9º enemet petrobras alberto sampaio final

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Pré-sal da Bacia de Santos:Seus Desafios e Oportunidades

Alberto Sampaio de AlmeidaPetrobras/E&P-Presal



A apresentação pode conter previsões de eventos futuros. Taisprevisões refletem meramente as expectativas da gerência da

Companhia. Termos como “antecipar”, “acreditar”, “esperar”, “prever”,“ter a intenção”, “planejar”, “projetar”, “procurar”, “deverá”, “poderá”, junto com expressões similares ou análogas, são usadas paraidentificar tais previsões.

Estas previsões naturalmente envolvem riscos e incertezas, sejamestes já antecipados ou não pela Companhia. Assim, o resultado futurodas operações pode diferir das expectativas atuais, e os leitores nãodevem basear suas expectativas exclusivamente nas informações aquiapresentadas.

A Companhia não é obrigada a atualizar a apresentação e as previsõesnela contidas à luz de novas informações ou desenvolvimentos futuros.

Alerta



Pré-Sal da Bacia de Santos

A Estratégia de Desenvolvimento Os Desafios do Pre-sal

As Oportunidades do Pre-Sal

Conclusões

Agenda



164 milhõesde anos

152 milhõesde anos

130 milhõesde anos

122 milhõesde anos

108 milhõesde anos

Forma atual doPlaneta Terra

SINBPA/PetrobrasScotese

História Geológica do Pre-Sal



Província Pré-Sal



Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos

Blocos ConsórciosBMS-8

BMS-9

BMS-10

BMS-11BMS-21

BMS-22

BMS-24

BR (66%), SH (20%) e PTG (14%)

BR (45%), BG (30%) e RPS (25%)

BR (65%), BG (25%) e PAX (10%)

BR (65%), BG (25%) e PTG (10%)BR (80%), PTG (20%)

EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)

BR (80%), PTG (20%)

Distância da Costa = 400 km

Área Total = 15.000 km2



Pólo Pré-Sal de Santos vs. Bacia de Campos



Esquema do Pré-Sal



Planos de Avaliaçãoaprovados pela ANP

Parati – 1-RJS-617Tupi – 1-RJS-628Carioca – 1-SPS-50Caramba – 1-SPS-51Guará – 1-SPS-55Iara – RJS-656Bem-Te-Vi – 1-SPS-52

Plano de Avaliaçãoem elaboração

Júpiter – 1-RJS-652

BM-S-10

BM-S-22

BR (65%), BG (25%) e GALP (10%)

Blocos Consórcio

BM-S-8

BM-S-9

BM-S-11BM-S-21

BM-S-24

BR (66%), Shell (20%) e GALP (14%)

BR (45%), BG (30%) e Repsol (25%)

BR (65%), BG (25%) e Partex (10%)

BR (80%) e GALP (20%)

Exxon (40%), Hess (40%) e BR (20%)

BR (80%), GALP (20%)

Volumesestimados:Tupi: 5 a 8 bi boeIara: 3 a 4 bi boe Área de Marlim,

maior campobrasileiro emprodução, mostradana mesma escala domapa

Planos de Avaliação em Execução e em

Processo de Aprovação



Área selecionada para oPiloto: 115 km2

Area do Plano de Avaliação:1974 km2

O principal reservatório doPré-Sal é chamado dereservatório SAG.

Na área foram encontradosdois outros reservatórios decarbonato (RIFT, COQUINAS).

A estimativa preliminar devolume recuperável para toda aárea de Tupi está entre 5 e 8bilhões bbl.

Tupi

Dados Gerais - Tupi



• Petrobras (65%), BG (25%),Petrogal (10%)

• Área do Plano de Avaliação:300 km2

• A estimativa preliminar devolume recuperável para a áreado Iara está entre 3 e 4 bilhõesbbl.

• Lâmina d’água por volta de

2.230 m• Profundidade do Reservatórioem torno de 6.080 m

• API: 26-30º

Iara

Dados Gerais - Iara






Conclusões

Agenda



Estratégia de Desenvolvimento - Cronologia

• Delimitação das áreas

• Análise do fluxo nosreservatórios

• Testes de estimulação depoços

• Testemunho completo

• Análise de materiais X CO2

TLD Tupi (03/2009)Piloto Tupi (12/2010)Poços de delimitação

Fase 0

Aquisição de conhecimento Desenvolvimento definitivo

• Analisar o comportamento das injeções de água e CO2

• Testar adaptações na UEP em função do CO2

• Testar melhorias nos projetos dos poços

• Agregar soluções tecnológicas e de logísticas viáveis para otimizaro desempenho dos projetos

• Implantação de“X” unidades deprodução.

• Alcance de produção significativa em 2017• Implantação de 2 pilotos antecipados e 8FPSOs replicantes.

Fase 1A Fase 1B

F o c o

O

b j e t i v o

FASES

20072007 ..........20122012 tt..........20092009

TLD Tupi

20102010

Piloto Tupi

20172017

Nível significativo deProduçãoTLD Jubarte

Fase 0 – Obtenção de informaçõesFase 1 – Desenvolvimento definitivo – dividido em 1A e 1B (continuidade)



Aquisição de Informações• Sísmica de alta resolução, Testemunhagem de

reservatório, teste de poços, …

Poços de Avaliação

Produção em pequena escala (TLDs)

Tradição Petrobras: Desenvolvimento em fases

FASE 0

2008 2010 2011 ... 20172017 ......2009 20202020 ...... 20302030

TLD

de Tupi

Piloto

de Tupi



Fase 0 – Projetos

Teste de Longa DuraçãoTupi (2009-2010)

Outros TLDs para entender melhor a áreados reservatórios

Piloto de Tupi100.000 bopd e 5 M m³/d gas

Separação e reinjeção de CO2

Poços: 3 injetores e 5 produtores

Poços de AvaliaçãoVários poços para avaliar os blocos



1ª fase de desenvolvimento definitivo

Uso de tecnologias já consolidadas ouconsolidáveis no curto prazo para atingirmetas de produção

Gerar fluxo de caixa para dar suporte aFase 1b


FASE 1a

20082008 20102010 20112011 ...... 2017 ......20092009 20202020 ...... 20302030

> 1 M

bopd



Fase 1a – Projetos

2 primeiros FPSOs a seremafretados (2013-2014)

– Produção de Óleo: 120,000 bpd

– Compressão de Gás: 5 M m³/d

8 FPSOs Adicionais(2015-2016)

– Construção dos cascos noEstaleiro Rio Grande – Planta de processamento em

estudo:

• Produção de Óleo: 150,000 bpd• Compressão de Gás: 5.5 M m³/d• Capacidade de Injeção WAG

(Water-Alternating-Gas)

10 novos FPSOs



2ª fase do desenvolvimento definitivo

Aumento significativo da produção


FASE 1b

20082008 20102010 20112011 ...... 20172017 ......20092009 2020 ...... 20302030

1.8 MM

bopd




FASE 1b

Inovação aceleradaUso massivo de novas tecnologias

especialmente desenvolvidas para ascondições do Pré-Sal






Conclusões

Agenda



Caracterização do Reservatório eEngenharia

Definição de qualidade do reservatóriocarbonático a partir de dados sísmicos.

Caracterização interna do reservatório,com foco nas principais heterogeneidades.

Recuperação secundária: viabilidadetécnica da injeção de água e/ou gás.

Geomecânica das camadas adjacentes aosreservatórios.

Desafios Tecnológicos



Perfuraçãono Sal

Fundo do mar

Sessão Evaporítica

Perfuração de Poços e Completação

Desvio de poços dentro da zona de sal. Fraturamento hidráulico em poços

horizontais.

Materiais de poço resistentes a

elevados teores de CO2.Aumento da taxa de penetração no

reservatório.

Poços de longo afastamento.




Engenharia Submarina

Qualificação de risers flexíveis para LDAde 2200 m, considerando a presença deCO2 e altas pressões.

Cenários para: torre de risers; riserhíbrido auto-sustentado (RHAS); riser de

aço em configuração em catenáriacomposta com flutuador (SLWR), entreoutras tecnologias.

Qualificação de linhas termicamente

isoladas para LDA de 2200 m. Linhas para injeção de gás com CO2 em

altas pressões.




Garantia de Escoamento e LiftArtificial

Prevenir formação de hidratos

Deposição de parafinas ao longodas linhas de produção.

Controle de incrustaçõesAdministração da temperatura ao

longo das linhas




Unidades de ProduçãoFlutuantes

Ancoragem em lâmina d’água de2.200 m

Interação do riser com o sistemaCenário para plataformas com

acesso direto aos poços (SPAR,FPDSO).




Logística para o Gás Associado

Materiais mais adequados para lidarcom altas concentrações de CO2.

Gasoduto com mais de 18’’ em lâminad’água de 2.200 m.

Longa distância da costa (300 km).

Cenário para novas tecnologiasoffshore: LNG, CNG, GTL, GTW, etc.




TECHNOLOGY PROGRAMON NEW EXPLORATORY

FRONTIERS

PROPES

PROSAL

Programas Corporativos Tecnológicos daPetrobras

PRO-CO2

Ó



137 Laboratórios30 Plantas Piloto

CENPES

Objetivo:Desenvolver e disseminar tecnologias paraincorporar reservas e desenvolver a produção das

recentes descobertas do Pré-Sal.Carteira de Projetos:Construção de poços (fluidos, resistência do

cimento, estimulação, modelo geomecânico, liner

drilling, cement resistance, stimulation techniques,geomechanical model, controle na zona de sal,multilaterais, etc).

Geociências (estratigrafia química, integraçãotestemunho - perfil - teste, modelo geomecânico e

distribuição de fraturas, imageamento do pré-sal,atributos sísmicos)

Reservatórios: Otimização da recuperação dosreservatórios.

PRÓ-SAL - Programa Tecnológico



Desafios Econômicos

DISTRIBUIÇÃO DO CAPEX

20%

31%

9%

19%

18%

1%2%

Plantas de Processamento ExportaçãoInstalações de Superfície UEP

Completação Perfuração

Abandono




Principais questões de investimento:

Taxa diária de sondas; Duração da perfuração e completação para contrução do poço;

Unidades de Produção Flutuante;

Sistemas de superfície – linhas de fluxo e risers, todos isolados eespecificados para altas pressões e fluidos com contaminates


D fi L í ti



Grande distancia da costa;

Condições meteoceanográficas

Transporte de pessoal, suprimentos e equipamentos;

Gestão e tecnologias de armazenagem

Desafios Logística






Conclusões

Agenda

A t id d d P é S l



Cenário

Exploração e Desenvolvimento da Produção em diversos blocos.

Diversas empresas consorciadas em cada bloco.

Vários projetos a serem implantados em cada bloco.

Cada projeto demandará

Estudos de sub-superfície

Perfuração/completação de poços

Instalação de equipamentos submarinos

Lançamento de linhas submarinas

Emprego de Unidades de Produção

Escoamento de óleo e de gás Futura operação/manutenção por longo prazo de cada unidade

Forte direcionamento para o aumento do Conteúdo Local.

As oportunidades do Pré-Sal

Oportunidades para a Indústria Naval



Construção de Unidades de Produção no Brasil Projeto e fabricação de cascos de grande porte Construção de diversos módulos das plantas de produção Integração casco-planta

Construção de sondas de perfuração/completação no Brasil Projeto e fabricação de cascos de grande porte Construção e montagem de equipamentos

Construção de barcos de apoio no Brasil

Inspeção e Manutenção da frota

Oportunidades para a Indústria Naval

Oportunidades para a indústria de



Fabricação para unidades de produção e sondas de perfuração

Baleeiras e equipamentos de salvatagem

Equipamentos de movimentação de cargas Vasos de pressão

Motores, compressores e turbinas

Válvulas diversas

Desenvolvimentos para aplicações especiais

Ligas de aços resistentes a altas pressões e CO2

Amarras de poliéster

Tubulações industriais

Oportunidades para a indústria deequipamentos

Oportunidades na prestação de serviços



Demanda crescente por serviços especializados Serviços de perfuração e completação marítimos

Projeto e construção de UPGN’s

Manuseio de equipamentos submarinos Serviços de inspeção submarina

Gerenciamento de projetos

Manutenção de grandes máquinas

Grande necessidade de logística Diferentes modais de transporte

Manuseio de cargas Facilidades e tecnologias de suprimento

Gestão e tecnologias de armazenagem Formação de mão de obra especializada Capacitação e certificação

Oportunidades na prestação de serviços






Conclusões

Agenda

Conclusões



A Petrobras possui uma experiência mundialmente reconhecida emáguas profundas para enfrentar os desafios técnicos e comerciais para aavaliação e desenvolvimento do Pré-Sal;

Um novo paradigma será estabelecido para a concepção aplicada aoPré-Sal na Bacia Santos Pré-Sal para o desenvolvimento da produção eapoio logístico;

Existem enormes oportunidades na indústria de Oil&Gas no Brasil paraas empresas já instaladas e novas companhias prestadoras de serviço efornecedora de equipamentos, devido à escala fornecida pela carteira doupstream;

O Pré-Sal iniciará a produção comercial em 2010, crescendorapidamente sua produção nos anos seguintes, alcançando uma

significativa contribuição para a produção de óleo e gás da Petrobraspara toda a próxima década, conforme será anunciado na próximarevisão do nosso Plano Estratégico.

Conclusões

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www.petrobras.com.br/riPara maiores informações:Petróleo Brasileiro S.A - PETROBRASDepartamento de Relações com Investidores

E-mail: [email protected]. República do Chile, 65 – 22º andar20031 912 – Rio de Janeiro, RJ(55-21) 3224 1510 / 3224 9947

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