Superintendência de Desenvolvimento e Produção

1º Workshop de

Acumulações Marginais

Rio de janeiro, 16/12/2019

283campos

8.404 bbl/dia

maior produtor de óleo (Canto do Amaro – Potiguar)

30Empresas operadoras

263Fase de Produção

20Etapa de

Desenvolvimento

7.220 Mm³/dia

maior produtor de gás (Rio Urucu –

Solimões)

Outubro/2019Fonte: ANP/SDP/SIGEP , 2019

Onshore no Brasil hoje

Reservas Totais (3P)

1,27 B boeB boeB boeB boe

Fator de RecuperaçãoAtual

(DEZ/2018)

24%

Óleo ~104,6 MbblMbblMbblMbbl/dia /dia /dia /dia

Gás~ 25,98 MMmmmm3333/dia/dia/dia/dia(Outubro/2019)

Produção

Poços Produzindo

~23.352

7.706

Poços Perfurados

(Outubro/2019)

(DEZ/2018)

Fonte: ANP/SDP/SIGEP , 2019

Onshore no Brasil hoje

A Dinâmica da Indústria do Petróleo no Pós-Monopólio

FRADE

RONCADOR

BALEIA AZUL

JUBARTEBALEIA FRANCA

CACHALOTEBALEIA ANÃ

D e f i n i ç ã o d e B l o c o s

Licitação

F a s e d e E x p l o r a ç ã o F a s e d e P r o d u ç ã o

Desenvolvimento Produção Abandono

DC

SDB SPL SEP SDP

SSM

SPG

SDT

CCL

Blocos Exploratórios

NFP

A Dinâmica da Indústria do Petróleo no Pós-Monopólio

FRADE

RONCADOR

BALEIA AZUL

JUBARTEBALEIA FRANCA

CACHALOTEBALEIA ANÃ

D e f i n i ç ã o d e Á r e a s

Licitação

F a s e d e R e a b i l i t a ç ã o F a s e d e P r o d u ç ã o

Desenvolvimento Produção Abandono

DC

SPL SDP

SSM

SPG

SDT

Áreas com acumulações marginais

NFP

SDP

Obrigações dos Operadores com a SDP

Fase de Reabilitação

• PAT

• Escolha dos poços

• Relatório Final da Fase de Reabilitação

• Garantia de Abandono

• Declaração de Comercialidade

Fase de Produção

• DAIA/DAPA*

• PD **

• PAT/PAP

• BMP

• BAR

• PDI

• RDI

Obrigações dos Operadores com a SDP

PAT (**PTI)Escolha

dos poçosGarantia de Desativação

Relatório Final da Fase de

Reabilitação

Declaração de Comercialidade

* Até 60 dias antes para solicitar a Prorrogação da Fase de Reabilitação

180 dias após a assinatura

1 ano antes do fim da Fase de Reabilitação

Obrigações dos Operadores com a SDP

Atividade Antecipada(DAPA)

Autorização de Produção Antecipada (DAIA)

Autorização de Início de Atividade Antecipada(DAPA)

Plano de Desenvolvimento

(PD)

Programa de Desativação de

Instalações (PDI)

Relatório Final Relatório Final de Desativação de Instalações

(RDI)

Termo de Resilição

Cláusula 9.8 –Antecipação de atividades -> foi

suprimida do edital que está em consulta

pública

180 dias após a DC

Obrigações dos Operadores com a SDP

Diáriamente

Situação Operacional de

Poços (SOP)

Mensalmente

Boletim Mensal de Produção (BMP)

BMP-Instalações

Respostas BMP (BMP-RESP)

Status de Poço (SP)

Anualmente

Programa Anual de Produção (PAP)

Programa Anual de Trabalho e

Orçamento (PAT)

Boletim Anual de Reservas (BAR)

Declaração Anual de Acervo (DAA)

Autorização de Queima

Enquadramento como empresa de Pequeno e Médio

porte

Obrigações dos Operadores com a SDP

Por Descoberta (SEP)

Notificação de Descoberta (ND)

Por Descoberta a ser Avaliada

(SEP)

Plano de Avaliação de Descobertas

(PAD)

Por avaliação de descoberta, à critério do

Operador, até a entrega do

Relatório Final de Avaliação de Descobertas

(RFAD) (SEP)

Declaração de comercialidade

Obrigações dos Operadores com a SDP

Por evento

Notificação de Descoberta (ND)

Comunicado de Início de Produção

Permissão de construção e operação de dutos

Autorização de Queima Extraordinária

Convalidação de Queima Extraordinária

Notificação para abandono de poço

Cadastro de Reservatórios (CR)

Cadastro de Zonas Produtoras (CZP)

Paradas de produção

Por Ensaio

Relatório de Ensaios

Petrofísicos (RPF)

Relatório de Geoquímica de

Poço (RGP)

Relatório de Ensaios de PVT

(PVT)

Por Levantamento

Notificação de Início de Levantamento Geofísico

(NILG)

Notificação de Término de Levantamento Geofísico

(NTLG)

Notificação de Início de Levantamento Geoquímicos

Notificação de Término de Levantamento Geoquímicos

Obrigações dos Operadores com a SDP

Por Perfilagem

Notificação de Perfilagens

Realizadas (NPR)

Por Reprocessamento

Notificação de Início de

Reprocessamento Sísmico

Notificação de Término de

Reprocessamento Sísmico

Por Reentrada

Comunicação de Reentrada em

Poço (CRP)

Notificação de Conclusão de Reentrada em Poço (NCRP)

Obrigações dos Operadores com a SDP

Por Teste (SEP)

Relatório de Teste de

Formação

Teste de Longa Duração Final

(TLDF)

Teste de Longa Duração Inicial

(TLDI)

Por Completação

Relatório Completação de Poço (RCP)

Obrigações dos Operadores com a SDP

Por Poço

Notificação de Perfuração de Poço (NPP)

Comunicação de Início de Perfuração de Poço (CIPP)

Comunicação de Utilização de Equipamento de Pequeno Porte

(CUEPP)

Licença Ambiental de perfuração (LA)

Relatório Final de Perfuração (FP)

Resultado de Poço (RP)

Relatório Final de Poço Exploratório (RFP)

Relatório Final de Poço Explotatório (RFP-PROD)

Relatório Completação de Poço (RCP)

Notificação para abandono de poço

Relatório Final de Abandono de Poço (RFAP)

Melhorias implementadas

www.anp.gov.br -> Exploração e produção de óleo e gás - > Destaques -> CATÁLOGO DE E&P

Melhorias implementadas

Melhorias implementadas

Relatórios de Produção de óleo e gás Mapas geológicos (Estruturais, Espessura, Isólita, Isópaca)

Relatórios de intervenções - Boletins Diários de Operações Zoneamento de produção

Relatórios de mudança Análise Petrofísica

Relatórios de Análise de Óleo/Água/Gás produzidos Análise Testemunhos

Relatórios da malha de gás Esquemático atual dos poços

Desenhos, manuais, fluxogramas das estações e facilidades de produção

Análise PVT

Passivos ambientais Lista de Superficiários

Análises de laboratório - rocha e fluidos Trajetória dos poços

Sonolog Registro de Pressão estática e teste de avaliação

Pacote de Dados

Campos Marginais

Campos Marginais

• Desde a revogação da Portaria ANP nº 279/2003, a Agência Nacional dePetróleo (ANP) considera “campo marginal” como sendo, de maneirageral, uma concessão oriunda de uma das suas rodadas de áreas deacumulações marginais, sendo que, até o presente momento, foramrealizadas 04 (quatro) licitações dessa modalidade.

Proposta atualmente em estudo

Campos Marginais

Proposta atualmente em estudo

Campos Marginais

Proposta atualmente em estudo

Campos Marginais

Atualmente estão concedidos 26 (vinte e seis) campos oriundos de rodadasde áreas com acumulações marginais, distribuídos em 7 (sete) bacias.

Campos Marginais daBacia De Sergipe

Cidade Aracaju

Foz do Vaza Barris

CarapitangaTigre

1ª Rodada de Acumulações Marginais, realizada em 2005.

BACIAS N° DE CAMPOS

Potiguar 7

Recôncavo 6

Espirito Santo 4

Sergipe 4

Barrerinhas 2

Camumu 2

Tucano Sul 1

Campos Marginais

Resultados – 1°Ciclo de Oferta Permanente

A ANP realizou a sessão pública de apresentação de ofertas do 1º Ciclo da OfertaPermanente no dia 10 de setembro de 2019.

• Áreas com acumulações marginais arrematadas

Foram arrematadas 12 áreas com acumulações marginaislocalizadas nas bacias terrestres de Potiguar, Sergipe-Alagoas,Recôncavo e Espírito Santo. O total de bônus ofertado foi de R$6.981.645,86 e a previsão do investimento mínimo é de R$10.500.000,00.

Oferta Permanente

Oferta Permanente – Resultados do Primeiro Ciclo

Blocos Exploratórios arrematados: 33

Bônus Ofertado: R$ 15, 3 MM

Previsão de investimento Mínimo na Fase de Exploração: R$ 309,8 MM

Nova Fronteira, Madura e Elevado Potencial

(497 terrestres70 marítimos)

567Blocos

ES, Potiguar, Recôncavo, SE-AL, Paraná, Parnaíba(terra); Campos,

Santos, SE-AL, Ceará e Potiguar (Mar)

11Bacias 14

AM

Acumulações Marginais arrematadas: 12Bônus Ofertado: R$ 6, 9 MM

Previsão de investimento Mínimo na Reabilitação: R$ 10,5 MM

Nova Fronteira, Madura e Elevado Potencial

(497 terrestres70 marítimos)

Perspectivas para o futuro

- Em 18/04/2019 a Diretoria Colegiada da ANP determinou, por meio da

Resolução de Diretoria (RD) nº 0254/2019, a aplicação do parágrafo único do art.

2º da Resolução CNPE nº 02/2016 para os seguintes campos:

Resolução de Diretoria (RD) nº 0254/2019

Campo Bacia

Lagoa Branca Tucano Sul

Barra do Ipiranga Espírito Santo

Rio Barra Seca Espírito Santo

Rio Itaúnas Leste Espírito Santo

Rio São Mateus Oeste Espírito Santo

Mariricu Oeste Espírito Santo

Jacupemba Espírito Santo

Nativo Oeste Espírito Santo

- Volume de óleo “in place” de 90,35

milhões de bbl de petróleo;

- Produção acumulada de 0,85

milhões de bbl de petróleo;

- Volume de gás “in place” de

3.639,81 milhões de m³ de gás total;

- Produção acumulada de 2.140,51

milhões de m³ de gás total.

* (apenas os campos do ES – BAR/2018)

Perspectivas para o futuro

Outras áreas em estudo

Campo Bacia

Graúna Potiguar

Acauã Leste Potiguar

Japiim Amazonas

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANPSuperintendência de Desenvolvimento e Produção (SDP)

Av. Rio Branco, 65, 19 andar - CentroRio de Janeiro/RJ – Brasil

Tel: +55 (21) 3797-6383 njunior@anp.gov.br

Mais informações:

www.anp.gov.br

Obrigado