TLD - Unidade de Produção

1o óleo: março/2009

PoçosProdutores

Capacidades

LDA 2.145 m

Injeção de águaProdução de água

100 mil bpd60 mil bpd

Faixa de óleo 20 – 30 º API

Poços5 produtores de óleo (+4 reservas)

2 injetores de água (+3 reservas)1 injetor de gás (+1 reserva)

Capacidade de Processamento ao óleo 100 mil bpd

Capacidade de Compressão de gás 4 milhões m³/d

Tupi piloto - Unidade de Produção

1o óleo: dez/2010

Piloto - Unidade de Produção

1o óleo: 2013

: 2014

Dois Novos Pilotos:- Capacidade de 100 Mil bpd

- 5 MM m3/d gás

UTGCAUGN

RPBC

TEFRAN

Área do TUPI

URG

PMXL

PMLZ-1

170 Km

248 Km

212 Km

145 KmPara atender o Piloto

Escoamento do Gás para o Piloto do Tupi

Em estudoExistente

Em construção

Fim

Comentários Finais

1- O Desenvolvimento do pré-sal será bem diferente do desenvolvimento da Bacia de Campos

2 – Várias concepções inovadoras estão sendo estudadas, hoje, pela Petrobras.

3- Os dados coletados nessa 1ª fase serão fundamentais na implantação dessas novas

tecnologias