O documento descreve as experiências da Petrobras no pré-sal, incluindo descobertas de campos gigantes nas bacias de Santos e Campos abaixo de 2.000 metros de sal com reservatórios de óleo leve e gás. Apresenta também as tecnologias utilizadas como FPSOs e poços de alta produtividade para a exploração dessas reservas.

1. Experiências da Petrobras no
Caminho do Pré-Sal
Francisco Nepomuceno Filho
Gerente Executivo - E&P Corporativo
Rio Oil & Gas – RJ, setembro de 2008

2. Avanços em águas profundas.
1992
Vazão:
2000 21.000 bopd

3. 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

4. Pólos de Produção
Bacia de Campos
RO
AB / ABL
Águas Rasas BC
MRL / MLS / MLL
BR / ESP
Litoral Sul BC

5. Descobertas 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

6. Reservas de óleo e gás no Brasil - Critério SPE
Bi boe
13,92
14
Terra
12 Águas Rasas (0 - 300 m) 11,01
Águas profundas (> 300m) 9,3
10
Produção Acumulada
8 Até 12/2007
UN (Milhões BOE)
UN-AM 355
UN-RNCE 958 6,0
6 UN-SEAL 923
UN-BA 1.917
UN-ES 292
UN-BC 5.836 3.8
4 UN-RIO 1.216
UN-BS 6
Total 11.510
2
0
07
04
00
02
82
84
90
94
72
60
06
80
96
98
78
86
92
74
76
2
64
66
68
70
88
6

7. Produção de Óleo da Petrobras
2500
2374 2421
2269
2191
1950
2000
1792
1778
1684
1540
1500 1493
1500
Mil b/d
1336
1271
1132
1004
1000
869
809
693 716
500
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

8. Investimentos Exploratórios
3.000 70%
Indice de Sucesso Exploratório (%)
59%
55% 60%
2.500
50% 49%
50%
2.000
39% 1.686
MM US$
40%
1.500 1.313
1.152 30%
24% 23% 1.011
1.000 20%
834
20%
536
500 439 454
10%
0 0%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

9. Volume Descoberto Economicamente Recuperável
pela Petrobras no Brasil
11,4 bi boer
4.007
Milhões boer 3.609
2.590
Milhões boer
2.024
1.770
1.591 1.448
1.098
944 844
596 564
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

10. PLANGÁS - Curva de Entrega de Gás Natural
11% p/a
80.0
74.5
69.3
70.0
60.4
60.0
Milhões de m3/d
45% p/a
50.0
55.0
48.5
40.0 38.6 40.0
30.0 28.5
22.2
20.0 15.8
14.2 14.0 12,8
10.0 14.4
12.7
6.2 6.8 6.7
- - 2.1
4o tri/ 2006 4o. Tri/ 2007 4o. Tri/ 2008 4o. Tri/ 2009 4o. Tri/ 2010
Norte Nordeste Sul-Sudeste

11. Metas PLANGÁS Ampliação da UTGC
Ampliaç
20 MM m3/d
2008 - 40 MM m3/d
2010 - 55 MM m3/d Peroá/Cangoá
Peroá /Cangoá
Lagoa Parda
Belo Horizonte UPGN Sul 2008
2008
Vitória
Capixaba
Canapu
2,5 MM m3/d Camarupim
Ubu
Golfinho Módulo 2
Ampliação de
Ampliaç
Cabiúnas/ REDUC
Cabiú Parque das
Conchas
UTGCA 15 MM m3/d
23 MM m3/d
Cabiúnas
Cabiú 2008
2008
Cacimbas
Campinas
P-52 Roncador Módulo 1A
Rio de Janeiro
Caraguatatuba
P-54 Roncador Módulo 2
Garoupa Marlim Leste – Mód. 2 (Jabuti)
Guararema Namorado
Adequação P-53 Marlim Leste
Adequaç REDUC Enchova
P-51 Marlim Sul Módulo 2
UPGN Cubatão Plataformas da
2,5 MM m3/d
2009
2009
UN-BC e UN-RIO
UN- UN-
Tambaú
Tambaú
Mexilhão Uruguá
Uruguá Cabiúnas
2008 Merluza
2008 2010
2010
Lagosta
Cubatão
Caraguatatuba

12. Descobertas de Óleo e Gás na seção pré-
sal na Bacia de Santos – 2006-2008
Descobertas no Pré-Sal
Conhecimento - 8 descobertas em águas Ultra Profundas em Santos
Geológico: - 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
Cluster blocks

13. Província Pré-Sal: Nova Era

14. Descobertas no Pré-Sal no Estado do Espírito Santo (Bacia de Campos)
6-BFR-001-D-ES
Locação aprovada
1-CHT-004-ES
Teste previsto para o
4-ESS-149
CHT
BLA
1-ESS-122 segundo semestre N
1-ESS-116 6-CHT-4 (aguardando sonda)
3-ESS-110HPA 1-ESS-119
BFR
JUB NAU
6-BAZ-001-D-ES
Locação aprovada BAZ
1-ESS-103
1-ESS-125
1-ESS-103A-ES S
4-ESS-135 MGG TLD iniciando em
Gasene 02/09/2008
(P-34)
4-ESS-172 CXR 3-ESS-175
PRB CTU
4-ESS-172-ES 4-ESS-175-ES
Descobridor do Campo
Descobridor do Campo
de Pirambú
de Caxaréu
77 Testes mostraram alta produtividade em
reservatórios do pré-sal
km
Cachalote Anã Argonauta
Franca Ostra 20 km
Jubarte Náutilus
Azul Mangangá
Caxaréu Abalone
Pirambú
Catuá

15. Província Pré-Sal

16. Bacia de Campos

18. Província Pré-Sal

19. Bacia de Santos
Litoral Norte BS
MXL / MLZ / LAG
Cluster
Litoral Sul BS

20. Sistemas Petrolíferos das Bacias de Campos e Santos
0
Lâmina d’água atual 1000
2000
3000
4000
Sal 5000
6000
Pré´-sal
7000
8000
9000
10000
20 km
11000

21. Linha sísmica/seção geológica - Santos

22. Pré-sal da Bacia de Santos
290 km
13 PMXL
3
km
BM-S-42
166 km
22
km
~
20
0 BM-S-42
Km
RJS-617
BM-S-10
RJS-628
BM-S-11 BM-S-24
SPS-52
SPS-50
RJS-646
BM-S-8
BM-S-9
SPS-51
BM-S-21
BM-S-17

23. Os campos gigantes representam 79% do total das reservas mundiais
Distribuição Regional de Campos Gigantes (> 500mm bbls) e suas percentagens nas reservas mundiais : Alguns
exemplos dos principais desenvolvimentos
106 10,4%
Kashagan Sakhalin II
Kurmangazi 4.5 Bi
21Bi 8 Bi
30 0,7% 2000-2013 2001-2008
1998-2010
Shah Deniz
62 0,9% 8.0 Bi
1999-2006 157 52,7% Sakhalin I
5.1 Bi
Thunder Horse Akpo Azadegan 2001-2007
1.0 Bi 700 Bi 6.0 Bi
Cantarell 1998-2008 2000-2008 Agbami 1999-2009
10.5 Bi 900 Mi
1976-1981 1999-2008
Anaran 33 1,2%
Dalia 1.0 Bi
Khurais 2005-2009
1.0 Bi 27 Bi
1997-2006 1963-2009
77 Girassol/Jaz/Rosa
9,1% 1.5 Bi Kizomba
1996-2001 2 Bi
Marlim 1998-2004
3.6 Bi Roncador
1985-1991* 3.2 Bi
1996-1999 78 3,6% 3 <0,1%
Nome do Campo Albacora
Reservas Estimadas (boe) Tupi 1.4 Bi
5-8 Bi 1984-1987
Ano da Descoberta 2007-2011
Início de produção
546 79 % Percentual Total das
Nº Total de Campos
Reservas Mundiais
Fonte: CERA, jun, 2008

24. Tupi TLD - Unidade de Produção
FPSO
Capacidades
LDA 2.170 m
Capacidade de
30 mil bpd
Processamento ao óleo
Range de óleo 28 – 42 º API
Poços 1 produtor de óleo
Capacidade do Flare 1000 mil m3
Riser de exportação de gás 1
1o óleo: março/2009

25. Tupi piloto - Unidade de Produção
Capacidades
LDA 2.145 m
Capacidade de Processamento
100 mil bpd
ao óleo
Capacidade de Poços
4 milhões m³/d
Compressão de gás Produtores
Injeção de água 100 mil bpd
Produção de água 60 mil bpd
Faixa de óleo 20 – 30 º API
5 produtores de óleo (+4 reservas)
Poços 2 injetores de água (+3 reservas)
1 injetor de gás (+1 reserva)
1o óleo: dez/2010

26. Piloto - Unidade de Produção
Dois Novos Pilotos:
- Capacidade de 100 Mil bpd
- 5 MM m3/d gás
1o óleo: 2013
: 2014

27. Escoamento do Gás para o Piloto do Tupi
UGN UTGCA
RPBC
14 m
5
K
PMXL
170
21
Km URG
2K
Pa
m
ra 24
at 8
en Km
d er
o
PMLZ-1 Pi
lo
to
Área do
TUPI
Existente Em estudo
TEFRAN
Em construção

28. Comentários Finais
1- O Desenvolvimento do pré-sal será bem diferente
do desenvolvimento da Bacia de Campos
2 – Várias concepções inovadoras estão sendo
estudadas, hoje, pela Petrobras.
3- Os dados coletados nessa 1ª fase serão
fundamentais na implantação dessas novas
tecnologias
Fim