gerente executivo de e&p - josé formigli - o desenvolvimento do pré-sal à luz do pn...
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1Confidencial31/Ago/2011
AVISO
Estas apresentações podem conter previsões acercade eventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhiasobre condições futuras da economia, além do setorde atuação, do desempenho e dos resultadosfinanceiros da Companhia, dentre outros. Os termos“antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bemcomo outros termos similares, visam a identificar
A SEC somente permite que as companhias deóleo e gás incluam em seus relatóriosarquivados reservas provadas que a Companhiatenha comprovado por produção ou testes deformação conclusivos que sejam viáveiseconômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:
2
tais previsões, as quais, evidentemente, envolvemriscos e incertezas previstos ou não pela Companhiae, consequentemente, não são garantias deresultados futuros da Companhia. Portanto, osresultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor nãodeve se basear exclusivamente nas informaçõesaqui contidas. A Companhia não se obriga aatualizar as apresentações e previsões à luz denovas informações ou de seus desdobramentosfuturos. Os valores informados para 2011 em diantesão estimativas ou metas.
alguns termos nesta apresentação, tais comodescobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatóriosarquivados.
3
“A idade da pedra não acabou por falta de pedra”Sheik Ahmed Zaki Yamani (ex Ministro do Petróleo da Arábia Saudita)
Será, então, que vai sobrar petróleo e gás no curto prazo?
8 000
10.000
12.000
14.000
16.000
Matriz Energética MundialMM toe
Matriz Energética BrasileiraMM toe
250
300
350
400
450
500
MATRIZ ENERGÉTICA
4
0
2.000
4.000
6.000
8.000
2010 2020
0
50
100
150
200
250
2010 2020
Fontes: BP Statistical Review 2011, Balanço Energético Nacional: Resultados Preliminares 2010 (EPE), Plano Decenal de Expansão de Energia: Informe à Imprensa (EPE)
Petróleo Gás Natural Carvão Nuclear Hidráulica Renováveis
40
50
60
70
80
90
100
110
40
50
60
70
80
90
100
110(Demanda mundial de líquidos em MM bpd)
CENÁRIO PARA DEMANDA DE LÍQUIDOS
Projetos prováveis e em desenvolvimento
Declínio Projetado
Declínio Projetado Não-OPEP
OPEP
Projetos prováveis, em desenvolvimento e novas descobertas*
CRESCENTE DEMANDA MUNDIAL POR PETRÓLEO
5
20
30
2000 2005 2010 2015 2020
• Adição de capacidade requerida em 2020: 38 MMbpd
• Incorporação de Novas Descobertas
• Fontes alternativas de energia
• Maior eficiência energética
Fonte: WoodMackenzie
20
30
2000 2005 2010 2015 2020
Será, então, que vai sobrar petróleo e gás no curto prazo?Parece que não...
6%2%
1%2%
1%
3,813,2 3,1
4,12,4
PN 2011‐15US$ 224,7 bilhões
INVESTIMENTOS 2011‐2015Nível de Investimento similar ao do Plano anterior, com maior foco em E&P
8%2% 1%
2%1%
E&P
RTC
G&E
Petroquímica
5,117,8 2,4
3,52,9
PN 2010‐14US$ 224 bilhões
6
57%31% 70,6 127,5 (*)
(*) US$ 22,8 bi em Exploração
53%
33%
Petroquímica
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
73,6 118,8
Previsto para 2011US$ 49 bilhões**
** US$ 49 bi = R$ 84,7 bi : R$1,73/US$(premissa PN 2011‐1015) (PAN 2011)
Ano Mês Dia Hora Minuto Segundo
US$ 49 Bi US$ 4 Bi US$ 136 MM US$ 5 7 MM US$ 94 5 il US$ 1 575
INVESTIMENTO PREVISTO PARA 2011
7
US$ 49 Bi US$ 4 Bi US$ 136 MM US$ 5,7 MM US$ 94,5 mil US$ 1.575
68%
26%
6%
Outras áreas Pré‐Sal Cessão Onerosa
Exploração
INVESTIMENTOS TOTAIS NO E&P NO BRASIL 2011‐2015
65%
18%
17%
D l i t d P d ã E l ã I f t t
Investimentos E&P: US$ 117,7 Bi
8
Investimento anual superior a US$ 4 bilhões em exploraçãoSerão investidos entre 2011‐15 US$ 12,4 bilhões nas áreas da Cessão Onerosa No PN 2010‐14 o investimento previsto para o Pré‐Sal era de US$ 33 bilhões no período 2010‐14
65%
Desenvolvimento da Produção
15%
Desenvolvimento da Produção
48%
37%
15%
Outras áreas Pré‐Sal Cessão Onerosa
Desenvolvimento da Produção Exploração Infraestrutura
Pré‐SalUS$ 53,4 Bilhões
Pós‐SalUS$ 64,3 Bilhões
VISÃO PN 2011‐2015
5.382
Cessão Onerosa acrescenta valor significativo à curva de
produção
CURVA DE PRODUÇÃO
9
PN 2010‐2014
1.078
3.0703000
Mil bpd
Lula PilotoFPSO BW Cidade Angra dos Reis100.000 bpd
Cachalote eBaleia Franca FPSO Capixaba100.000 bpd
Marlim SulMódulo 3
Baleia AzulFPSO Cidade de
Anchieta100.000 bpd(Reaproveita‐
Papa‐Terra TLWP P‐61 &FPSO P‐63
Guará (Norte) FPSO
150.000 bpd
Parque das BaleiasFPSO P‐58180.000 bpd
MexilhãoJaquetaGNA
UruguáFPSO Cidade de
Santos35.000 bpd
Guará Piloto 2FPSO Cidade de
São Paulo120.000 bpd
Lula NEFPSO Cidade de
Paraty120.000 bpd
Cernambi SulFPSO
150.000 bpd
FPSO P‐67 Replicante 2150.000 bpdBMS‐9 ou 11
Juruá GNA
Tambaú FPSO Cidade de
SantosGNA
Franco 1 Cessão Onerosa
FPSO 150.000 bpd
GRANDES PROJETOS SUSTENTAM O AUMENTO DA PRODUÇÃO
10
2.1002.004
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Módulo 3SS P‐56
100.000 bpd
Jubarte FPSO P‐57180.000 bpd
(Reaproveitamento FPSO Espadarte)
Roncador Módulo 4 FPSO P‐62180.000 bpd
Roncador Módulo 3SS P‐55
180.000 bpd
150.000 bpd
Projetos do Pré‐sal e da Cessão Onerosa
Tiro/SidonFPSO Cidade de
Itajaí80.000 bpd
Tiro PilotoSS‐11
Atlantic Zephir30.000 bpd
TLD GuaráFPSO Dynamic
Producer30.000 bpd
ESP/MarimbáFPSO
40.000 bpd
Projetos de GNA
AruanãFPSO
100.000 bpd
MarombaFPSO
100.000 bpdSiri
Jaqueta e FPSO50.000 bpd
4 TLDs no Pré‐sal
FPSO P‐66Replicante 1150.000 bpdBMS‐9 ou 11
Baleia AzulPós‐salFPSO
60.000 bpd
Projetos do Pós‐sal TLDs
TLDs Lula NE e Cernambi
FPSO BW Cidade São Vicente30.000 bpd
TLD Carioca FPSO Dynamic
Producer30.000 bpd
3 TLDs no Pré‐sal
5 TLDs no Pré‐sal
5 TLDs no Pré‐sal
Volumes recuperáveis adicionais com as descobertas:
Pós‐sal: Marimbá, Marlim Sul e Pampo: 1.105 MM boe
Pré‐sal: Barracuda Caratinga Marlim Marlim
PROJETO VARREDURADesenvolvimento tecnológico e otimização exploratória
Projeto VarreduraDescobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)
Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)
Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)
Descobertas do Pré-sal na Bacia de Campos2009/10 (VARREDURA)
Descobertas do Pré‐sal na Bacia de Campos 2009/10 (Varredura)
11*Não foram anunciados volumes para as descobertas de Marlim Leste e Albacora Leste
Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste, Albacora e Albacora Leste: 1.130 MM boe*
Produtividade dos poços supera 20.000 bpd
Entre 2011 e 2015 serão perfurados 67 poços exploratórios na Bacia de Campos em áreas de produção
25
30
Bilhões de boe ~ 28‐30 bi boe
Volumes recuperáveis anunciados do Pré‐Sal da Bacia de Santos, incluindo a Cessão Onerosa, podem dobrar as Reservas da Petrobras no Brasil
Estimativa alta 10
5
14
RESERVAS ESTIMADAS DA PETROBRAS NO BRASIL
12
20
5
10
15
0
*Critério SPE
10Estimativa baixa
8
Produção Acumulada Petrobras1953 ‐ 2010
Volume Recuperável Provado BR1953 ‐ 2010
Reservas Provadas BR (SPE 2010)
Potencial Recuperável (Lula, Cernambi, Iara, Gu
ará and Parque das Baleias), variando de 8,1
a 9,6(parcela Petrobras)
Cessão Onerosa
Reservas Provadas+
Potencial Recuperável+
Cessão Onerosa
29
14
15
Blocos Consórcio
BMS‐8
BMS‐9
BMS‐10
BMS‐11
BMS‐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%)
Cessão Onerosa 100% Petrobras
A PROVÍNCIA PRÉ‐SAL
13
PLANEJAMENTO INTEGRADO
Aquisição de vários blocos no mesmo
período
Parcerias Operacionais
Características Geológicas Similares
Grandes desafios: Lâmina
d’água, distância da
costa, camada de sal...
Á lt iPetrobras como
14
Áreas com alto risco e alto potencial
Petrobras como operadora de vários
blocos
Grande esforço exploratório
Enormes descobertas
Desafios tecnológicos significantes
Necessidade de alto investimento
ESTRUTURA DO PLANO DIRETOR – PLANSAL
• PETRÓLEO• LIQUIDOS DE GN
• LOGÍSTICA
• PDET
• PDEG
15
PLANO DE DISPONIBILIZAÇÃO DE RECURSOS CRÍTICOS (E&P e ENGENHARIA)
PLANO DE GESTÃO OPERACIONAL
PLANO DE LICENCIAMENTO AMBIENTAL
PLANO DE OTIMIZAÇÃO DE INVESTIMENTOS
PLANO DE GESTÃO DAS PARCERIAS OPERACIONAIS (MELHORES PRÁTICAS, NEGOCIAÇÕES)
PLANO DE GESTÃO INTEGRADA DA CESSÃO ONEROSA
PLANO DE DISPONIBILIZAÇÃO DE COMPETÊNCIAS
PLANO DE DESENVOLVIMENTO TECNOLÓGICO (DRENAGEM DE RESERVATÓRIOS, UEPs E DUTOS, ARMAZENAMENTO DE GÁS, CO2, LOGÍSTICA)
PLANEJAMENTO E INTEGRAÇÃO
INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE PERFURAÇÃO DE POÇOS
Manutenção de elevado índice de sucesso exploratório (todos os poços com ocorrência de petróleo)
Constatação de elevada produtividade nos poços produtores.
1616
‘
Poços em perfuração, completação ou avaliação
30 poços perfurados até Ago/2011 (26 Exploratórios)Até 15 poços previstos para perfuração ao longo de 20119 sondas em operação (ago/2011) e incremento de mais 5 ainda em 2011
Piloto de Lula
TLD Lula NE
ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL EM PLENA EXECUÇÃOTodas as unidades da fase 1a em construçãoou em contratação
Aumento Significativo da Produção
Após 2017
• Aceleração da inovação
Fase 1b
Produção Operada > 1 MM bbl em 2017
2013/2017
• Piloto de Guará
Fase 1a
Aquisição de Informações
2008/2018
• Poços de avaliação
Fase 0
Até 3 FPSOs em operação
Já contratados (início de operação em 2012 e 2013)
1º já contratado e o 2º em negociação (início de operação em 2014)
17
ç ç
• Uso intensivo de novas tecnologias especialmente desenvolvidas para as condições do Pré‐sal
• Piloto de Lula NE
• Guará N
• Cernambi S
• 8 sistemas de produção definitivos (replicantes)
• 4 Unidades de Produçãona Cessão Onerosa
• Testes de Longa Duração
• Piloto de Lula
Em operação (apenas 4 anos após a descoberta) )
Cascos já comprados (conversão no Estaleiro Inhaúma)
Em construção (cascos sendo construídos no Estaleiro Rio Grande) + topsides em licitação
Rota 3(2 opções)
Rota 2
Rota 1
DESENVOLVIMENTO DAS ÁREAS DECESSÃO ONEROSA EM IMPLANTAÇÃO
Fase de Desenvolvimento
Duração: 4 anosProrrogáveis por mais 2
Variável, conforme Plano de Desenvolvimento
Duração Total: 40 anos, prorrogáveis por mais 5 anos segundo critérios específicos
Declaração de Comercialidade
Fase de Exploração Fase de Produção
19
Área 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Franco
Entorno de lara
Florim
NE de Tupi
Sul de Guará
Sul de Tupi
Recursos já disponíveis para:
• 7 poços Exploratórios• 1 poço Exploratório contingentes• 1 TLD• 2 TLDs contingentes• Sísmica 3D
4 primeiras
unidades de
produção em
contratação
(*)
Novas Tecnologias e Definição de Alocação de Recursos
*Conversão no estaleiro Inhaúma
Não foram considerados as atividades relativas ao bloco contingente de Peroba
TESTES DE LONGA DURAÇÃO
Resultados obtidos
• Produção constante• Restrição por limitação de queima de gás• Bom comportamento dos reservatórios
20
Bom comportamento dos reservatórios• Boa comunicação lateral• Sem problemas de garantia de escoamento
AUMENTO DA PRODUTIVIDADE:OTIMIZAÇÃO DO NÚMERO DE POÇOS
Necessidade de perfuração 15% inferior à do PN 2010‐2014
Tempo médio de perfuração dos poços concluídos no ano
(em relação ao tempo médio combinado de 2006/7)
21
ECONOMICIDADERedução de 45% nos investimentos previstos do Plansal
100%81%
55%
0%
50%
100%
150%
200%
PLANSAL 2008 (2008‐2030) PLANSAL 2009 (2008‐2030) PLANSAL 2010 (2008‐2030)
Investim
ento
‐45%
‐32%
22
100% 118%152%
0%
50%
100%
150%
200%
PLANSAL 2008 (2008‐2030) PLANSAL 2009 (2008‐2030) PLANSAL 2010 (2008‐2030)
Valor Presente Liqu
ido
Fonte: PLANSAL 2010/11, como divulgado em 29/04/2011
NOVAS EMBARCAÇÕES E EQUIPAMENTOSRecursos para crescimento da produção
Recursos Críticos Situação Atual(Dez/10)
Situação Futura (Contratadas e a Contratar)Valores Acumulados
Até 2013 Até 2015 Até 2020
Sondas Perfuração LDA acima de 2.000 m 15 39 37 (1) 65 (2)
Barcos de Apoio e Especiais 287 423 479 568
Plataformas de Produção SS e FPSO 44 54 61 94
Outros (Jaqueta e TLWP) 78 80 81 83
23
39 SONDAS CONTRATADAS, MAIS 28 A SEREM CONSTRUÍDAS ATÉ 2020:
Até 2013: 16 sondas contratadas antes de 2008 e 2 sondas realocadas das operações internacionais (1); + 15novas sondas contratadas em 2008, + 1 em 2009, + 1 em 2010 e + 4 em 2011, através de licitaçãointernacional;
2015 a 2020: Das 28 sondas a serem construídas no Brasil, 7 já foram contratadas (EAS) e já foi aberta alicitação para afretamento das 21 sondas restantes.
Plataforma de
Produção (FPSO)Sonda de PerfuraçãoBarco de Apoio
(1) As duas sondas realocadas de operações internacionais, expiram em 2015, assim não foram consideradas no valor acumulado de 2020.(2) A demanda de longo prazo será ajustada de acordo com a evolução da necessidade, pois estes números incluem 29 sondas cujos contratos vencem até 2020.
DEMANDA DE E&P PETROBRAS PARA EQUIPAMENTOS ESERVIÇOS COM COMPROMISSO DE CONTEÚDO LOCAL
Conteúdo Local
24Fonte: Relacionamento com Investidores Petrobras
Caracterização de Reservatórios
Arranjo Submarino
Integridade do Sistema de Produção
DEMANDAS TECNOLÓGICAS –POLO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOS
25
FPSOs com Topsides Flexíveis
Processamento e Tratamento de CO2
Garantia de Escoamento
GESTÃO TECNOLÓGICA DA PETROBRAS INTEGRADA COM FORNECEDORES,INSTITUIÇÕES DE PESQUISA E OUTRAS COMPANHIAS DE PETRÓLEO
Outros operadores
Instituições de Pesquisa Internacionais
Fornecedores
26
• 4 centros de P&D de fornecedores da Petrobras em construção;• Para atendimento dos requisitos de conteúdo local, diversas empresas vão desenvolver centrostecnológicos no país.
UniversidadesUniversidades e e InstituiçõesInstituições dedePesquisaPesquisa BrasileirasBrasileiras
Gastos (investimentos e custeio): US$ 1,3 bi / ano
RECURSOS HUMANOS
27
BACIA DE CAMPOS
Baleia Franca: 19.800 bopdBrava: 6.900 bopdCarimbé: 23.100 bopdTracajá: 19.800 bopdTOTAL: 69.600 bopd
INDICADORES RELEVANTES
(PN 2010(PN 2010--2014)2014)
Petrobras: 6,4 MM boe/d Petrobras: 6,4 MM boe/d (PN 2011(PN 2011--2015)2015)
28
POLO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOS
TLD Guará: 15.300 bopdTLD Lula NE: 14.400 bopdPiloto de Lula: 28.300 bopdTOTAL: 58.000 bopd
p
PRODUÇÃO TOTAL (JUL/11): 127.600 bopd
RESULTADO OPERACIONAL 1S11 vs 1S10
LUCRO LÍQUIDO 1S11 vs 1S10
1S10 1S11R$ milhões
RESULTADOS FINANCEIROS PRESENTES
29
Lucro Líquido
Resultado atribuível aos não Controladores
Imposto de Renda/Contribuição
Social
Resultado Financeiro Líquido
21.928
‐677
‐7.339
4.918
16.021
‐113
‐6.045
‐1.331+469%
+21%
+499%
+37%
OBRIGADO!
3030