Re-Avaliação de yet-to-find-oil no Pré-Sal Brasileiro

Cleveland M. Jones, FGEL/UERJHernani A. F. Chaves, FGEL/UERJ

Referenciamos nossa avaliação anterior, de 2010, publicada em 2011 (“Avaliação de

2010”), e nossa re-avaliação de 2015, apresentada no 14º Congresso Internacional da Sociedade Brasileira de Goefísica (6 de

agosto de 2015):

JONES, C.M.; CHAVES, H.A.F. 2015. Re-Assessment of yet-to-find oil in the Pre-Salt province of Brazil. In: 14th International Congress of the Brazilian Geophysical Society, Rio de Janeiro. SBGf Conference Papers, Rio de Janeiro, Brazil: SBGf, 2015. Disponível em http://m2comunicacoes.com.br/sbgf/trabalhos/trabalhos/sbgf_29.pdf

Atualização da avaliação de 2010 doyet-to-find-oil na área Pré-Sal brasileiro

A avaliação de 2010 foi baseada em informações até outubro de 2010

Avaliação de 2015 baseada em informações até dezembro de 2014

Metodologia semelhante à da avaliação de 2010, com modificações e novas informações

Esta avaliação (“Avaliação 2015”):

Esta apresentação atualizada em julho de 2015

A Avaliação de 2010 de yet-to-find-oil no Pré-Sal Brasileiro

Jones & Chaves, 2011

YTF Número de CamposNível de 90% de confiança: 42Nível de 10% de confiança : 83

YTF Tamanho de Campos IndividuaisNível de 90% de confiança: 165,6 milhões de bblNível de 10% de confiança : 7,99 bilhões de bbl

Jones & Chaves, 2011

YTF Recursos Recuperáveis Nível de 90% de confiança : 114,5 bilhões de bbl

Nível de 10% de confiança : 288,3 bilhões de bbl

A Avaliação de 2010 de yet-to-find-oil no Pré-Sal Brasileiro

Situação aproximada da área do pré-sal e dos campos em fins de 2013

Petrobras, 2014

Ferramenta de modelagem utilizada - GeoX® (Schlumberger)

Elementos considerados(“segments”)

Avaliação 2015

Informação até dezembro de 2014

Template de avaliação usada para análise de segmentos individuais

Avaliação de segmentos individuais

Exemplo: Azulão

Segmentos secos ou não comerciais

Exemplo de como elementos representativos foram avaliados

Nova avaliação de Carioca com o método de estimativa direta do volume:Resultado da estimativa direta do volume P90/P10: 2,1 a 7,5 bilhões de bbl (uma rodada individual…)

Resultados na Avaliação de 2015

Exemplo de como elementos representativos foram avaliados

Acumulações (descobertas) antes avaliadas pelo método de área, espessura e fator geométrico

Exemplo: Bem-te-Vi (óleo e gás)

Prospectos avaliados pelo método de estimativa direta do volume e incertezas sobre fatores geológicos

Entradas de parâmetros para os fatores geológicos (são incertezas referentes ao funcionamneto dos elementos e processos do sistema petrolífero)

Exemplo de como elementos representativos foram avaliados

Parâmetros adicionais para o caso de óleo e gás

Caso Óleo e Gás

Exemplo de como elementos representativos foram avaliados

Parâmetros para fluidos

Exemplo: Bem-te-Vi (óleo e gás)

Entrada de parâmetros probabilísticos para os segmentos

Prospectos

Exemplo de como elementos representativos foram avaliados

A ferramenta GeoX® avalia todos os segmentos individualmente, realizando simulações Monte Carlo com base nos valores amostrados a partir dos parâmetros definidos probabilísticamente, incluindo informação sobre poços secos, descobertas realizadas, prospectos identificados, e respectivas datas

LIBRA

Exemplo : Libra

Volume in-place para o tamanho da acumulação é mostrado porque há significativa incerteza sobre a recuperação de todo o volume disponível, dados os termos do contrato (limitado em 35 anos, não renovável) e o método de explotação que será utilizado (número de FPSOs, sistemas submersos, etc.)

Exemplo : Libra

Exemplo : Libra

Exemplo : Libra

LULA

Exemplo : Lula

Como em Libra, o volume in-place para o tamanho da acumulação é mostrado porque há significativa incerteza sobre a recuperação de todo o volume disponível

Exemplo : Lula

Após todos os segmentos terem sido avaliados, é montado um template para a avaliação geral, e os principais parâmetros dessa avaliação são definidos dentro da ferramenta GeoX®.

Definições para a avaliação geral

Definições para a avaliação geral

Definições para a avaliação geral

19 descobertas

19 prospectos

38 segmentos(mais 2 sub-plays)

Definições para a avaliação geral

RESULTADOS DA AVALIAÇÃO GERAL

Primeiro resultado: Gráfico com a sequência das descobertas (“Discovery Sequence”)

Discovery Sequence da Avaliação de 2010

Primeiro resultado: Gráfico com a sequência das descobertas (“Discovery Sequence”)

Resultado da execução da ferramenta FSD (“Field Size Distribution”): A Curva FSD – tamanho das acumulações

Curva FSD da Avaliação de 2010

Resultado da execução da ferramenta FSD (“Field Size Distribution”): A Curva FSD – tamanho das acumulações

Telas com Resultados

Limite para contabilizar acumulações = mínimo de 20 milhões de bbl

Telas com Resultados

Limite para contabilizar acumulações = mínimo de 20 milhões de bbl

Telas com Resultados

Acima do mínimo de 20 milhões de bbl

Número de Campos Nível de 90% de confiança: 75Nível de 10% de confiança: 102

Telas com Resultados

Tamanho de campos na Avaliação de 2010:Nível de 90% de confiança: 165,6 milhões de bblNível de 10% de confiança: 7,99 bilhões de bbl

Telas com Resultados

YTF Tamanho de Campos Individuais

Acima do mínimo de 20 milhões de bbl

Nível de 90% de confiança: 239,9 milhões de bblNível de 10% de confiança: 5,9 bilhões de bbl

Recursos recuperáveis totais – Avaliação de 2010:Nível de 90% de confiança: 178,1 bilhões de bblNível de 10% de confiança: 356,1 bilhões de bbl

Na avaliação de 2010 não divulgamos muito o valor dos recursos recuperáveis totais – os demais resultados já eram tão superiores a qualquer estimativa mencionada até então!

Telas com Resultados

Nível de 90% de confiança: 214,9 bilhões de bblNível de 10% de confiança: 313,1 bilhões de bbl

Recursos Recuperáveis Totais

Nível de 90% de confiança: 175,5 bilhões de bblNível de 90% de confiança: 273,0 bilhões de bbl

Telas com Resultados

Recursos Recuperáveis Totais

Acima do mínimo de 20 milhões de bbl

Nível de Confiança de

90%

Nível de Confiança de

10%

Nível de Confiança de

10%

Recursos Descobertos31,8

bilhões de barris

40,2bilhões de

barris

48,2bilhões de

barris

Número Total de Campos acima de limite mínimo de

20M bbl75 86 102

Tamanho das Acumulações Adicionais Recuperáveis

acima de limite mínimo de 20M bbl – YTF

239,9milhões de

barris

1,31bilhões de

barris

5,90bilhões de

barris

Total de Recursos Recuperáveis acima de

limite mínimo de 20M bbl

175,5bilhões de

barris

217,7bilhões de

barris

273,0bilhões de

barris

Continuando

• Recursos na ordem de 176 Bilhões de bbl com 90% de probabilidade!

• Qual o significado desse número?• Para que serve?• Esperamos que sirva para suscitar a

discussão da sociedade sobre a utilização desses recursos com vistas ao presente e às futuras gerações

Petrobras - Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018

Representação da experiência exploratória futura esperada (“Rosy Future diagram”)

Telas com Resultados

YTF Número de Camposacima de 20 milhões de bbl

Nível de 90% de confiança: 56Nível de 10% de confiança: 83

Conhecer a bacia e os leads

Identificar prospectos

Obter casos de sucesso

Etapa de Desenvolv.e

Produção

Campos maduros,

descomiss.

Etapas do Processo Exploratório ao Longo do Tempo

Cada etapa exige atividade correspondente da indústria nacional (CL), que não pode ficar ociosa, como ficou durante o período sem licitações

Exploração Desenvolvimento Produção

Conteúdo Local e as Etapas do Processo Exploratório

G1 – Reuters 10/08/2015• “Pré-sal do Brasil contém 176 bilhões de barris

de petróleo e gás, diz estudo”• Estudo foi feito no Instituto Nacional de Óleo e Gás da UERJ

• “Polígono pode ter óleo não descoberto suficiente para 5 anos no mundo.” Como assim?

94 Mbopd X 360 dias 34 Bbbl por ano

176 Bbbl / 34 Bbbl/ano 5 anos

Segundo estimativa EIA/DoE, nospróximos 45 anos a demanda total seráda ordem de 1,8 Tbbl

176 Bbbl equivale a apx. 10%desse total

Comparação com Valor dos Recursos In Situ

Investimento ≈ US$ 1,4 Trilhões, contra...

Valor dos recursos in place ≈ US$8,8 trilhões(considerando preço atual (US$50/bbl) do petróleo) ≈ 176 x 50

Valor dos recursos in place ≈ US$3,8 trilhões(considerando preço de aquisição da BG pela Shell: US$70 Bi para 3,25Bbbl = 21,50/bbl) ≈ 176 x 21,50

Valor dos recursos in place ≈ US$1,5 trilhões(considerando preço médio utilizado na Cessão Onerosa: US$42,5Bi para 5 Bbbl = US$8,51/bbl) ≈ 176 x 8,51

Valor dos recursos in place ≈ US$51 a 77 bilhões(considerando preço médio utilizado no Excedente da Cessão Onerosa: R$13Bi em 4 anos para 9,8 a 15,2Bbbl = US$0,29-0,44/bbl) ≈ 176 x (0,29 a 0,44)

Sucesso exploratório segundo Plano Estratégico Petrobras 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018

Sucesso Exploratório segundo dados ANP-BDEP: Esforços Exploratórios vs Novas Descobertas

• 56 a 83 novos campos a serem descobertos• Ritmo de perfur/descob/% sucesso offshore 2012 ≈ 90 / 26 / 29%• Ritmo de perfur/descob/% sucesso offshore 2013 ≈ 45 / 18 / 40%• Ritmo de perfur/descob/% sucesso offshore 2014 ≈ 42 / 0 / 0• Ritmo de perfur/descob/% sucesso offshore 2015 ≈ 9 / 1 / 11%• Taxa de sucesso ≈ 11% a 40%• Novas descobertas exigirão de 500 a 800 novos poços• Um poço custa ≈ US$ 50 milhões

Nesse ritmo serão necessários 25 a 40 anos apenas para perfurar os poços

necessários para as descobertas (mais tempo de desenvolvimento e produção)...

E para atingir a produção de todos os recursos recuperáveis?

Produção e custo de FPSOs

• 150 mil bopd = 50 milhões bopa (360 dias)• 1,25 bilhões bbl em 25 anos para cada FPSO• 176 bilhões (P90) / 1,25 bilhões por FPSO ≈ 140 FPSOs• Uma FPSO custa ≈ US$ 10 bilhões• 140 FPSOs ≈ US$ 1,4 trilhões

Investimento Necessário em FPSOs ≈ US$ 1,4 trilhões

Possível benefício dos recursos in place se produzidos...

Considerando 176 bilhões de bbl, US$50/bbl

15% Royalties ≈ US$1,3 trilhões

Maior atividade e previsibilidade de E&P também resultaria numa aceleração da instalação da capacidade

de Conteúdo Local (atualmente em retrocesso)

Bônus referentes a licitações de novas áreas≈ US$73 a US$110 bilhões

(Libra: R$15 bilhões para 8-12 Bbbl, R$3/US$ à época)

Óleo lucro ≈ US$3,7 trilhões(Libra: valor ofertado foi o mínimo de 41,65%)

Demais itens de government take ≈ ???(IRPJ, CSLL, PIS, COFINS, ISS, IPI, II, ICMS, etc.)

Futuros Esforços Exploratórios no Brasil

Ficaremos reféns do ritmo exploratório que a Petrobras pode manter?

E se, daqui a 50 anos, ainda tivermos metade do óleo do Pré-Sal nos reservatórios, ao invés de ter sido

produzido?

E se a “Era do Petróleo” começar a definhar daqui a 30 ou 50 anos?

Não seria melhor produzir o máximo possível desses recursos, transformando-os em riqueza para os brasileiros, para chegarmos lá com mais saúde,

educação e riqueza?

Temos duas hipóteses:

Submeter a exploração ao ritmo econômico da Petrobras e à capacidade da indústria nacional atender

aos requisitos de conteúdo nacional da E&P

Modificar o marco regulatório para permitir a participação efetiva de capital internacional, tirando a obrigatoriedade da Petrobras participar com 30% em

todos os novos campos do pré-sal e de ser a operadora única no pré-sal

ou

Submeter a E&P ao ritmo da Petrobras

Nessa hipótese, alega-se a preservação da soberania nacional, mas isso já foi questionado em todas as rodadas

anteriores da ANP e não teve acolhida no judiciário.

Com a revisão da previsão de produção em 2020, reduzida em 35% (de 4,2 para 2,8 Mbopd), também haverá

diminuição de 35% de impostos federais, estaduais e municipais.

Alguns alegam que retirando o petróleo mais lentamente preservamos os recursos para as futuras gerações, mas

elas estarão em condições piores que estariam se os recursos fossem monetizados e bem aplicados.

Petrobras - Plano Estratégico 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018

Queda de 33%

Queda de 30%

Abrir a possiblidade de outras empresas aturem no pré-sal como operadoras

Sem ficarmos presos ao ritmo da Petrobras, a E&P poderia ser acelerada com a entrada de novas

empresas e mais capitalCom a aceleração da produção teríamos mais

recursos, mais cedo, para melhorar a condição dos brasileiros

A entrada de novos players também resultaria em novas tecnologias sendo introduzidas, melhorando os

padrões técnicos da E&P

Maior atividade e previsibilidade de E&P resultaria numa aceleração da instalação da capacidade de

Conteúdo Local (atualmente em retrocesso)

E o efeito da participação obrigatória da Petrobras?

Com participação PBR Sem participação PBR0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

Benefício para o Brasil com participação PBR US$

4.153 BiBenefício para o Brasil sem

participação PBR US$ 3.959 Bi

Receitas, Custos, Government Take,Benefício total para o Brasil

Receita Royalty Opex Resultado Óleo Lucro41,65%

Impostos25% s/ Result

Lucro Liq % PBR30% Oper

Distr Uniãoapx 49%

Gov Take Tot União, etc.

Receita Receita

Gov Take

Gov Take

PBR/% união

PBR/% união

= 0

US$

Bilh

ões

Outra forma de ver o pequeno

efeito produzido pela

participação (30%) da

Petrobras...

Diferença do Valor para a União, etc. se não houver participação da Petrobras, é

de US$194Bi em 50(?) anos, ou apx. US$4Bi/ano.

Com isso perdemos velocidade, arriscamos deixar de monetizar

recursos, e adiamos os benefícios para o Brasil.

Esse é o custo e risco de persistir no modelo atual.

Com a participação da Petrobras poderia se argumentar que o CL seria maior, mas a própria

Petrobras tenta aumentar a participação de fornecedores estrangeiros para acelerar projetos.

As regras de CL impostas pelo modelo escolhido é que ditam o CL que será alcançado.

Compensaria reduzir as exigências de CL para poder acelerar os projetos e seus benefícios para

o país? (A Petrobras acha que sim, pois tenta fazer isso...)

Conteúdo Local – Discutível...

CHAVES, H. A. F. et al. 1984a. Análise do Histórico das Perfurações e Descobertas – Bacia de Sergipe/Alagoas (Terra e Mar) – Previsão de Novas Descobertas, CENPES/DIVEX, 1984.CHAVES, H. A. F. et al. 1984b. Aplicação do conceito de área exaurida à Bacia de Campos, CENPES-485, CENPES/DIVEX, mar. 1984.DREW, L. J.; SCHUENEMEYER, J. H.; ROOT, D. H.; ATTANASI, E. D. 1980. Petroleum-resource appraisal and discovery rate forecasting in partially explored regions. USGS Professional Paper 1138-A-C, 1980.JONES, C. M.; CHAVES, H. A. F.; DOURADO, J. D. A., 2009. The Potential for New Discoveries in the Shallow Waters of the Campos Basin. In: AAPG International Conference and Exhibition, Rio de Janeiro, 2009. AAPG Datapages/Search and Discovery, Tulsa, OK, USA: AAPG, 2009. Available at: http://www.searchanddiscovery.com/pdfz/documents/2010/10235jones/ndx_jones.pdf.html (30-Jan-2015).JONES, C. M.; CHAVES, H. A. F.; DOURADO, J. D. A. 2010. New Discoveries in The Shallow Waters of The Campos Basin Fit Predictions of an Exploration Process Model, Paper IBP3267_10. In: Rio Oil & Gas Expo and Conference 2010, Rio de Janeiro. Annals..., Rio de Janeiro: Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, 2010. Available at: http://200.189.106.137/contempory/sysbibli_anexos/IBP3267_10.pdf (30-Jan-2015).JONES, C. M.; CHAVES, H. A. F. 2011. Assessment of Yet-To-Find Oil in the Brazilian Pre-Salt Region, Paper SPE-143911-MS. ISBN 978-1-61399-123-7. In: Brasil Offshore 2011, Macaé. OnePetro Conference Papers, Richardson, TX, USA: Society of Petroleum Engineers, 2011. Available at https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-143911-MS (30-Jan-2015).JONES, C.M.; CHAVES, H.A.F. 2015. Re-Assessment of yet-to-find oil in the Pre-Salt province of Brazil. In: 14th International Congress of the Brazilian Geophysical Society, Rio de Janeiro. SBGf Conference Papers, Rio de Janeiro, Brazil: SBGf, 2015. Disponível em http://m2comunicacoes.com.br/sbgf/trabalhos/trabalhos/sbgf_29.pdf.KONTOROVICH, A. E., DYOMIN, V. I., LIVSHITS, V. R., 2001. Size Distribution and Dynamics of Oil and Gas Field Discoveries in Petroleum Basins. AAPG Bulletin; v. 85; n. 9; p. 1609-1622, Sep 2001.NORMAN, D. 2015. GeoX Exploration Risk and Resource Assessment Software. Available at: http://www.software.slb.com/products/foundation/Pages/geox.aspx (16-Feb-2015).PETROBRAS, 2014a. Form 20-F, filed with SEC-USA. Available at: http://hsprod.investis.com/site/irwizard/pbr/ir.jsp?page=sec_index&ipage=9559843, access on 16-Feb-2015.PETROBRAS, 2014b. Plano Estratégico Petrobras 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018. Available at: http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/plano-estrategico-2030-e-plano-de-negocios-e-gestao-2014-2018.htm, access on 16-Mar-2015.USGS - U.S. Geological Survey, 2002. World Petroleum Assessment 2000, U.S. Geological Survey Digital Data Series 60, 2002.

Referências

Avaliação Nível de confiança de 90% Nível de confiança de 50% Nível de confiança de 10%

Recursos Descobertos 2015 31,8 Bil. bbl 40,2 Bil. bbl 48,2 Bil. bbl

Número total de campos2010      

2015 192 224 268

Número total de camposAcima de limite de 20M bbl

2010      

2015 75 86 102

Número Adicional de Campos YTF2010      

2015 117 137 165

Número Adicional de Campos YTFAcima de limite de 20M bbl

2010 42,5 63 83

2015 56 67 83

Tamanho de Acumulações Recuperáveis

2010      

2015 245,6 Mil. bbl 1,3 Bil. bbl 6,5 Bil. bbl

Tamanho de Acumulações Recuperáveis

Acima de limite de 20M bbl

2010      

2015 257,1 Mil. bbl 1,3 Bil. bbl 6,6 Bil. bbl

Tamanho de Acumulações Adicionais Recuperáveis YTF

Acima de limite de 20M bbl

165,6 Mil. bbl 1,13 Bil. bbl 7,99 Bil. bbl

239,9 Mil. bbl 1,31 Bil. bbl 5,90 Bil. bbl

Total de Acumulações Recuperáveis2010 178,1 Bil. bbl   356,1 Bil. bbl

2015 214,9 Bil. bbl 258,1 Bil. bbl 313,1 Bil. bbl

Total de Acumulações RecuperáveisAcima de limite de 20M bbl

2010      

2015 175,5 Bil. bbl 217,7 Bil. bbl 273,0 Bil. bbl

Total de Acumulações Adicionais Recuperáveis

Acima de limite de 20M bbl YTF

2010 114,5 Bil. bbl 194,6 Bil. bbl 288,3 Bil. bbl

2015 118,9 Bil. bbl 161,8 Bil. bbl 216,5 Bil. bbl

Resultados da avaliação de alguns segmentos individuais

BÚZIOS

Exemplo: Búzios (ex-Franco)

Cessão Onerosa = 3,058 bilhões de bblContrato para o excedente da Cessão Onerosa = 6,5 a 10 bilhões de bbl

Exemplo : Búzios

CARCARÁ

Exemplo : Carcará

Exemplo : Carcará

CARIOCA

Exemplo : Carioca

Exemplo : Carioca

ENTORNO DE IARA

Exemplo : Entorno de Iara

Cessão Onerosa = 600 milhões de bblContrato para o excedente da Cessão Onerosa = 2,5 a 4 bilhões de bbl

Prospecto foi avaliado pelo método de estimativa direta do volume e incertezas para os parâmetros geológicos factors

Volumes riscados (“Risked volumes”) refletem as chances de sucesso geológico

47% chance de 3,1 bilhões de bbl ou mais26% chance of 3,8 bilhões de bbl ou mais5% chance of 4,6 bilhões de bbl ou mais

Volumes riscados:

Exemplo: Entorno de Iara

Volumes não riscados:

JUPITER

Exemplo : Jupiter

Exemplo : Jupiter

Definições para a avaliação geral

Definições para a avaliação geral

YTF Recursos Recuperáveis Totais na avaliação de 2010 :Nível de 90% de confiança: 114,5 bilhões de bblNível de 10% de confiança: 288,3 bilhões de bbl

Telas com Resultados

Nível de 90% de confiança: 118,9 bilhões de bblNível de 90% de confiança: 216,5 bilhões de bbl

Acima do mínimo de 20 milhões de bbl

YTF Recursos Recuperáveis Totais