UFF2016a

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Avaliação de Projetos
na Indústria do Petróleo
Albino Lopes d’Almeida
albinolopes@id.uff.br
Pré-sal
• Área de 800 x 200 Km. (ES até SC); rochas com 
120 milhões de anos
• LA: 1.500 a 3.000 metros; camada de sal com 
espessura de até 2.000 m.; reservatórios entre 5.000 
e 7.000 m.
• Baixo risco exploratório, alta rentabilidade
• Problemas de financiabilidade, não economicidade
• Produção média em 2015: 767 mil bpd
• Contratação de até 40 novas sondas de perfuração (sendo 28 no Brasil)
• Construção no país de 8 cascos idênticos de FPSO (replicantes); mais 4 para a cessão onerosa
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Pré-Sal
Pré-Sal
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Pré-sal
• Problemas operacionais na perfuração de poços: baixa taxa 
de penetração, fechamento do poço (prisão de coluna) e 
colapso no revestimento
• Produção: presença e descarte de CO2 (agressivo à 
atmosfera e corrosivo para os equipamentos) e H2S (ligas 
especiais)
• Reservatórios complexos e verticalmente heterogêneos, 
monitoramento com recursos de nanotecnologia
• Óleo parafínico: risco de formação de hidratos
• Gargalos: sondas de perfuração, plataformas de produção, 
linhas flexíveis, árvores de natal, barcos de apoio, aços 
especiais, mão-de-obra 
• Plantas de processamento e separação: miniaturização dos 
componentes na superfície ou instalação no fundo do mar
Pré-sal
• Logística complexa (300 Km. da costa): hubs para 
passageiros e fluidos; aeronaves maiores e com maior 
autonomia de vôo
• Alguns campos próximos ao limite da Zona Econômica 
Exclusiva brasileira (200 milhas = 370 Km.), negociação 
com a ONU
• Gás: unidade flutuante de liquefação para elevada produção 
(custo elevado de capital, manutenção e operação)
• Condições oceânicas adversas: ondas até 40% maiores que 
na Bacia de Campos, maiores esforços sobre riser e sistema 
de ancoragem
• Ritmo de produção e exportação: “doença holandesa” 
(entrada de US$, apreciação do real, perda de 
competitividade de outras atividades) X aumento do IDH 
norueguês
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Pré-sal
• Descobertas em campos que já produziam no pós-sal
• Primeira produção : Jubarte (1-ESS-203, P-34) em 2008
• Primeira produção comercial permanente : Baleia Franca 
(ES), 13.000 bpd, API 28, julho/10, FPSO Capixaba
• Produção atual (mar/16): 884.000 bpd
• Uso de recursos das fases iniciais para financiar as 
seguintes
• Teste longa duração (TLD), projeto piloto (PP), produção 
definitiva
• Desenvolver mercado de fornecedores nacionais (apoio 
BNDES), capacitar mão-de-obra (Promimp) e promover 
P&D (FINEP)
Blocos Pré-sal na Bacia de Santos
BLOCO CONSÓRCIO
BM-S-8 (Bem-te-vi, 
Carcará)
Petrobras (66%), Galp (14%), QGOG (10%), 
Barra (10%)
BM-S-9 (Lapa, Sapinhoá, 
Iguaçu)
Petrobras (45%), BG (30%), Repsol Sinopec 
(25%)
BM-S-10 (Paraty) Petrobras (65%), BG (25%), Partex ( 10%)
BM-S-11 (Lula, Iara,
Cernambi)
Petrobras (65%), BG (25%), Galp ( 10%)
BM-S-21 (Caramba) Petrobras (80%), Galp (20%) 
BM-S-22 (Azulão) Exxon (40%), Hess (40%), Petrobras (20%) 
BM-S-24 (Júpiter) Petrobras (80%), Galp (20%) 
BM-S-52 (Corcovado) Petrobras (60%), BG (40%) 
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Tupi / Lula
• LA: 2.140 metros, profundidade > 7.000 m., área: 
1974 Km2
• Distância do continente: 286 Km.
• Condições severas de mar: onda centenária de até 11 
metros
• Reservas estimadas (bilhões boe) : 5 a 8
• TLD iniciado em maio/09 (14.000 bpd), FPSO 
Cidade de São Vicente. Interrupção de 2 meses para 
troca de ANM. 
• Produção TLD limitada por elevada RGO (220 m3 / 
1000 l.) e acordo para limitar queima de gás 
(500.000 m3 / dia)
Tupi / Lula
• Projeto piloto iniciado no final de 2010, FPSO Angra dos Reis; 
depois FPSOs Cidade de Paraty (2013), Cidade de Mangaratiba 
(2014), Cidade de Itaguaí (2015) e Cidade de Maricá (2016)
• Óleo de boa qualidade (28º API) mas com elevado teor de CO2 
(8 a 12%) que deverá ser reinjetado
• Produção média 2015 : 327.048 bpd
• Escoamento de óleo por navios aliviadores; gás até o hub de 
Mexilhão (216 Km., 18”, 10 milhões m3 / dia) e daí até 
Caraguatatuba (145 Km., 34”) 
• Refino: RECAP, REVAP, REPLAN; problemas com sal
• Lula e Cernambi formam único campo ? (ANP x Petrobras)
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Objetivos TLD / Projeto Piloto
• Obter informações para a definição do futuro projeto 
definitivo de desenvolvimento da produção
• Avaliar geologia características do reservatório 
• Otimizar número de poços e definir sua geometria
• Avaliar desempenho dos métodos de recuperação
• Garantir escoamento de óleo em linhas submarinas
• Verificar desempenho de sistemas submarinos
• Maximizar eficiência operacional da planta de 
processamento de gás na plataforma
• Avaliar injeção alternada de água e gás e/ou CO2
nos reservatórios (WAG)
Novo Modelo Regulatório
• Regime de partilha, capitalização da Petrobras, criação de 
nova estatal, criação de fundo soberano 
• Aumento da participação do Estado na renda petrolífera
• Ampliação do controle na atividade (ritmo de exploração, 
refino, destino da produção)
• Criar indústria em torno do petróleo (USA, Mar do Norte X 
Venezuela, Nigéria)
• Envolvimento transcende à indústria de petróleo 
(relacionamento com outros setores, dinamismo industrial)
• Estímulo à cadeia de fornecedores (maior utilização da 
indústria nacional de bens e serviços) 
• Estímulo à instalação de empresas internacionais no país
• Aquisição de conhecimento, capacitação tecnológica, 
estratégia para desenvolvimento do país
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Novo Modelo Regulatório
Regime de Partilha
• Para o pré-sal (e outros campos especiais)
• Respeito aos contratos das licitações anteriores
• União licita bloco ou contrata Petrobras: prazo máximo de 35 anos
• Petrobras: única operadora e com participação mínima de 30% em cada bloco
• Petrobras acompanha o percentual ofertado pela empresa ou consórcio vencedor
• Contratado assume risco da exploração e paga royalties (15%) em hidrocarbonetos; 
se há descoberta comercial é ressarcido pelos investimentos feitos (óleo custo) sem 
correção monetária; restante (óleo lucro) é repartido pelas empresas e União
• Vence leilão quem oferece maior parcela do óleo lucro para a União
Criação de nova estatal (Pré-Sal Petróleo)
• Representa a União nos consórcios e na gestão dos blocos
• Monitora custo do petróleo e decisões de investimento
• Controla empresas exploradoras (inclusive Petrobras)
• Com voto de qualidade e veto nos comitês operacionais
• Sem ativos operacionais e sem fazer investimentos
• Gere contratos de comercialização de petróleo (pode contratar Petrobras)
• Representa a União em casos de unitização
Novo Modelo Regulatório
Capitalização da Petrobras / Cessão Onerosa
• Aumento da participação do Estado no capital da empresa e nos recursos gerados no 
futuro
• Redução da relação dívida / capital na empresa (desalavancagem)
• Petrobras emite ações para a União (e demais acionistas) para ter reforço financeiro 
e poder investir no pré-sal: US$ 70 bilhões
• Petrobras recebe reservas de baixo risco e expectativa de produtividade elevada
• Petrobras recebe da União títulos equivalentes a 5 bilhões bbl
• Contrato de 40 anos podendo ser estendido por mais 5 anos
• Volume excedente aos 5 bilhões bbl contratados diretamente à Petrobras (jun/14) 
Criação de fundo soberano
• Aplicação da receita gerada com objetivos de longo prazo
• Aplicação no exterior para evitar o “doença holandesa” 
• Fundo composto por bônus de assinatura, royalties, comercialização do óleo e gás 
da União e aplicações financeiras
• Rendimentos: inovação científica / tecnológica, projetos sociais / educacionais, 
sustentabilidade ambiental
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Cessão Onerosa
Volume Adicional
ÁREA VOLUME ESTIMADO (bilhão boe) EXCEDENTE ÓLEO UNIÃO
(%)
BÚZIOS 6,5 – 10,0 47,42
ENTORNO DE IARA 2,5 – 4,0 48,53
FLORIM 0,3 – 0,5 46,53
NORDESTE DE TUPI 0,5 - 0,7 47,62
Franco => Búzios, Nordeste de Tupi => Sépia,Florim => Itapu
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Licitação Pré-sal - Libra
• 170 km da costa, área de 1.500 Km2
• Potencial entre 8 e 12 bilhões boe
• Leilão em outubro/2013
• Taxa para participar da licitação: R$ 2 milhões 
• Consórcio vencedor: Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%), CNOOC (10%)
• Garantia financeira: R$ 610 milhões 
• Bônus assinatura: R$ 15 bilhões (R$ 50 milhões p/PPSA)
• Percentual óleo lucro para a União: 41,65%
• Demanda: 12 a 18 plataformas de produção, 60 e 90 barcos 
de apoio, quase 100 poços de produção e 100 poços de 
injeção
• Recuperação de custos: sem correção monetária, limitada a 
50% nos dois primeiros anos, baixando para 30% nos 
seguintes
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Sondas de Perfuração para o Pré-sal
• Necessidade : 40 sondas
• 12 sondas em estaleiros do exterior
• 28 sondas em estaleiros nacionais. Prazo: 2015 - 2020
• Capacidade: 10.000 metros, 3.000 LA
• 1º lote de 7 sondas: US$ 4,63 bilhões, estaleiro Atlântico Sul e 
Sete Brasil (10% Petrobras, 90% fundo participações)
• 2º lote de 21 sondas: Sete Brasil (21)
• Estaleiros: Atlântico Sul (7), Jurong Aracruz (6), Keppel Fels (6), Paraguaçu (6) e Rio Grande (3)
• Alto nível de conteúdo local (55% a 65%) e economia de escala: 
oportunidades para estaleiros, operadores e fornecedores em 
geral
• Necessidade de investimentos em toda a indústria de construção 
naval: parcerias, desenvolvimento tecnológico
• Receitas futuras de afretamento são lastro para financiamento (créditos recebíveis)
Sondas de Produção para o Pré-sal
• Dique seco para construção de cascos em série no 
RS
• 8 FPSOs idênticos (replicantes), com casco duplo, 
para a Bacia de Santos: Lula (5), Iracema (2) e 
Carcará (1); mais 4 para a cessão onerosa
• Capacidade: 150.000 bpd de óleo e 6 milhões m3/dia 
gás
• Simplificação de projeto, padronização de 
equipamentos
• Redução em sobressalentes, armazenamento e 
treinamento
• Ganho de escala e antecipação de produção
• Conteúdo local : 70%
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Maiores Campos de Óleo 2015 (bpd)
0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000
Roncador
Lula
Jubarte
Marlim
Sapinhoá
Marlim Sul
Marlim Leste
Barracuda
Peregrino
Albacora Leste
Maiores Campos de Gás 2015 (103 m3/dia)
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000
Lula
Mexilhão
Roncador
Leste de Urucu
Sapinhoá
Rio Urucu
Manati
Gavião Real
Jubarte
Marlim Sul
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Volume (bpd)
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Volume (Mm3/d)
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RESERVAS ÓLEO (10^9 bbl) RESERVAS GÁS (10^9 m3)
Refinarias brasileiras
Capacidade Partida
• Replan (Paulínia –SP) 434.000 1972
• Rlam (São Francisco do Conde – BA) 377.300 1950
• Revap (São José dos Campos – SP) 251.600 1980
• Reduc (Duque de Caxias – RJ) 242.100 1961
• Repar (Araucária – PR) 207.500 1976
• Refap (Canoas – RS) 201.300 1969
• Rpbc (Cubatão – SP) 169.800 1955
• Regap (Betim – MG) 166.000 1968
• Rnest (Ipojuca – PE) 115.000 2014 
• Recap (Mauá – SP) 53.400 1954
• Reman (Manaus – AM) 46.000 1956
• Rpcc (Guamaré – RN) 37.800 2009
• Lubnor (Fortaleza – CE) 8.200 1966
• Riograndense (Rio Grande – RS) 17.000 1938
• Manguinhos (Rio de Janeiro – RJ) 13.800 1954
• Univen (Itupeva – SP) 9.100 2003
• Dax (Camaçari – BA) 2.100 2010