Petrobras Plano Estategico 2009 2013

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Plano de Negócios da PETROBRAS

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Petrobras Plano Estategico 2009 2013

  1. 1. Plano de Negócios 2009-2013 26 de janeiro, 2009
  2. 2. AVISO As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2009 em diante são estimativas ou metas. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. 2
  3. 3. UMA COMPANHIA DE ENERGIA, INTEGRADA E DE IMPORTÂNCIA MUNDIAL RESERVAS PROVADAS EM 2008 – SEC Bilhão boe/d PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS EM 2008 - Milhão boe/d 23,0 3,9 3,8 17,9 3,2 (bilhões boe) (milhões boe/d) 2,5 2,4 2,4 11,7 11,2 11,2 2,3 10,5 10,2 1,9 1,8 6,6 5,6 X OM BP RDS P BR C VX TOT C OP ENI S TL XOM BP R DS C VX PBR C OP TOT STL E NI Fonte: Relatório das empresas Fonte: Relatório das empresas CAPACIDADE DE REFINO EM 2008 – Mil boe/d VALOR DE MERCADO EM 31 /12/2008 – US$ Bilhão 5.675 406,1 (milhares boe/d) 3.905 3.119 2.917 2.600 2.223 (US$ bilhões) 161,1 2.083 150,3 143,6 128,7 96,8 93,6 77,2 828 52,2 299 XOM RDS BP COP TOT PBR CVX ENI STL XOM RDS CVX BP TOT PBR ENI COP STL Fonte: PFC Energy WRMS (barris por dia, considerando a participação % de cada empresa e incluindo Joint ventures) Fonte: Bloomberg Nota: O GRUPO DAS COMPANHIAS PEERS SELECIONADO ACIMA POSSUI A MAIORIA DO CAPITAL NEGOCIADO EM MERCADOS ABERTOS 3
  4. 4. COM EXCELENTES RESULTADOS... EXCELENTE DESEMPENHO Desde Agosto de 2007, quando divulgamos nosso último Plano Estratégico… Anunciamos mais de 10 bilhões de boe em volume recuperável (Blocos do Pré-Sal de Santos – Tupi e Iara, Pré-sal do Espírito Santo e ring-fence de Golfinho) Aumento de 1 milhão de bpd na capacidade instalada de produção Aumento de 7% na produção total, atingindo 2.436 mil boe/dia 21% de aumento na produção de gás 54% de aumento na receita líquida1 56% de aumento do lucro líquido1 1 3T08 vs 3T07 4
  5. 5. ...CADA VEZ MAIS RÁPIDOS 5
  6. 6. NOSSO COMPROMETIMENTO COM P&D… 10 MAIORES INVESTIMENTOS EM P&D NO SETOR DE ENERGIA US$ milhões % da Receita 1200 4% 100% 1000 3% 80% Internacional 800 G&E 60% Corporativo 600 2% Downstream 40% E&P 400 20% 1% 200 0% 0 0% RDS PBR TOT XOM PTR SLB BP CVX SPC BHI STL ENI HAL BHP GAZP 2007 P&D % da Recei ta Fonte: PFC Energy 6
  7. 7. …NOS FAZ SER LÍDERES MUNDIAIS EM ÁGUAS PROFUNDAS Petrobras opera 23% da produção global em águas profundas 2007 PRODUÇÃO MUNDIAL EM ÁGUAS PROFUNDAS POR OPERADOR(MBOE/D) HESS ENI 2% 2% BG TOT 4% 6% PBR APC 23% 6% CVX 7% BP XOM 9% 15% STL RDS 13% 13% Fonte: PFC Energy | Nota: Os volumes estimados acima representam o que cada operador é responsável por produzir, não o que eles detêm como participação. Águas profundas são consideradas acima de 300 m de lâmina d água; os 11 operadores apresentados acima representam 94% da produção mundial em águas profundas em 2007 7
  8. 8. VISÃO ESTRATÉGICA: SER UMA DAS CINCO MAIORES EMPRESAS INTEGRADAS DE ENERGIA DO MUNDO 30.000 Meta de 25.000 produção 2020 Reservas (mm boe) Meta de produção 2013 XOM 20.000 BP Meta de produção 2009 15.000 PBR 10.000 CVX RDS TOT COP 5.000 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 2007 Reservas SEC e produção Produção (mboe/d) 8
  9. 9. POSIÇÃO DOMINANTE NUM GRANDE E CRESCENTE MERCADO EMERGENTE CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2007 POR PAÍS (MMB/D) 20,7 7,9 8 6 5,1 4 Brasil é o nono maior 2,7 2,7 2,4 2,4 2,3 mercado consumidor de 2,2 2,2 2,0 2 1,9 1,7 1,7 1,6 petróleo do mundo 0 Alemanha Reino Unido Coréia do Sul A. Saudita Itália Japão França Canadá Rússia China México Brasil EUA Índia Irã CONSUMO TOTAL DE ÓLEO MB/D (ÍNDICE) 160 Brasil OCDE Mundo 150 140 Consumo de óleo no Brasil 130 crescendo a 2,4% p.a. 120 Consumo de óleo da OCDE crescendo a 1,0% p.a. 110 100 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 1990 1992 1995 1996 1997 1991 1993 1994 Fonte: BP Statistical Review 2008, PFC Energy 9
  10. 10. PORTFÓLIO DE ALTO POTENCIAL EM UMA DAS ÁREAS MAIS PROMISSORAS DO MUNDO... Kashagan Sakhalin II Sakhalin I Kurmangazi Thunder Shah Horse Deniz Azadegan Khurais Anaran Roncador Marlim Agbami Albacora Akpo Iara Jupiter Dalia Kizomba Tupi Carioca Girassol, Jaz, Rosa Bacia de Campos responde por 82% da produção total de O Desenvolvimento do pré-sal da petróleo da Petrobras Bacia de Santos vai direcionar o crescimento da produção no longo- prazo Descobertas significativas de O tamanho dos círculos óleo leve e gás natural na indicam a magnitude das Bacia do Espírito Santo reservas estimadas 10
  11. 11. …E APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS PRODUCÃO INTERNACIONAL PROJETADA DA PETROBRAS (mil boe/d) 632 9,0% a.a. 223 341 224 244 8,8% a.a. 131 103 409 100 210 124 142 2008 2009 2013 2020 Óleo e L G N G á s N a tura l Produção equivalente à participação da Petrobras nos projetos 11
  12. 12. INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL Investimento Total US$ 15,9 bilhões POR SEGMENTO DE NEGÓCIO POR PAÍS 5% 1% 17% 16% 8% 7% 5% 22% 28% 79% 12% Argentina Angola E&P RTCP G&E Distribuição EUA Nigéria Corporativo Novas Oportunidades Outros Países 12
  13. 13. ALÉM DAS OPÇÕES EM BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIAS LIMPAS Atuar, globalmente, no segmento de INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS biocombustíveis, US$ 2,8 BILHÕES com participação relevante nos negócios de biodiesel e de etanol 16% Atuar no negócio etanol, participando da cadeia produtiva nacional e do desenvolvimento de mercados internacionais Atuar no negócio biodiesel, participando da cadeia produtiva nacional e atuar seletivamente no exterior, priorizando matérias-primas da agricultura familiar de forma sustentável Assegurar o desenvolvimento de 84% tecnologias competitivas para a produção de biocombustíveis, a partir, principalmente, de Etanol Biodiesel matérias-primas de biomassa residual 13
  14. 14. QUE SERÃO CADA VEZ MAIS IMPORTANTES NO BRASIL MERCADO DE BIODIESEL NO BRASIL E EXPORTAÇÃO DE ETANOL (mil m³) META DE PRODUÇÃO DA PETROBRAS* (Mil m³) 4500 3000 4000 2.649 40,6% a.a. 17,9% a.a. 2500 3500 3000 2000 2500 4.225 1500 1.372 2000 1500 1000 1000 500 500 1.081 401 Market-share 535 Petrobras (20% ) 0 0 (29% ) 2009 2013 2009 2013 * Caso base: Demanda Legal B5 em 2013 14
  15. 15. DESAFIOS: TOMADA DE DECISÃO EM UM AMBIENTE DE INCERTEZAS GEOPOLÍTICOS RECURSOS CRÍTICOS GRANDES Crise econômica mundial Bens e serviços INCERTEZAS Guerras e conflitos Recursos humanos Preço de petróleo Tensões políticas Custos Implicações ambientais • Senioridade Dinâmica da demanda Eleições • Baixa atratividade Dinâmica da oferta Nacionalismos ... • Criticidade de pessoal especializado Penetração dos biocombustíveis Desenvolvimento de tecnologias automotivas ... 15
  16. 16. PORÉM, A PERSPECTIVA DE MÉDIO/LONGO PRAZO PARA O MERCADO DE PETRÓLEO AINDA É FAVORÁVEL … DESAFIO DA OFERTA GLOBAL DE LÍQUIDOS MM bpd 140,0 Cenário Alto Crescimento 120,0 EIA DOE Cenário de Referência | IEA 100,0 Cenários de Demanda 80,0 Global de Óleo Cenário Baixo Crescimento EIA DOE 60,0 Observed decline Adição Requerida de 40,0 Capacidade (bpd) Natural decline Declínio natural Declínio observado 20,0 2020 | 55 – 65 MM Produção existente Existing production Existing production 2030 | 75 – 90 MM 0,0 2010 2012 2014 2024 2026 2008 2016 2018 2020 2022 2028 2006 2000 2002 2004 2030 Produção na maioria dos países não-OPEP está estabilizada ou em declínio Capacidade de produção global de óleo será desafiada para alcançar o crescimento projetado da demanda Redução da demanda e dos investimentos neste período de desaquecimento postergarão o desequilíbrio entre oferta e demanda, mas não eliminarão no longo-prazo Fonte: IEA World Energy Outlook 2007, EIA International Energy Outlook 2007 16
  17. 17. …E O PRÉ-SAL PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTO RELATIVAMENTE BAIXO CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO 140 Custos de Produção (US$/bbl-2008) Águas profundas 120 e ultraprofundas 100 Xisto Gas-to- Coal-to- 80 liquid liquid (GTL) Ártico CO₂ - EOR 60 EOR Óleo pesado e 40 Betume Outro 20 Óleos Convencionais Preço máximo de ‘break Produzido MENA even’ para a Petrobras 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Reservas (bn bbls) Fonte: IEA – Outlook 2008 17
  18. 18. ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO INTEGRADO ATÉ 2020 Comprometimento com o desenvolvimento sustentável Responsabilidade Crescimento Integrado Rentabilidade Social e Ambiental Ampliar a atuação nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição, sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia Crescer produção e Expandir a atuação Consolidar a liderança no Atuar em petroquímica Atuar, globalmente, no reservas de petróleo e gás, integrada em refino, mercado brasileiro de de forma integrada com segmento de de forma sustentável, e ser comercialização, logística gás natural, com atuação os demais negócios do biocombustíveis, reconhecida pela excelência e distribuição com foco internacional, e ampliar o Sistema Petrobras com participação na atuação de E&P, na Bacia do Atlântico e negócio de geração de relevante nos negócios posicionando a Companhia Extremo Oriente energia elétrica no Brasil. de biodiesel e de entre as cinco maiores etanol produtoras de petróleo do mundo Excelência operacional, em gestão, em eficiência energética, recursos humanos e tecnologia Downstream E&P Distribuição Gás & Energia Petroquímica Biocombustíveis (RTC) 18
  19. 19. ROBUSTA CARTEIRA DE INVESTIMENTOS PN 2009-13 | Período 2009-2013 2% 2% 2% 3% US$ 174,4 bilhões 7% 5,6 3,0 E&P 11,8 2,8 RTC 3,2 G&E Petroquímica 43,4 104,6 (*) Distribuição 25% 59% Biocombustíveis Corporativo (*) US$ 17,0 bi em Exploração PN 2008-12 | Período 2008-12 2% 1% 2% 4% US$ 112,4 bilhões 6% 4,3 2,6 E&P 6,7 1,5 RTC 2,5 G&E Petroquímica 26% 29,6 65,1 Distribuição 59% Biocombustíveis Corporativo 19
  20. 20. MAIOR PARTE DO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS DESTINADA A NOVOS PROJETOS EVOLUÇÃO DO CAPEX PN2008-2012 PARA O PN 2009-2013 17.1 3.4 2.9 8.1 47.9 US$ bilhões 174.4 111.2 Investimentos 2009- +Novos Projetos +Aumento de Custos +Mudança no +Taxa de câmbio - Outros* Investimentos 2009- 201 incluídos no PN 3 escopo dos projetos 2013 2008-201 2 (*) Alteração Mod. Negócio, Retirados, Desvio de Cronograma | Nota: Esses Investimentos não consideram reduções no custo dos projetos 20
  21. 21. E PRIORITARIAMENTE A PROJETOS DE E&P US$ 47,9 BILHÕES • Os investimentos da Petrobras priorizam sua meta de produção 4% 1% • Dos novos projetos no Segmento E&P, 12% 0,4 cerca de US$ 28 bilhões relacionam-se 2,1 com o desenvolvimento do Pré-Sal 5,7 6% 3,1 36,6 77% E&P Refino Transp. & Comerc. Gás&Energia Biocombustíveis Demais (PQF, Distrib. E Corp) 21
  22. 22. FLEXIBILIDADE DA CARTEIRA 2009-2013 Mais de 530 grandes projetos US$ bilhões 1,5% 2,7 Uma grande parte dos projetos incluídos em nosso plano de 28,3% Fase I (Aval. Oportunidade) investimentos ainda não foi aprovado e contratado 49,3 Fase II (Em Proj. Conceitual) 85,8 49,2% Fase III (Em Proj. Básico) 11,7 Apenas projetos com VPL 6,7% 24,9 Fase IV (Aprov. positivo serão efetivamente p/Implantação) aprovados e implementados Aquisições 14,3% 22
  23. 23. AUMENTO DO CONTEÚDO NACIONAL FORTALECE O NEGÓCIO DA PETROBRAS NO LONGO PRAZO Perspectiva empresarial… Conteúdo Nacional Maior disponibilidade Aumento da capacidade instalada Mais opções e flexibilidade Novos fornecedores Menores preços Perspectiva de sustentabilidade... Fortalecimento da Geração de emprego Fortalecimento do economia brasileira e renda mercado interno 23
  24. 24. OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS Projeto • Maior detalhamento menor risco Cultura • Simplificação Otimização de • Uniformização (ex: 8 FPSOs do pré-sal) Custos • Equipamentos padronizados Contratação Contratação • menores pacotes participação de Projeto empresas de médio porte • maior acompanhamento físico e financeiro dos empreendimentos Cultura • menor flexibilidade e redundância nas plantas operacionais 24
  25. 25. E GRANDE NECESSIDADE DE RECURSOS HUMANOS NÚMERO DE EMPREGADOS PETROBRAS PARTICIPANTES NOS PROGRAMAS DE TREINAMENTO 2.822 Pós-doutorado: 6 Mestrado: 1.098 Os profissionais de nível superior recentemente admitidos, sem 2.468 Doutorado: 226 Pós-Graduação: 845 experiência prévia, passam até um ano em salas de aula antes de iniciar suas 2.101 74.240 funções efetivas na Companhia 68.931 62.266 53.904 48.798 52.037 46.723 1.213 989 1.043 774 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 27.000 novos empregados desde 2002 Demanda prevista para empregados na cadeia de fornecimento da Petrobras: 112.625 empregados O Governo Brasileiro, com suporte da Petrobras, tem um programa específico para atender a essa demanda Construção Construção & Engenharia Manutenção Civil Aquisição 5.967 7.062 15.020 84.576 25
  26. 26. ENTREGANDO CONSISTENTEMENTE CRESCIMENTO DE RESERVAS… Histórico de reposição de reservas A estratégia da Petrobras é superior a 100%, com excelentes manter uma relação perspectivas para o futuro reservas/produção superior a 15 anos 13,75 13,92 14,09 13,02 13,23 0,88 0,92 0,88 1,23 Produção Produção Produção Produção (0.67 bn boe) (0.70 bn boe) (0.70 bn boe) (0.75 bn boe) Índice de Índice de Índice de Índice de Reposição Reposição de 12,52 Reposição de 13,04 Reposição de 13,17 12,35 de Reservas Reservas Reservas Reservas (131%) (174%) (124%) (123%) 2004 2005 2006 2007 2008 26
  27. 27. …E DA PRODUÇÃO… PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d) 5.729 223 409 7,5% a.a. 1.177 5,6% 3.655 CAGR 131 8,8% a.a. 210 2.757 103 634 2.305 2.308 2.400 2.223 109 100 142 1.812 2.042 2.027 96 101 1.637 94 124 463 23 85 163 142 126 321 24 35 161 168 274 277 273 3.920 44 252 251 265 232 2.680 1.792 1.855 2.050 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.335 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020 Produçã o de Óleo - Brasil Produção de Gás - Bras il Produçã o de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional 27
  28. 28. A UM CUSTO COMPETITIVO CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL EM 2007( média de 3 anos) $30 $25 $20 $15 $10 $5 $0 LUKOIL Murphy Marathon OMV BG TOTAL EnCana Anadarko BP Apache Petro-Canada Eni ExxonMobil Devon Chevron Petrobras Hess Woodside Noble Nexen StatoilHydro Talisman Can Natl Res Occidental Pioneer Shell BHP Billiton ConocoPhillips CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL (média de 3 anos) $35 Outras Empresas $30 Petrobras $25 $20 $15 $10 $5 $0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Fonte: PFC Energy / Nota: (Aquisições + Gastos com exploração e desenvolvimento)/(Revisões+ Recuperação secundária + Descobertas e extensões + Aquisições); Período de 3 anos 28
  29. 29. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
  30. 30. ESTRATÉGIA 2009-2013 Descobrir e apropriar reservas no Brasil e no exterior, mantendo reserva/produção superior a 15 anos Garantir o acesso a reservas Delimitar e desenvolver o e produção de gás natural de pólo pré-sal forma integrada com os mercados da Petrobras Desenvolver esforço Crescer produção com exploratório em novas otimização e fronteiras aproveitamento da infra- estrutura instalada 30
  31. 31. INVESTIMENTO FOCADO E DISCIPLINADO INVESTIMENTO TOTAL EM EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 2009-2013: US$ 104,6 BILHÕES 12% 13% Exploração 17% Pré-sal Santos Desenvolvimento Internacional 58% 31
  32. 32. GERANDO RETORNOS EM LINHA COM AS SUPER MAJORS RECEITA DO E&P - $ / BOE (2007) FLUXO DE CAIXA DO E&P - $ / BOE (2007) $60,00 $25,00 $46,93 $47,92 $20,28 $50,00 $20,00 $19,91 $40,00 $15,00 $30,00 $10,00 $20,00 $5,00 $10,00 $0,00 $0,00 Petrobras Média das Peers * Petrobras Média das Peers * *Peers: Exxon Mobil, Conoco Phillips, Total, Shell, Chevron e BP 32
  33. 33. UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTO DA INDÚSTRIA 7,75 Crescimento Médio (2006-2008) - % 5,33 4,40 4,38 2,48 1,36 -1,02 -1,79 -2,57 -3,71 -3,78 Chevron Total Lukoil E xxonM obil RD S hell P etroChina Repsol YP F ConocoPhillips P etrobras BP E NI PRODUÇÃO DE ÓLEO E GAS DA PETROBRAS (MIL BOE/D) 2.400 2.298 2.301 2.217 4.4% CAGR 2.020 2004 2005 2006 2007 2008 Evaluate Energy (2006-2008 CAGR) 33
  34. 34. …E DA PRODUÇÃO… PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d) 5.729 223 409 7,5% a.a. 1.177 5,6% 3.655 CAGR 131 8,8% a.a. 210 2.757 103 634 2.305 2.308 2.400 2.223 109 100 142 1.812 2.042 2.027 96 101 1.637 94 124 463 23 85 163 142 126 321 24 35 161 168 274 277 273 3.920 44 252 251 265 232 2.680 1.792 1.855 2.050 1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.335 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020 Produçã o de Óleo - Brasil Produção de Gás - Bras il Produçã o de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional 34
  35. 35. ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL Do crescimento de 824 mil Do crescimento de 1.240 mil No PN 2008-2012, a bpd na produção nacional de bpd na produção nacional de estimativa de produção de petróleo até 2013, 566 mil petróleo entre 2013 e 2020, a óleo e LGN no Brasil em bpd virão de campos já com maior contrubuição virá do 2015 era de 2.812 mil bpd. declaração de pré-sal Houve um aumento de 19% comercialidade (+528 mil bpd) sobre a estimativa anterior PRODUÇÃO TOTAL PETROBRAS (mil bpd) 3.920 3.340 2.680 1.855 2.050 2008 2009 2013 2015 2020 Óleo Leve ≥ 31º API Óleo Médio Óleo Pesado ≤ 22º API 35
  36. 36. PRINCIPAIS PROJETOS DE E&P NO BRASIL EM 2009 Além dos 5 novos sistemas de produção de óleo que entrarão em operação em 2009, contribuirão para o aumento da produção a P-52 e P-54, que atingirão seu pico de produção este ano, e a P-53 que entrou em operação em dezembro de 2008 2.050 73 10,5% 43,1% Milhões m3/dia JABUTI MANATI expansão mil bpd TLD Tupi LAGOSTA 1.855 P51 51 MARLIM SUL CANAPU P53 FRADE MARLIM LESTE CAMARUPIM PARQUE DAS SIRI 1 CONCHAS URUCU 2008 2009 2008 2009 Óleo Leve Óleo Pesado Gás Natural 36
  37. 37. PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO E GÁS NO BRASIL EM 2009-2013 MANATI expansão LAGOSTA URUGUÁ JURUÁ TAMBAÚ ARACANGA CANAPU 3,32 MEXILHÃO 3,20 Óleo e gás CAMARUPIM 3,02 URUCU 2,79 2,68 2,58 Óleo 2,51 2,43 milhões boe/d P-62 2,25 RONCADOR 2,05 P55 P-57 RONCADOR BALEIA AZUL JUBARTE P-61 JABUTI PAPA-TERRA TUPI P-56 P-63 TLD Tupi Piloto MARLIM SUL PAPA-TERRA P-51 CACHALOTE, MARLIM SUL BALEIA FRANCA, GUARÁ 1 ou IARA 1 BALEIA ANÃ FRADE TUPI 1 PARQUE DAS Amplição do Piloto CONCHAS 2009 2010 2011 2012 2013 Pré-Sal Pós-Sal Gás Natural 37
  38. 38. VISÃO GERAL DOS PRINCIPAIS PROJETOS 2009-2013 Bacia do Espírito Santo Parque das Baleias/Pré-sal do Espírito Santo Bacia de Campos tradicional Cluster do pré-sal 180 th bpd 2009 2010 100 th bpd 2011 2012 < 100 th bpd 2013 38
  39. 39. RECURSOS SIGNIFICATIVOS PARA SEREM DESENVOLVIDOS Os Volumes recuperáveis anunciados no Pré-Sal podem dobrar nossas Reservas Provadas Bilhões boe ~23,5 -28 bn boe Maior estimativa +4,5 13,920 14,093 Menor estimativa 9,5 747 920 Reservas - Produção + Incorporação Reservas + Descobertas Recursos Provadas em Aumulada em de Reservas Provadas em Anunciadas do Anunciados 2007* 2007 Provadas 2008* Pré-Sal (Tupi, Iara e Espírito Santo) *segundo os critérios da Society of Petroleum Engineers – SPE 39
  40. 40. OTIMIZAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DOS CAMPOS EXISTENTES ESTABELECER AÇÕES INTEGRADAS PARA OS PROCESSOS DE E&P, USANDO OS CONCEITOS DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO PARA: Reduzir a taxa de declínio de produção de petróleo Aumentar reservas através da melhoria dos fatores de recuperação Otimizar custos, aumentando Produção Empregando técnicas de reservas e produção recuperação avançada Taxa natural de declíneo Projetos para aumentar reservas Projetos para reduzir taxa de declínio Tempo 40
  41. 41. CASO ALBACORA Campo de albacora: Referência na utilização de técnicas inovadoras de revitalização da produção Técnicos do Recage identificaram complexas limitações tecnológicas nas plataformas P-25 e P-31 (Albacora). Não havia possibilidade de expandir a injeção de água nessas unidades de produção P-25 P-31 Solução para a Recuperação da Produção: Através do sistema RWI (Raw Water Injection), desenvolvido pelo CENPES, a água do mar é bombeada para o reservatório através de um poço de injeção, aumentando sua capacidade de produção O sistema utiliza uma bomba submersa e filtros instalados no leito marinho, sem mexer na saturada estrutura das instalações de superfície Injeção Submarina do Mar (RWI) 41
  42. 42. CASO CARMÓPOLIS SERGIPE CAMPO DE CARMÓPOLIS: Iniciou sua produção em 1963 e é hoje um dos exemplos mais bem-sucedidos na adoção de soluções alternativas. Neste campo, foi introduzido o conceito de “rigless”, que substitui o uso de sondas de perfuração convencionais por um conjunto de guindastes e equipamentos especiais na atividade de fraturamento hidráulico do poço. EFEITOS DIRETOS: Aumento da produção; Redução do custo do poço; Aumento do Fator de Recuperação: de 27% para 30% (em 2009); Novo pico de produção esperado: de 25,4 mil bpd (em 1990) para 31,6 mil bpd (em 2009); Acréscimo da Vida Útil em 18 anos: de 2007 para 2025 42
  43. 43. CASO CARMÓPOLIS 43
  44. 44. PORTFÓLIO DIVERSIFICADO E FLEXÍVEL ESPÍRITO SANTO 150 MM boe Golfinho OTIMIZAÇÃO DA UTILIZAÇÃO DOS SISTEMAS INSTALADOS NO VITÓRIA CAMPO DE GOLFINHO: Conexão de novos poço antes conectados ao FPSO Capixaba ao FPSO Cidade de Vitória; Desenvolvimento da descoberta no Ring-Fence de Golfinho (150 milhões boe) através do FPSO Cidade de Vitória Parque das Baleias/ Deslocamento do FPSO Capixaba (100 Pré-Sal Espírito Santo mil bpd) de Golfinho para o antecipar o desenvolvimento do pré-sal do Espírito Santo 44
  45. 45. CONTRATAÇÃO DE SONDAS DE PERFURAÇÃO Lâmina d’Água Operando em 2008 Início 2009 Início 2010 Início 2011 Início 2012 De 2013 a 2017 Petrobras XVI Ocean Yorktown Petrobras XVII Pride Mexico Alaskan Star Petrobras XIV Borgny Dolphin 0-999m Atlantic Star Ocean Concord Ocean Wittington Falcon-100 P. South Atlantic Petrobras X Ocean Winner Petrobras XXIII T. Driller P. South America Sedco 710 P. Portland N. Therald Martin Olinda Star P. Rio de Janeiro N. Leo Segerius 1000-1999m Ocean Worker P. Brazil N. Muravlenko P. Carlos Walter Louisiana Ocean Yatzi S.C. Lancer Ocean Alliance Peregrine I Delba V Gold Star Delba VI Noble Dave Beard Pantanal Sedco 707 Scorpion * Sevan Driller Norbe VI Delba IV Dw. Navigator Delba VII West Taurus Delba III Schahin TBN1 + 28 novas unidades, N. Roger Eason Delba VIII ≥ 2000m West Eminence West Orion Sevan Brasil a serem construídas no O. Clipper Norbe IX SSV Victoria Lone Star DS Carolina Brasil N. Paul Wolf Schahin TBN2 Amazonia Norbe VIII Petrorig II Etesco 8 Total por ano 34 7 8 5 9 28 Acumulado 41 49 54 63 91 29 SONDAS CONTRATADAS MAIS 28 A SEREM LICITADAS ATÉ 2017 TOTALIZANDO 57 NOVAS SONDAS 45
  46. 46. EXPLORAÇÃO - PRINCIPAIS BACIAS Margem Equatorial Ceara & Potiguar AP Exploração: 2009-13 Solimões US$ 13.8 bn Potiguar Área exploratória: SEAL& REC & TUC 157.587 km² Bahia Sul 278 blocos exploratórios São Francisco 30 planos de Espírito Santo avaliação Campos 303 concessões de prod. Petrobras Santos Outros Pelotas 46
  47. 47. ALTOS ÍNDICES DE SUCESSO EXPLORATÓRIO Invstimento Taxa de sucesso em exploratório exploração US$ mm 70% 2.750 2.500 60% 2.250 50% 2.000 1.750 40% 1.500 1.250 30% 1.000 20% 750 500 10% 250 0 0% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009-2013 47
  48. 48. APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS TURQUIA PAQUISTÃO PORTUGAL GOLFO LÍBIA CUBA MÉXICO IRÃ SENEGAL VENEZUELA ÍNDIA COLÔMBIA NIGÉRIA EQUADOR TANZÂNIA BRASIL PERÚ ANGOLA BOLÍVIA MOÇAMBIQUE ARGENTINA Foco Principal Novas áreas 48
  49. 49. PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL Área da Província: 112.000 km2 Área Total Concedida: 41.000 ESPIRITO SANTO km2 (38%) MINA GERAIS Área Não Concedida: 71.000 km2 (62%) Área com Participação Petrobras: 35.000 km2 (31%) SÃO PAULO RIO DE JANEIRO PARANÁ Poços Testados Campos HC Blocos Exploratórios Reservatórios Pré-sal 49
  50. 50. PRÉ-SAL: VISÃO GERAL US$ 28 bilhões em investimentos até 2013 Cerca de 7 MMm3/d de gás natural Produção inicial de óleo através de disponibilizados ao mercado em 2013 FPSOs Diversos sistemas de produção Produção inicial de gás natural será iniciando até 2020 transportada por gasodutos até a costa Em 2015 a produção de óleo deve 6 unidades de produção iniciando até atingir 582 k bpd 2014 em Santo e Espírito Santo, sem contar com os testes de longa duração Em 2020 a produção de óleo deve atingir 1.815 k bpd; a disponibilização (TLD) de gás natural deve atingir o montante Estimativa de produção de óleo em 219 k de 40 MMm3/d bpd em 2013 50
  51. 51. BACIA DE SANTOS - PÓLO PRÉ-SAL 50 km Rio de Janeiro Descobertas: Tupi, Iara, Carioca, BM-S-10 BR 65% BM-S-11 Guará, Júpiter, Parati, Bem-te-vi e BR 65% Caramba Elevado potencial de volumes BM-S-8 BR 66% Óleo de boa qualidade: médio-leve Atividade sísmica e poços de delimitações a caminho Iara Parati Estimativa de volumes Tupi recuperáveis: 5-8 bn boe em Tupi Bem-te-vi Carioca e 3-4 bn boe em Iara Guara BM-S-21 BM-S-24 3 sistemas de produção até 2014: BR 80% Caramba Azulão BR 80% Tupi, Iara e Guará BM-S-9 BM-S-22 BR 45% BR 20% 51
  52. 52. TUPI 50 km Rio de Janeiro Teste de Longa Duração (TLD) • Reentrada no poço de Tupi-Sul • Conversão do FPSO completa • Primeiro óleo no 2Q 2009 • Até 14.000 bpd Projeto Piloto • Equipamentos contratados • Óleo 100.000 bpd • Gasoduto de 216 km até Mexilhão • Produção no 4Q 2010 Desenvolvimento de longo prazo Tupi • Desenvolvimento de estudos de otimização • Volume recuperável estimado: 5-8 bn boe • Ampliação do Sistema Piloto em 2013 52
  53. 53. ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO (EX: TUPI) 1º Óleo – TLD 1º Óleo– Tupi Piloto Nível elevado de Tupi (Mar/09) (Dez/10) produção ..... ..... t 2007 2009 2010 2012 2017 Aquisição de dados Desenvolvimento Definitvo Fases Fase 0 Fase 1A Fase 1B TLD (Mar/2009), Tupi Piloto e Implementação de diversas unidades de produção Implementação de diversas Foco delimitação de poços (FPSOs genérico) unidades de produção • Delimitação da Área • Análise da vazão dos • Análise da dinâmica de injeção de água e gás/CO2 reservatórios • Teste de ajuste na unidade de produção relativo ao CO2 • Desempenho de poços • Teste de otimização de poços Objetivo fraturados • Aplicação de tecnologias existentes com ajustes necessários para atingir elevado • Completação da nível de produção em 2017 amostragem • Incorporação de novas tecnologias para otimização dos projetos • Análise de CO2 53
  54. 54. IARA Volume recuperável estimado: 3-4 bn de boe Reservatório de boa qualidade Plano atual • Reentrada no poço Iara-1 no 1Q/2Q 2009 • Estudos de desenvolvimento • Poços de delimitação em 2010/11 • TLD em 2010/11 • Inicio de produção até 2014 através de um FPSO 54
  55. 55. GUARA 50 km Rio de Janeiro Reservatório de boa qualidade Plano atual • Reentrada no poço Guará-1, 1Q/2Q 2009 • Estudos de desenvolvimento • Poços de delimitação em 2010/11 • Possível TLD em 2010/11 • Produção através de um FPSO até 2014 Guara 55
  56. 56. PÓLO DO ESPÍRITO SANTO to UTG Cacimbas an Linhares Uso da infra-estrutura local S Rio Doce Cangoá MG Peroá P-34 (Jubarte), primeira produção no pré-sal: to UPGN Lagoa Parda excelentes resultados, prod. até 18 k bpd de i óleo pír 24” – 66 km Aracruz 25 MM m3/d FPSO Seillean entrou em operação em dez/08 Es Terminal Barra do Riacho Camarupim Canapu como piloto de Cachalote (CHT) Golfinho FPSO Capixaba deve ser movido do campo de Golfinho para Cachalote/Baleia Franca (BFR) no VITÓRIA Carapó 1S10 Vila Velha FPSO Pipa II deve entrar em operação no 2S10 Gasoduto Sul-Norte como piloto de Baleia Azul (BAZ) UTG Sul Capixaba Gasoduto Capixaba Guarapari Sul Capixaba 12 a 24” – 160 km 7 a 15 MM m3/d Baleia Azul: primeira unidade de produção 12” – 83 km Anchieta 4,5 MM m3/d definitiva no 4T12 Presidente Marataizes Produção de gás natural transportada através de Kennedy ARG gasodutos CHT Baleia Franca JUB OST NAU RJ Baleia Azul ABA CXR PRB Catuá 56

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