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500 mil barris de óleo por dia no Pré-Sal

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José Formigli
Diretor do E&P
1º de julho de 2014

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  • 1. 500 mil barris de óleo por dia no Pré-Sal José Formigli Diretor do E&P
  • 2. LOCALIZAÇÃO DA PROVÍNCIA PRÉ-SAL —
  • 3. 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 FRANCACONCESSÃO (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 —
  • 4. Agenda MITOS SOBRE O PRÉ-SAL — 07/09/2010
  • 5. 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
  • 6. 0 100 200 300 400 500 ago-08 out-08 dez-08 fev-09 abr-09 jun-09 ago-09 out-09 dez-09 fev-10 abr-10 jun-10 ago-10 out-10 dez-10 fev-11 abr-11 jun-11 ago-11 out-11 dez-11 fev-12 abr-12 jun-12 ago-12 out-12 dez-12 fev-13 abr-13 jun-13 ago-13 out-13 dez-13 fev/14 abr/14 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 —
  • 7. PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL — 24 de junho  superado o patamar de 500 mil barris por dia
  • 8. BACIA DE CAMPOSPETROBRAS CAMADA PRÉ-SAL 1953 1984 1974 1995 2006 2014 31 anos 21 anos 8 anos 4.108 poços 411 poços 25 poços Águas ultraprofundasÁguas ProfundasTerra / Águas Rasas 120 bpd/poço 1.200 bpd/poço 20.000 bpd/poço RELEVÂNCIA PARA O PAÍS —
  • 9. 20 ANOS 10 ANOS 8 ANOS MAR DO NORTEGOLFO DO MÉXICO CAMADA PRÉ-SAL RELEVÂNCIA PARA O MUNDO —
  • 10. 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
  • 11. 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 Milhõesdebarrispordia 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
  • 12. 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
  • 13. 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 milhãobpd 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 objetivoE&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 PartilhaCessão Onerosa (CO) Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014 Unidades de Produção Númerode UnidadesdeProdução 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 UEPsUEPs
  • 14. 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 —