Pre sal - apresentação ibef v09

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

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: 42
Nível de 10% de confiança : 83
YTF Tamanho de Campos Individuais
Nível de 90% de confiança: 165,6 milhões de bbl
Nível 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
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)
foram avaliados

Parâmetros adicionais para o caso
de óleo e gás
Caso Óleo e
Gás
foram avaliados
Parâmetros para fluidos
Exemplo: Bem-te-Vi (óleo e gás)
Entrada de parâmetros
probabilísticos para os segmentos

Prospectos
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

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 : 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

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)
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

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: 75

Tamanho de campos na Avaliação de 2010:
Nível de 10% de confiança: 7,99 bilhões de bbl
YTF Tamanho de
Campos Individuais

Recursos recuperáveis totais – Avaliação de 2010:
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!
Recursos
Recuperáveis Totais

Recursos

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 Campos
acima de 20 milhões de bbl

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
(considerando preço de aquisição da BG pela Shell: US$70 Bi
para 3,25Bbbl = 21,50/bbl) ≈ 176 x 21,50
(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.

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 Lucro
41,65%
Impostos
25% s/ Result
Lucro Liq % PBR
30% Oper
Distr União
apx 49%
Gov Take Tot União, etc.
Receita Receita
Gov
Take
Gov
Take
PBR/
% união
PBR/
% união
= 0
US$Bilhões

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-
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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
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KONTOROVICH, A. E., DYOMIN, V. I., LIVSHITS, V. R., 2001. Size Distribution and Dynamics of Oil and Gas Field
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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 campos
2010
2015 192 224 268
Número total de campos
Acima de limite de 20M bbl
2010
2015 75 86 102
Número Adicional de Campos YTF
2010
2015 117 137 165
Número Adicional de Campos YTF
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 YTF
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 Recuperáveis
2010 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

Resultados da avaliação de alguns
segmentos individuais

Exemplo: Búzios (ex-Franco)
Cessão Onerosa = 3,058 bilhões de bbl
Contrato para o excedente da Cessão Onerosa = 6,5 a 10 bilhões de bbl

Exemplo : Entorno de Iara
Cessão Onerosa = 600 milhões de bbl
Contrato 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 mais
26% chance of 3,8 bilhões de bbl ou mais
5% chance of 4,6 bilhões de bbl ou mais
Volumes riscados:

Exemplo: Entorno de Iara
Volumes não riscados:

YTF Recursos Recuperáveis Totais na avaliação de 2010 :
YTF Recursos

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