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Seminário Técnico-Ambiental do pré-sal - Avaliação geológica do prospecto Libra
O documento apresenta uma avaliação geológica detalhada da área do pré-sal e do bloco Libra, incluindo a evolução tectonoestratigráfica, histórico das descobertas de petróleo e gás, e dados sobre a produção atual. São discutidos aspectos contratuais, diretrizes ambientais e a infraestrutura das operações. O conteúdo também aborda informações sobre poços exploratórios, reservas e a capitalização da Petrobras ao longo dos anos.
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- 1. Eliane Petersohn Superintendente deDefinição de Blocos Libra Avaliação Geológica Superintendente de Definição de Blocos Especialista Em Geologia e Geofísica do Petróleo Marina Abelha Superintendente Adjunta de Definição de Blocos Especialista Em Geologia e Geofísica do Petróleo Luciene Pedrosa Assessora – Diretoria Geral Diretrizes Ambientais 17/09/2013
- 2. Roteiro Apresentação1 Evolução Tectonoestratigráfica3 Histórico doPré-Sal2 Considerações Finais7 Área em Oferta4 Aspectos Contratuais5 Diretrizes Ambientais6 Evolução Tectonoestratigráfica3
- 3. Apresentação1 Evolução Tectonoestratigráfica3 Histórico doPré-Sal2 Roteiro Considerações Finais7 Área em Oferta4 Aspectos Contratuais5 Diretrizes Ambientais6 Evolução Tectonoestratigráfica3
- 4. Apresentação Blocos Exploratórios -Rodadas 2 3 4 5 6 7 9 10 Cessão Onerosa Campos em produção/Desenv. Polígono Pré-Sal Bloco em oferta - Libra
- 5. Apresentação Libra Blocos Exploratórios -Rodadas 2 3 4 5 6 7 9 10 Cessão Onerosa Campos em produção/Desenv. Polígono Pré-Sal Bloco em oferta - Libra
- 6. Apresentação1 Evolução Tectonoestratigráfica3 Histórico doPré-Sal2 Roteiro Considerações Finais7 Área em Oferta4 Aspectos Contratuais5 Diretrizes Ambientais6 Evolução Tectonoestratigráfica3
- 7. MP 592/12 elei 12.734/12 Discussão dos royalties Criação do Grupo Interministerial Descobertas do Pré-sal: novo paradigma Histórico Blocos no cluster do Pré-sal Novo Marco Regulatório Capitalização da Petrobras 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Descoberta de Tupi Descoberta de Franco e Libra pela ANP 1-BRSA-329D-RJS (Parati)
- 8. Recentes Descobertas Florim Primeiro poço perfurado em2013. Óleo de 29º API Libra Descoberto em 2010. Net pay 327,0 m Óleo de 27º API Franco Ultimo poço em Carcará Primeiro poço perfurado em 2012. 471 metros de coluna de óleo de 31º API Ultimo poço em 2012. 371,0 m coluna de óleo de 27º API Iara Descoberto em 2008. Volumes estimados em 3,5 bilhões de barris. Último poço perfurado: maio de 2013. Guará Sul Perfurado em 2012. 93,0 m de coluna de óleo de 27º API
- 9. Pampo Óleo: 126 bbl/d Gás:6 M m3/d Linguado Óleo: 176 bbl/d Gás: 33 M m3/d Jubarte Óleo: 48,3 M bbl/d Gás: 1,6 MM m3/d Baleia Azul Óleo: 58,1 M bbl/d Gás: 2,0 MM m3/d Marlim Leste Pirambu Óleo: 7,0 M bbl/d Gás: 217 M m3/d Trilha Óleo: 157 bbl/d Gás: 5 M m3/d Produção no Pré-Sal ~310 mil barris/dia e ~ 10,4 milhões m3/dia Marlim Leste Óleo: 32,4 M bbl/d Gás: 577 M m3/d Barracuda Óleo: 848 bbl/d Gás: 12 M m3/d Caratinga Óleo: 13,3 M bbl/d Gás: 186 M m3/d Marlim Óleo: 2,6 M bbl/d Gás: 56 M m3/dLula (5 poços) Óleo: 107,2 M bbl/d Gás: 4,3 MM m3/d Sapinhoá (2 poços) Óleo: 37,4 M bbl/d Gás: 1,2 M m3/d Voador Óleo: 3,2 M bbl/d Gás: 68 M m3/d JUN/2013
- 10. 20 000 25 000 30000 35 000 Produtividade do Pré-Sal (Junho de 2013) Produção (bbl/d) 0 5 000 10 000 15 000 Pré-sal – Bacia de Campos Pré-sal – Bacia de Santos
- 11. Reservas RESERVAS PROVADAS Petróleo (bilhõesde barris) Gás Natural (bilhões de m3) Reservas de petróleo e gás natural do Pré-Sal da Bacia de Santos Petróleo (bilhões de barris) Gás Natural (bilhões de m3) 3,40 174,29 RESERVAS TOTAIS Petróleo (bilhões de barris) Gás Natural (bilhões de m3) 9,37 433,21
- 12. 14 16 18 20 NúmerodePoços Histórico Exploratório Poços Exploratórios perfuradosno Pré-Sal da Bacia de Santos 0 2 4 6 8 10 12 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 NúmerodePoços Ano
- 13. Acervo de Dados -~192.000 km lineares de dados sísmicos 2D confidenciais pós-stack; Polígono do Pré-Sal Sísmica 2D confidencial pós-stack Sísmica 2D pública pós-stack pós-stack; - ~300.000 km lineares de dados sísmicos públicos pós-stack.
- 14. Acervo de Dados -~137.000 km2 de dados sísmicos 3D confidenciais pós- stack; Polígono do Pré-Sal Sísmica 3D pública pós-stack Sísmica 3D confidencial pós-stack - ~21.000 km2 de dados sísmicos 3D públicos pós-stack
- 15. Acervo de Dados 323poços exploratórios, sendo Poços exploratórios públicos pré-sal Poços exploratórios confidenciais pré-sal Poços exploratórios confidenciais Poços exploratórios públicos exploratórios, sendo que 70 atingiram a seção pré-sal
- 16. Infraestrutura e Condições Operacionais Mexilhão Uruguá SãoPaulo Rio de Janeiro Sapinhoá Coral Baúna Merluza Lula Plataforma Duto de Transferência Polígono Pré-Sal Bloco - Libra Campo em produção/desenv. Porto Duto | D Refinaria
- 17. Roteiro Apresentação1 Evolução Tectonoestratigráfica3 Histórico doPré-Sal2 Considerações Finais7 Área em Oferta4 Aspectos Contratuais5 Diretrizes Ambientais6 Evolução Tectonoestratigráfica3
- 18. 164 Milhões de anosatrás 152 Milhões de anos atrás 130 Milhões de anos atrás 122 Milhões de anos atrás 108 Milhões de anos atrás 79 Milhões de anos atrás 49 Milhões de anos atrásConfiguração atual dos continentes SINBPA/Petrobras Scotese
- 19. Evolução Tectonoestratigráfica Drifte EMBASAMENTOEmbasamento Moreira et al.,2007 Rifte Pós-Rifte Drifte
- 20.
- 21.
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- 24. Sistema Petrolífero Piçarras –Itapema/Barra Velha Aptiano Barremiano Hauteriviano Valangiano Diagrama estratigráfico: Moreira et al., 2007
- 25. Rocha Geradora Hauteriviano/Barremiano Formação Piçarras Amostradano poço 1 BRSA 369A RJS (Lula) Aptiano Barremiano Hauteriviano Valangiano Amostrada no poço 1 BRSA 369A RJS (Lula) Diagrama estratigráfico: Moreira et al., 2007
- 26. Formação Itapema 1 BRSA0369A RJS Rocha Geradora Formação Camboriu Formação Piçarras
- 27.
- 28. Reservatórios Barremiano/Aptiano Formações Itapema eBarra Velha Rochas carbonáticas formadas por coquinas e/ou microbialitos. Os carbonatos Aptiano Barremiano Hauteriviano Valangiano Rochas carbonáticas formadas por coquinas e/ou microbialitos. Os carbonatos microbiais ocorrem nas seções sag (pós-rifte) e rifte superior (sin-rifte). Diagrama estratigráfico: Moreira et al., 2007
- 29. Selos Aptiano Formação Ariri Composta porhalita, anidrita e eventualmente sais mais solúveis, como taquidrita, Aptiano Barremiano Hauteriviano Valangiano Composta por halita, anidrita e eventualmente sais mais solúveis, como taquidrita, carnalita e silvinita Diagrama estratigráfico: Moreira et al., 2007
- 30. Modelo de Acumulação Pós-sal Sal Sag Rifte uperior RifteInferior Embasamento
- 31. Roteiro Apresentação1 Evolução Tectonoestratigráfica3 Histórico doPré-Sal2 Considerações Finais7 Área em Oferta4 Aspectos Contratuais5 Diretrizes Ambientais6 Evolução Tectonoestratigráfica3
- 32. Área em Oferta Blocoem oferta - Libra 2-ANP-1-RJS Blocos Exploratórios - Rodadas 2 3 4 5 6 7 9 10 Cessão Onerosa Campos em produção/Desenv. Prospectos 2-ANP-1-RJS
- 33. Área em Oferta Poçodescobridor: 2-ANP-0002A-RJS Área: ~ 500 km2 Lâmina d'água: ~ 2.200 m
- 34. Franco e Libra 2-ANP-1-RJS2-ANP-2A-RJS
- 35. Evolução Tectonoestratigráfica Fundo do mar EMBASAMENTODiagrama estratigráfico: Moreira et al., 2007 Base do Sal Topo do Sal Base do Sag Intrarifte Embasamento
- 36. Mapa Estrutural em Profundidadeda Base do Sal Profundidade m) IC = 100 m
- 37. Mapa Estrutural em Profundidadeda Base do Sag IC = 100 m
- 38. Mapa Estrutural em Profundidadedo Intrarifte IC = 100 m
- 39. -1.000 m -3.000 m -2.000m -4.000 m Libra -5.000 m -6.000 m -7.000m -8.000 -9.000 10 km Linha arbitrária – Cortesia CGG-Veritas
- 40. -1.000 m -3.000 m -2.000m -4.000 m Libra -5.000 m -6.000 m -7.000m -8.000 -9.000 10 km Fundo do mar Topo do Sal Base do Sag Base do Sal Embasamento Intrarifte Falha geológica Linha arbitrária – Cortesia CGG-Veritas
- 41. Libra -3.000 m -2.000 m -4.000m 2-ANP-0002A-RJS 10 km Inline 1664 – Cortesia CGG-Veritas -5.000 m -6.000 m -7.000 m -8.000 m -9.000 m
- 42. 2-ANP-0002A-RJS -3.000 m -2.000 m -4.000m Fundo do mar Topo do Sal Base do Sal Base do Sag Intrarifte Embasamento Libra -5.000 m -6.000 m -7.000 m -8.000 m -9.000 m 10 km Embasamento Falha geológica Inline 1664 – Cortesia CGG-Veritas
- 43. -3.000 m -2.000 m -4.000m -5.000m Libra -5.000 m -6.000 m -7.000 m -8.000 m -9.000 m 10 km Inline 3006 – Cortesia CGG-Veritas
- 44. Fundo do mar Topodo Sal Base do Sal Base do Sag Intrarifte Embasamento Libra -3.000 m -2.000 m -4.000m -5.000 m Falha geológica 10 km Inline 3006 – Cortesia CGG-Veritas -5.000 m -6.000 m -7.000 m -8.000 m -9.000 m
- 45. Libra 2-ANP-0002A-RJS -3.000 m -2.000 m -4.000m -1.000 m 10 km Crossline 6355 – Cortesia CGG-Veritas -5.000 m -6.000 m -7.000 m -8.000 m -9.000 m
- 46. Libra 2-ANP-0002A-RJS Fundo do mar Topodo Sal Base do Sal Base do Sag Intrarifte Embasamento -3.000 m -2.000 m -4.000 m -1.000 m 10 km Falha geológica Crossline 6355 – Cortesia CGG-Veritas -5.000 m -6.000 m -7.000 m -8.000 m -9.000 m
- 47. -3.000 m -2.000 m -4.000m -1.000 m Libra -5.000 m -6.000 m -7.000 m -8.000 m -9.000 m 10 km Crossline 5011 – Cortesia CGG-Veritas
- 48. Fundo do mar Topodo Sal Base do Sal Base do Sag Intrarifte Embasamento Libra -3.000 m -2.000 m -4.000 m -1.000 m 10 km Embasamento Falha geológica Crossline 5011 – Cortesia CGG-Veritas -5.000 m -6.000 m -7.000 m -8.000 m -9.000 m
- 49. Franco Base do Sal TopoRifte Superior 2-ANP-0001-RJS Intervalos Área: ~400 km2 Topo Jiquiá Topo das coquinas Contato óleo/água Sag: 5.416 - 5.530 m Rifte Superior: 5.530 - 5.627 m Rifte Superior (Coquinas) 5.627 - 5.787 m (O/A) Saturação Óleo: 82,7% EPV: 274,3 m
- 50.
- 51. Franco Base do Sal 371,0metros(atéO/A) Testemunho Topodo Rifte Superior Topo das coquinas Contato óleo/água 371,0metros(atéO/A) 8,85metros Profundidade Final = 5.942,0 metros
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- 53.
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- 59.
- 60. Franco Testemunho TF-03A 5415-5498 m Base doSal TF-4 5645-5725 m TF-01A 5645-5725 m Base do SalTopo Jiquiá Topo das coquinas Contato óleo/água 5645-5725 m Profundidade Final = 5.942,0 metros
- 61. 2-ANP-0001-RJS Modelo de PoçoPOÇO VERTICAL Modelo de Estocagem ESTOCAGEM CLÁSSICA Modelo de Reservatório HOMOGÊNEO EM 2 CAMADAS COM FLUXO CRUZADO Modelo de Limites INFINITO Registrador Número 30016 Tipo Q15-CGM4-ML Profundidade de Registro Medida (m) 5574,7 Vertical (m) 5574,7 Franco TF-1A: coquinas Cota (m) -5549,7 Pressão estática EXTRAPOLADA (kgf/cm2) 643,4 Pressão de fluxo FINAL (kgf/cm2) 638,36 Vazão (m3/dia) - abt 28/64'' SURGENTE 553 Fluido ÓLEO °API do Óleo (60°F): 29,5 Temperatura máxima registrada (°C) 95,1 Queda de pressão entre as estáticas (kgf/cm2) 0 Volume produzido correspondente a queda de pressão reportada acima (m3) Coeficiente de Estocagem (m³/kgf/cm²) 0,021 IP (medido) (m³/D)/(kgf/cm²) 109 Transmissibilidade do óleo (mD.m/cP) 250835 Mobilidade do óleo (mD/cP) 3135 Permeabilidade efetiva ao óleo (mD) 5017 Efeito de película total 63 Razão de dano - a partir do Skin 10 Raio de investigação (m) 2100
- 62. Franco Testes de Formação TFR-3A(5.415-5.498 m) Formação Barra Velha (carbonato) – intervalo fechado TFR-4 (5.565-5.625 m) TFR-1A (5.645-5.725 m) Formação Itapema (coquinas) – Óleo de 29,5°API. Reservatório com altíssima permeabilidade, óleo médio, com excelente índice de produtividade Formação Barra Velha (carbonato) – reservatório com altíssima permeabilidade, óleo médio/leve, bastante danificado, com alto índice de produtividade, prejudicado pelo dano existente.
- 63. Libra Topo das coquinas 2-ANP-0002A-RJS Topodo Rifte Superior Base do Sal Contato óleo/água (5.718 m) Topo das coquinas Profundidade Final = 6.029,3 metros
- 64. Testemunho 1 =5.548/5.566 m Testemunho 2 = 5.613/5.631 m TFR-01 5.548-5.560 m Libra 2-ANP-0002A-RJS coquinas Base do Sal 327,0 metros (até O/A) contato óleo/água Profundidade Final = 6.029,3 metros
- 65. Libra Testemunho 1 Testemunho2 Testemunho 1 18metros Testemunho 2
- 66.
- 67.
- 68.
- 69.
- 70.
- 71. Libra T1 T2 Calcilutito com laminaçãocrenulada 3,0 cm
- 72.
- 73.
- 74.
- 75. Libra T1 T2 Calcarenito Contendo clastos de coquinase intraclastos 5,0 cm
- 76.
- 77.
- 78. Testemunho 1 Testemunho 2 TFR-01 5.548-5.560m Libra coquinas 2-ANP-0002A-RJS Base do sal contato óleo/água Teste de Formação: 5.548 a 5.560 m: Formação Barra Velha Net pay: 326,4 m e óleo de 27º API 1. Fluxo, Ø = 32/64” – 3667 bopd 2. Fluxo , Ø = 16/64”– 1057 bopd (para coletar fluido)
- 79. Libra Volume in situestimado entre 25 a 40 bilhões de barris de petróleo contato óleo/água
- 80. Roteiro Apresentação1 Evolução Tectonoestratigráfica3 Histórico doPré-Sal2 Considerações Finais7 Área em Oferta4 Aspectos Contratuais5 Diretrizes Ambientais6 Evolução Tectonoestratigráfica3
- 81. Aspectos Contratuais Libra Programa Exploratório Mínimo1.547 km2 sísmica 3D/ 2 poços exploratórios Tempo ContratualTempo Contratual 35 anos Fase de Exploração 4 anos Conteúdo Local 37% Fase de Exploração 55% Fase de Desenvolvimento (até 2021) 59% Fase de Desenvolvimento (pós 2021) Bônus de Assinatura R$ 15 Bilhões Objetivo Exploratório Barremiano (Formação Itapema)
- 82. 5 poços Sísmica 2D Sísmica3D Pacote de Dados 1 SHELL 5 RJS 4 BRSA 451 RJS Métodos Potenciais Geoquímica de poço Estudos técnicos9 BRSA 716 RJS 1 SHELL 5 RJS 2 ANP 2 RJS 2 ANP 1 RJS Poço Lev. gravimétricos e magnetométricos Levantamento sísmico 3D Levantamento sísmico 2D
- 83. Dados SPEC Levantamentos sísmicos2D BAKER HUGHES GXT SCHLUMBERGER 3D_0264_CGGV_SANTOS_FASE_I-VI_PSDM 3D_R0014_PGS_SANTOS-I-PSDM
- 84. Roteiro Apresentação1 Evolução Tectonoestratigráfica3 Histórico doPré-Sal2 Considerações Finais7 Área em Oferta4 Aspectos Contratuais5 Diretrizes Ambientais6 Evolução Tectonoestratigráfica3
- 85. Base Legal Resolução CNPEnº 08/03 Diretrizes para a realização de licitações de blocos exploratórios “Art. 2º. A Agência Nacional do Petróleo - ANP deverá, na implementação da política ..., observar as seguintes diretrizes:implementação da política ..., observar as seguintes diretrizes: ... V - selecionar áreas para licitação, adotando eventuais exclusões de áreas por restrições ambientais, sustentadas em manifestação conjunta da ANP, do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - IBAMA e de Órgãos Ambientais Estaduais ...”
- 86. Diretrizes Ambientais GTPEG -Grupo de Trabalho Interinstitucional de Atividades de Exploração e Produção de Óleo e Gás - Inexistência de conflito entre o Prospecto de Libra e Unidades de Conservação ou áreas protegidas; - No contexto do licenciamento ambiental, já foram realizados diversos estudos de impacto ambiental na região, que podem servir de subsídios para a avaliação de impactos dos futuros empreendimentos na área de Libra; - Os riscos e impactos ambientais advindos das atividades a serem realizadas na área de Libra serão gerenciados adequadamente no processo de licenciamento ambiental.
- 87. Cronograma Qualificação Técnico-Econômico-Financeira: 10de julho a 24 de setembroQualificação Técnico-Econômico-Financeira: 10 de julho a 24 de setembro Garantia de Oferta: 07 de outubro de 2013 Submissão das Ofertas: 21 de outubro de 2013 Assinatura dos Contratos: novembro de 2013
- 88. Roteiro Apresentação1 Evolução Tectonoestratigráfica3 Histórico doPré-Sal2 Considerações Finais7 Área em Oferta4 Aspectos Contratuais5 Diretrizes Ambientais6 Evolução Tectonoestratigráfica3
- 89. Considerações Finais - OBrasil irá realizar a Primeira Licitação de áreas do Pré-Sal, inaugurando o regime de Partilha da Produção no país; - Nesta oportunidade será licitado o Prospecto Libra, com área de 500 km2, já testada pelo poço 2-ANP-2A-RJS que comprovou a ocorrência dejá testada pelo poço 2-ANP-2A-RJS que comprovou a ocorrência de reservatório com net pay de 326,4 metros contendo óleo de 27º API; - Trata-se de oportunidade única, cujos volumes in situ estão estimados entre 25 a 40 bilhões de barris de petróleo; - Estudos técnicos conduzidos pela ANP subsidiaram a estimativa dos volumes; - A licitação será realizada no dia 21/10/2013.
- 90. Agência Nacional doPetróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Eliane Petersohn epetersohn@anp.gov.br Marina Abelha Ferreira mabelha@anp.gov.br www.anp.gov.br