pre sal - apresentação ibef v09

Re-Avaliação de yet-to-find-oil no

Pré-Sal BrasileiroCleveland M. Jones, FGEL/UERJ

Hernani 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

http://m2comunicacoes.com.br/sbgf/trabalhos/trabalhos/sbgf_29.pdf

Atualização da avaliação de 2010 do

yet-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 Campos

Nível de 90% de confiança: 42Nível de 10% de confiança : 83

YTF Tamanho de Campos Individuais

Nível 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


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)


Parâmetros adicionais para o caso de óleo e gás

Caso Óleo e Gás


Parâmetros para fluidos

Exemplo: Bem-te-Vi (óleo e gás)

Entrada de parâmetros probabilísticos para os segmentos

Prospectos


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

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 : 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

19 descobertas

19 prospectos

38 segmentos(mais 2 sub-plays)


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


Acima do mínimo de 20 milhões de bbl

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


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


YTF Tamanho de Campos Individuais


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!


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

Recursos Recuperáveis Totais



Recursos Recuperáveis Totais


Nível de

Confiança de

90%

Nível de

Confiança de

10%

Nível de

Confiança de

10%

Recursos Descobertos

31,8

bilhões de

barris

40,2

bilhões de

barris

48,2

bilhões de

barris

Número Total de Campos

acima de limite mínimo de

20M bbl

75 86 102

Tamanho das Acumulações

Adicionais Recuperáveis

acima de limite mínimo de

20M bbl – YTF

239,9

milhões de

barris

1,31

bilhões de

barris

5,90

bilhões de

barris

Total de Recursos

Recuperáveis acima de

limite mínimo de 20M bbl

175,5

bilhões de

barris

217,7

bilhões de

barris

273,0

bilhões 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”)


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, nos

próximos 45 anos a demanda total será

da 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 2014 ≈ 42 / 0 / 0


• 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 capital

Com 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?

Benefício para o Brasil com

participação PBR US$ 4.153 Bi

Benefício para o Brasil sem

participação PBR US$ 3.959 Bi

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

Com participação PBR Sem participação PBR

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/

% uniãoPBR/

% união

= 0

US

$ B

ilh

õe

s

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...

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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 campos

Acima 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


Recuperáveis


2010

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


Adicionais Recuperáveis YTFAcima 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 Recuperáveis


2010


Total de Acumulações Adicionais

Recuperáveis

Acima de limite de 20M bbl YTF



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

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

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




YTF Recursos Recuperáveis Totais

pre sal - apresentação ibef v09

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