Experiências da Petrobras no Caminho do Pré-Sal
Francisco Nepomuceno Filho
Gerente Executivo - E&P Corporativo
Rio Oil & Gas – RJ, setembro de 2008
Descobertas Petrobras de Óleo/Gás em Águas profundas 1984- 2003
Descobertas Petrobras de Óleo/Gás em Águas profundas 1984- 2003
Águas Profundas na Bacia de Campos-Conhecimento - Campos Gigantes em AP Geológico: - Turbiditos Terciários
- Arenitos Inconsolidados- Altas permeabilidades (1-4 Darcies)
-Tecnologias: - Plataformas de produção: SS e FPSO - Poços Horizontais com “Gravel packing”
para evitar produção de areia- Completação submarina- Dutos rígidos e linhas flexíveis
- Aval. Econômica: - Produção aumentou de 500 mil para 1,5 milhões de bopd- Reservas provadas: de 3 para 10 bilhões de boe
AB / ABL
MRL / MLS / MLL
BR / ESP
Águas Rasas BC
Litoral Sul BC
RO
Bacia de Campos
Pólos de Produção
Descobertas de Óleo/Gás entre 2003-2006Descobertas de Óleo/Gás entre 2003-2006
Novas descobertas em AP – Bacias: Santos e Esp. Santo-Conhecimento - 5 novos campos gigantes em AP Geológico: - Reservatórios profundos (Cretáceo)
- Óleo pesado, óleo leve e gás - Baixa permeabilidade (1-100 mdarcies)
-Tecnologias: - Poços de alta produtividade (poços horizontais)- BCSS
- Aval. Econômica: - Produção aumentou de 1,5 para 1,8 milhões de bopd- Reservas provadas: de 10 para 14 bilhões de boe- Descobertas > 8 bilhões de boe
Reservas de óleo e gás no Brasil - Critério SPE
07
1414
1212
1010
88
66
44
22
00
Terra
60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 0604
Bi boe1414
1212
1010
88
66
44
22
00
13,92
Águas Rasas (0 - 300 m)Águas profundas (> 300m)
11,01
3.8
9,3
6,0
UN (Milhões BOE)UN-AM 355 UN-RNCE 958 UN-SEAL 923 UN-BA 1.917 UN-ES 292 UN-BC 5.836 UN-RIO 1.216 UN-BS 6 Total 11.510
Produção Acumulada Até 12/2007
693 716809 869
1004
1132
12711336
1500 1540 1493
1684
0
500
1000
1500
2000
2500
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Mil
b/d
1778 1792
1950
2011 2012
24212374
21912269
Produção de Óleo da Petrobras Produção de Óleo da Petrobras
1.0111.152
1.313
1.686
834
454439536
20%24% 23%
39%
50%55%
49%
59%
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
MM
US$
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Indi
ce d
e Su
cess
o Ex
plor
atór
io (%
)
Investimentos Exploratórios
2.590
944596
8441.098
1.5912.024
3.609
564
1.4481.770
4.007
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Milhões boer
Milh
ões
boer
Volume Descoberto Economicamente Recuperável pela Petrobras no Brasil
11,4 bi boer
- 2.12.1 6.26.2 6.86.8 6.76.712.712.7
14.414.414.214.2 14.014.0 12,812,8
15.815.8
22.222.2
40.040.048.548.5 55.055.0
28.528.5
38.638.6
60.460.4
69.369.374.574.5
-
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
4o tri/ 2006 4o. Tri/ 2007 4o. Tri/ 2008 4o. Tri/ 2009 4o. Tri/ 2010
Milh
ões
de m
3 /d
Norte Nordeste Sul-Sudeste
45% p/a45% p/a
11% p/a11% p/a
PLANGÁS - Curva de Entrega de Gás Natural
Vitória
Plataformas da Plataformas da UNUN--BC e UNBC e UN--RIORIO
REDUCREDUC
CabiCabiúúnasnasCampinasCampinas
AmpliaAmpliaçção da UTGC ão da UTGC 20 MM m3/d20 MM m3/d
Ubu
Belo HorizonteBelo Horizonte
CaraguatatubaCaraguatatubaRio de JaneiroRio de Janeiro
CaraguatatubaCaraguatatuba
GuararemaGuararema
Lagoa Parda
AdequaAdequaçção ão UPGN Cubatão UPGN Cubatão 2,5 MM m3/d2,5 MM m3/d
GaroupaGaroupaNamoradoNamorado
EnchovaEnchova
PeroPeroáá/Cango/Cangoáá
MerluzaMerluza
LagostaLagosta
P-51 Marlim Sul Módulo 2
Golfinho Módulo 2
P-52 Roncador Módulo 1AP-54 Roncador Módulo 2
MexilhãoMexilhão UruguUruguáá
TambaTambaúú
CanapuCanapu
P-53 Marlim Leste
AmpliaAmpliaçção de ão de CabiCabiúúnas/ REDUCnas/ REDUC23 MM m3/d23 MM m3/d
MarlimMarlim Leste Leste –– MMóódd. 2 (Jabuti). 2 (Jabuti)
UTGCA 15 MM m3/dUTGCA 15 MM m3/d
CamarupimCamarupim
CubatãoCaraguatatuba
200820082008
200820082008
200820082008
200920092009
201020102010Cabiúnas
CacimbasParque das Conchas
UPGN SulUPGN SulCapixabaCapixaba
2,5 MM m3/d2,5 MM m3/d
Metas PLANGMetas PLANGÁÁSS20082008 -- 40 MM m40 MM m33/d/d2010 2010 -- 55 MM m55 MM m33/d/d
Descobertas de Óleo e Gás na seção pré-sal na Bacia de Santos – 2006-2008
Descobertas de Óleo e Gás na seção pré-sal na Bacia de Santos – 2006-2008
Cluster blocks
Descobertas no Pré-Sal Conhecimento - 8 descobertas em águas Ultra Profundas em SantosGeológico: - Reservatórios carbonáticos abaixo de 2 mil metros de sal
- Óleo leve e gás
-Tecnologias: - FPSO e TLWP - Planta de GNL marítima- Poços de Alta produtividade (alta inclinação)
- Aval. Econômica: - Descoberta de Tupi - 5 a 8 bilhões de boe- Descoberta de Iara – 3 a 4 bilhões de boe- 6 novas descobertas em avaliação
GaseneGasene
77 km
Catuá
Jubarte
Cachalote
Ostra
Abalone
Argonauta
NáutilusFranca
Azul
Anã
Pirambú
CaxaréuMangangá
20 km
N
S
4-ESS-149 1-ESS-122
1-ESS-116
3-ESS-110HPA
4-ESS-135
1-ESS-119
BLA
BAZ
CTU
1-ESS-125
1-ESS-103
6-CHT-4
4-ESS-172-ES 4-ESS-175-ES
1-ESS-103A-ESJUB
BFR
CHT
MGG
NAU
PRB
CXR
Testes mostraram alta produtividade em reservatórios do pré-sal
1-CHT-004-ES
Descobridor do Campo de Caxaréu
Teste previsto para o segundo semestre (aguardando sonda)
TLD iniciando em 02/09/2008
(P-34)
6-BAZ-001-D-ES
6-BFR-001-D-ESLocação aprovada
Descobridor do Campo de Pirambú
4-ESS-1723-ESS-175
Locação aprovada
Descobertas no Pré-Sal no Estado do Espírito Santo (Bacia de Campos)
Sistemas Petrolíferos das Bacias de Campos e Santos
20 km
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
0
Sal
Lâmina d’água atual
Pré´-sal
Pré-sal da Bacia de Santos
BM-S-21
BM-S-24
BM-S-8BM-S-9
BM-S-10
BM-S-11
BM-S-17
BM-S-42
BM-S-42
133 km
166 km
PMXL
22 km
~ 200 Km
290 km
RJS-628
SPS-51
SPS-52RJS-646
RJS-617
SPS-50
Percentual Total das Reservas Mundiais
Thunder Horse1.0 Bi
1998-2008
Os campos gigantes representam 79% do total das reservas mundiais
Sakhalin I5.1 Bi
2001-2007
Sakhalin II4.5 Bi
2001-2008
Kashagan21Bi
2000-2013Kurmangazi
8 Bi1998-2010
Shah Deniz8.0 Bi
1999-2006
Azadegan6.0 Bi
1999-2009
Anaran1.0 Bi
2005-2009
Kizomba2 Bi
1998-2004
Girassol/Jaz/Rosa1.5 Bi
1996-2001
Dalia1.0 Bi
1997-2006
Agbami900 Mi
1999-2008
Akpo700 Bi
2000-2008
Distribuição Regional de Campos Gigantes (> 500mm bbls) e suas percentagens nas reservas mundiais : Alguns exemplos dos principais desenvolvimentos
Nome do Campo Reservas Estimadas (boe)Ano da DescobertaInício de produção
9,1%77
0,9%62
0,7%30
3,6%78
10,4%106
52,7%157
1,2%33
<0,1%3
79 %546 Nº Total de Campos
Cantarell10.5 Bi
1976-1981
Marlim3.6 Bi
1985-1991*
Tupi5-8 Bi
2007-2011
Albacora1.4 Bi
1984-1987
Roncador3.2 Bi
1996-1999
Khurais27 Bi
1963-2009
Fonte: CERA, jun, 2008
Capacidades
LDA 2.170 m
Poços 1 produtor de óleo
Capacidade do Flare 1000 mil m3
Riser de exportação de gás 1
Capacidade de Processamento ao óleo 30 mil bpd
Range de óleo 28 – 42 º API
FPSO
Tupi TLD - Unidade de Produção
1o óleo: março/2009
PoçosProdutores
Capacidades
LDA 2.145 m
Injeção de águaProdução de água
100 mil bpd60 mil bpd
Faixa de óleo 20 – 30 º API
Poços5 produtores de óleo (+4 reservas)
2 injetores de água (+3 reservas)1 injetor de gás (+1 reserva)
Capacidade de Processamento ao óleo 100 mil bpd
Capacidade de Compressão de gás 4 milhões m³/d
Tupi piloto - Unidade de Produção
1o óleo: dez/2010
Piloto - Unidade de Produção
1o óleo: 2013
: 2014
Dois Novos Pilotos:- Capacidade de 100 Mil bpd
- 5 MM m3/d gás
UTGCAUGN
RPBC
TEFRAN
Área do TUPI
URG
PMXL
PMLZ-1
170 Km
248 Km
212 Km
145 KmPara atender o Piloto
Escoamento do Gás para o Piloto do Tupi
Em estudoExistente
Em construção
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