PRÉ-SAL PETRÓLEO S. A. - PPSA
A PPSA e os Desafios do Pré-Sal: Riscos e Oportunidades para o País
Fórum Pensamento Estratégico - Unicamp 4 de Junho de 2014
OSWALDO A. PEDROSA JR ANTONIO CLÁUDIO DE FRANÇA CORRÊA
Pré-Sal Petróleo S. A. - PPSA
Pré-Sal: História e Expectativa
O Novo Marco Regulatório e a PPSA
Oportunidades de Desenvolvimento Tecnológico Oportunidades de Desenvolvimento Industrial Considerações finais
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TECTÔNICA DE PLACAS E A FRAGMENTAÇÃO DO CONTINENTE GONDWANA
Combinação de excelentes rochas geradoras com rochas reservatórios que já se tornaram referências mundiais em qualidade , e seladas por expessas camadas de sal.
Desenvolvimento de lagos profundos com intensas variações climáticas, alternado períodos de enchentes com longos períodos de secas e evaporação.
164 Milhões de anos atrás;
HOJE Fonte: Scotese, Petersohn and Abelha, 2013.
122 Milhões de anos atrás;
PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA
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Pré-Sal: Extensos reservatórios trapeados sob gigantescos depósitos de sal nas bacias de Campos e Santos
PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA
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PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA
Extensos reservatórios trapeados sob gigantescos depósitos de sal nas Bacias de Campos e Santos
Campos do pré-sal em águas ultraprofundas em desenvolvimento acelerado
Maior potencial de recursos recuperáveis do Brasil
Em maio de 2014 a produção de óleo do pré-sal alcançou 470.000 bpd (*)
Estima-se que a produção brasileira de óleo supere 4 milhões de barris por dia(*) em 2020, a maior parte vinda de reservatórios do pré-sal das Bacias de Campos e Santos
(*) Petrobras
100% de sucesso exploratório pela Petrobras em 2013(*)
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PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA
Descobertas de campos supergigantes de petróleo no planeta
Brasil: líder mundial em descobertas de petróleo nos últimos 10 anos
Fonte:AIE
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Brasil:
Outros países:
1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2012
Bacia de Campos
Bacia de Santos
Outros
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Cazaquistão
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Reservas Provadas Dez 2012
Recursos Recuperáveis
Finais
Produção Acumulada
Dez 2012
Recursos Recuperáveis
Remanescentes
% de recursos remanescentes
Bacia de Campos 8.5 37 9.6 27 73%
Bacia de Santos 5.4 49 0.1 49 100%
Outras no mar 0.5 24 0.8 23 96%
Terra 0.9 10 3.7 6 60%
Total Brasil 15.3 120 14.1 106 88%
Dos quais em águas profundas
11.5 96 6.8 89 93%
Recursos de petróleo no Brasil por região (bilhões de barris)
PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA
Estimativa atual: recursos recuperáveis (*) de 106 bilhões de barris de petróleo, sendo 72% provenientes das bacias de Campos e Santos, principalmente a partir do pré-sal
(*) inclui reservas, recursos
contingentes e prospectivos
Enorme potencial: 88% dos recursos recuperáveis disponíveis a serem produzidos
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Bacia de Santos
Bacia de Campos
Polígono do Pré-Sal
2000 – 2ª Rodada de Licitação, incluindo áreas no pré-sal de Campos e Santos
2005 – Primeira descoberta de óleo no pré-sal de Santos
2006 – Descoberta de óleo no prospecto gigante de Tupi (BM-S-11)
2007 – Anúncio do potencial gigantesco do pré-sal pelo governo
2008 – primeiro óleo produzido no pré-sal de Campos (Jubarte)
2009 – primeiro óleo produzido no pré-sal de Santos (Campo de Lula)
2010 – Novo marco regulatório para o pré-sal: regime de partilha e PPSA
2011 – Descoberta de Libra
2013, Agosto – Criação da Pré-Sal Petróleo S. A. (PPSA)
2013, Novembro – primeiro leilão do pré-sal sob regime de partilha
PRÉ-SAL: HISTÓRIA E EXPECTATIVA
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O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA TRÊS REGIMES REGULATÓRIOS PARA AS ATIVIDADES DE E&P NO BRASIL
Regime de Concessão
Criado em 1997 pela Lei nº 9.478
Licenciamento obtido através de licitação
Participação estatal não mandatória
Óleo produzido pertence ao concessionário após o pagamento de royalties e taxas
Regime de Cessão Onerosa
Criado em 2010 pela Lei nº 12.276
Licença assegurada à Petrobras para o prospecto de Franco (agora Búzios) e áreas adjacentes
Capitalização governamental da Petrobras pela transferência do direito de produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente
Criado em 2010 pela Lei nº 12.304 e Lei nº 12.351
Aplicável às áreas não-concedidas e não cedidas onerosamente no Polígono do Pré-Sal das Bacias de Santos e Campos
Regime de Partilha de Produção
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REGIME DE PARTILHA DE PRODUÇÂO
Contrato de Partilha de Produção (Production Sharing Contract - PSC)
Licença outorgada ao Consórcio através de licitação
Licença outorgada diretamente à Petrobras
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA
Principais atores:
o Petrobras: operador exclusivo com mínimo de 30% de participação
o Não-operadores: sócios no Consórcio
o PPSA: gestora do Contrato de Partilha , representando os interesse da União
o ANP: administra as licitações e regula os contratos de partilha de produção
o MME: contratante em nome da União
Parcela do óleo produzido após dedução dos custos oferecido à União
Custos qualificados para a recuperação em óleo precisam ser aprovados pela PPSA
Porcentagem do custo recuperado mensalmente: estabelecido na licitação e no contrato de partilha de produção
Royalties: 15% 12
Administrar o Contrato de Partilha de Produção representando os interesse da União
Representar a União nos acordos de unificação da produção Gerir a comercialização da parcela do excedente em óleo pertencente à
União
Contrato de Partilha de Produção (PSA) elemento essencial: entidade 100% estatal PPSA
Custo em Óleo
Excedente em Óleo
Royalties
Produção Total
Parcela Governamental do Excedente em Óleo
Principais Obrigações da PPSA
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA
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PRINCIPAIS FUNÇÕES DA PPSA
Presidir Comitê Operacional com 50% dos votos e poder de veto, nos termos do Contrato
Monitorar e auditar a execução dos projetos nas fases de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção
Monitorar e auditar os despesas operacionais e os custos de capital
Aprovar as despesas qualificadas para recuperação do custo em óleo
Realizar análises técnicas e econômicas dos planos e programas a serem executados em cada contrato de partilha de produção
Garantir que o compromisso de conteúdo local seja cumprido
0 Necessidade da PPSA de possuir um corpo altamente qualificado e experiente
Participação ativa no processo de tomada de decisões dos projetos
Projetos de alta complexidade operacional e tecnológica
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA
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FOCO ATUAL DA PPSA
Gestão do Contrato de
Libra
Polígono do Pré-Sal Representação da União nos procedimentos de Unificação
da Produção
Casos de descobertas em áreas já concedidas (Regime de Concessão) quando o reservatório se estende
para áreas não contratadas do Polígono do Pré-Sal
Função da PPSA: representar a União nos acordos de
unificação da produção.
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA
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Contrato de Partilha de Produção de Libra Licitação em 21 de Outubro de 2013
Bônus de Assinatura: R$ 15 bilhões
Consórcio Vencedor: Petrobras (Operadora) .. 40%
Shell Brasil ..................... 20%
Total Brasil ..................... 20%
CNODC Brasil ................. 10%
CNOOC Brasil ................. 10%
Assinatura do Contrato: 2 de dezembro de 2013
Parcela Governamental do Excedente em Óleo:
41.65% para produtividade média de 12.000 boe/d e preço de óleo de US$ 100/bbl
Porcentagens reais são ajustadas mensalmente com base na produção média dos poços e no preço do óleo
Recuperação de Custos:
50% nos primeiros 2 anos e 30% nos anos seguintes
PROJETO LIBRA
O NOVO MARCO REGULATÓRIO E A PPSA
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Descoberta de Óleo: Poço 2-ANP-002A – RJS
Óleo de 27o API e RGO de 410 a 450 m³/m³ Alta Produtividade: 3667 bopd (em choque de 32/64”)
Recursos Estimados: 8 a 12 bilhões de barris de óleo(*) (*) Fonte: ANP
COMPLEXIDADE TECNOLÓGICA E OPERACIONAL
Nova tendência para a produção em águas profundas: instalação de equipamentos de processamento no fundo do mar
Utilização de novas tecnologias para melhorar o imageamento sísmico abaixo do sal
Impacto de incertezas de subsuperfície (qualidade de reservatório , heterogeneidade e conectividade )
Desempenho de melhores métodos de recuperação, particularmente a água alternada com gás ( WAG )
Perfuração da espessa camada de sal exige tecnologia avançada para evitar movimentação e deformação do poço
Necessidade de sondas de perfuração de alta capacidade
Uso intensivo de veículos operados remotamente em águas ultraprofundas
Logística complexa para o abastecimento de plataformas em longas distâncias da costa
Manuseio e tratamento de gás associado com alto teor de CO2 em plantas de UEPs
Necessidade de unidades de produção flutuantes sob medida
Desenvolvimento do pré-sal entre os mais complexos projetos da indústria mundial de petróleo e gás
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
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Questões críticas referentes à complexidade tecnológica e operacional
Sísmica – Imageamento em Sub-Superfície
Nova tendência em águas profundas: instalação de equipamentos sísmicos no fundo do mar
http://tle.geoscienceworld.org/content/24/Supplement/S46/F19.large.jpg
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
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Instalado no Campo de Marlim em lâmina d’água de 876 m
Corte de água entre 60 e 95%
Água injetada com TOG < 100 ppm
Vazão nominal de 3.500 m³/d
Permite o uso simultâneo de “gas lift”
Sistemas de separação e
bombeamento Poço produtor
Poço injetor
Platfaforma SEPARAÇÃO SUBMARINA ÓLEO-ÁGUA
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
BOMBA MULTIFÁSICA SUBMARINA
Utilizada para bombear a produção de poços satélites a longa distância da plataforma
Aplicação no Campo de Barracuda com lâmina d’água de 1040 m
Distância da plataforma: 14 km
Vazão de 250 m³/h e pressão de 60 bar
Fração volumétrica de gás: 60% 20
Filtração da água com remoção de 98,8% de partículas acima de 50 micra
Vazões de até 9.000 m3/d e diferencial de pressão de até 90 bar
Permite injeção de nitrato para combater acidulação biogênica
Instalado no Campo de Albacora (400 m LDA)
Estrutura Filtros Bomba Controles
Captação Intermediária
Poço Injetor
INJEÇÃO DE ÁGUA BRUTA
RWI (RAW WATER INJECTION)
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
UEPs mais leves Permite desacoplar conjunto de risers Atinge maiores LDAs Dimensões de 40 m x 52 m e peso de
2.000 ton
BÓIA DE SUPORTE DE RISERS
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Características: • Controle preciso da pressão no
anular • Detecção prematura e controle de
influxos e perdas • Menor dano a formação • Maior taxa de penetração • Previne prisão da coluna
MPD
Managed Pressure Drilling
• Permite perfurar em zonas de perda total
• Poços com janela estreita • Reduz probabilidade de kicks
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
Características: • Membrana polimérica permeável • Seletividade ao CO2
• Resíduo exportado com máximo de 3% de CO2
• Permeado injetado com até 80% de CO2
Separação de CO2 por Membrana
22 kg
0,20 x 1,00 m
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
Volumes Recuperáveis:
Volume de Óleo: 8 bi a 12 bi de barris
Volume Total de Gás (HC+CO2): 560 bi a 840 bi de Nm3 (20 a 30 Tcf)
(Razão Gás/Óleo de 440 Nm3/Nm3 com fração de CO2 no gás de 44%)
Tecnologias para Aproveitamento do Gás Natural Associado:
Reinjeção do Gás aumento da recuperação de óleo e sequestro do CO2
Exportação do Gás separação do CO2 para injeção no reservatório e exportação por
gasoduto com máximo de 3% de CO2 – tamanho da planta limitada à capacidade da UEP
GTL transformação de gás em líquido pelo processo Fisher-Tropsch - requer um navio VLCC,
dada a dimensão da planta
GNL liquefação do gás natural offshore – requer purificação do gás
GTW transformação do gás em energia elétrica e transmissão submarina por corrente
contínua de alta voltagem (HVDC) - requer estrutura para conversor - 1 GW por plataforma
Aproveitamento do Gás de Libra
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO
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Alta atratividade do pré-sal enorme potencial petrolífero e baixo risco exploratório
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL
Intenso e acelerado desenvolvimento da indústria de petróleo no Brasil nos próximos anos
De 28 bi 35 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) em reservas novas
Volume mais que duplica as reservas provadas do País, de 16,6 bi boe
100% de sucesso exploratório pela Petrobras em 2013
No Brasil, sucesso exploratório médio saltou de 59% em 2011 para 75% em 2013
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Desenvolvimento da produção de petróleo em águas profundas no Brasil baseado principalmente em unidades de produção flutuantes e sistemas de completação submarina
Maior região no mundo para crescimento do mercado de FPSO
Indústria naval brasileira crescimento acelerado (mais de 60.000 pessoas empregadas até 2012, três vezes mais o número de 2006) (1)
Cerca de 70 FPSOs estarão em operação em 2020 (2)
22 FPSOs contratados
atualmente (2)
12 conversões de casco (6 no Brasil e 6 no exterior)
10 novas construções já
contratadas (8 no Brasil e 2 no exterior) (1) Sinaval 2012
(2) IEA 2013
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL
Foco na Cadeia de Suprimento Local de Bens e Serviços
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Mais de US$ 200 bilhões serão investidos no Setor de O&G no período de 2013-2016 (1)
Demanda de suprimento de bens e serviços na indústria de óleo e gás : previsão de cerca de US$ 400 bilhões na próxima década (2)
(1) BNDES 2013 (2) ANP 2013
Escala de investimentos no Setor O&G do Brasil necessidade de políticas públicas para agregar valor a longo
prazo e gerar emprego e renda no país
Exigência de Conteúdo Local
Desafio como conciliar o desenvolvimento acelerado da produção petrolífera com um
mercado apertado de suprimento
OPORTUNIDADES DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL
Foco na Cadeia de Suprimento Local de Bens e Serviços
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Pré-Sal: Oportunidades e Desafios
Contribuição significativa para o desenvolvimento socioeconômico do país
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Elevada Receita Fiscal
Novos recursos provenientes da comercialização de petróleo e gás da União Fundo Social para promoção do desenvolvimento social e regional
Indução ao desenvolvimento tecnológico
Novas oportunidades para o desenvolvimento da indústria nacional
CONSIDERAÇÕES FINAIS
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