BM-S-9 : Drilling continues

Petrobras Resumes Subsalt Drilling Near Guara, Carioca Finds RIO DE JANEIRO (Dow Jones Newswires), Jan. 29, 2009 (rigzone) Brazilian state-run energy giant Petroleo Brasileiro resumed drilling Wednesday in a key subsalt exploration block in the promising Santos Basin, according to the country's National Petroleum Agency. The Ocean Clipper rig started drilling in the Santos Basin's BM-S-9 block, ANP data showed. Two previous pioneer wells in the BM-S-9 block yielded the promising Guara and Carioca discoveries. The drill rig will target a total depth of 5,592 meters, operating at a water depth of 2,140 meters, ANP data showed. Petrobras is lead operator of the block with a 45% stake. BG Group has a 30% interest in the block, while Spain's Repsol YPF holds a 25% share. The BM-S-9 block is part of a group of four blocks that many industry experts and government officials believe contains a massive geological structure that could hold more than 30 billion barrels of oil -- and possibly much more. The structure crosses the BM-S-8, BM-S-9, BM-S-21 and BM-S-22. In 2008, nearly all of the test wells drilled in the region showed signs of oil or natural gas, resulting in the announcement of such finds as Bem-te-vi, Caramba, Carioca and Guara. The last block in the area to be tested, BM-S-22, also showed promising signs. Last week, ExxonMobil notified the ANP that a test well, dubbed Azulao, showed traces of oil. ExxonMobil started the drilling program in October. Devon Separately, drilling also started at the BM-BAR-3 offshore block in the Barreirinhas Basin. U.S. independent Devon Energy has contracted the Deepwater Discovery rig to start drilling. The rig will target a depth of 4,825 meters in water 2,335 meters deep. Devon holds a 100% stake in the exploration block.

Petrobras Descobre Gás em Águas Rasas da Bacia de Santos

Descoberta de Importante Acumulação de Gás em Águas Rasas da Bacia de Santos
Rio de Janeiro, 26 de janeiro de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, [Bovespa: PETR3/PETR4, NYSE: PBR/PBRA, Latibex: XPBR/XPBRA, BCBA: APBR/APBRA], uma companhia brasileira de energia com atuação internacional, comunica que o Consórcio formado pela Petrobras (63% - Operadora) e Repsol (37%), para a exploração do Bloco BM-S-7, informa que a perfuração do poço 6-BRSA-661-SPS (6-SPS-53), localizado em águas rasas da parte sul da Bacia de Santos, no estado de São Paulo, comprovou a presença de espessa coluna de gás em reservatórios acima da seção salífera.
Este poço está localizado a cerca de 210 Km a sudeste da cidade de Santos, na costa do Estado de São Paulo, em lâmina d'água de 214 m (Figura abaixo). Sua perfuração faz parte das atividades exploratórias do Plano de Avaliação do poço 1-BSS-68, aprovado pela ANP, que havia constatado a presença de gás em reservatórios arenosos da seção pós-salífera.
A descoberta foi confirmada através de testes a cabo realizados nos reservatórios arenosos situados a partir de 3970 metros de profundidade.
O Consórcio dará continuidade às atividades exploratórias através da realização de testes de formação a serem realizados nos intervalos de gás já constatados, quando então será possível declarar a comercialidade desta jazida.
Esta descoberta tem grande importância devido ao potencial de produção de gás em águas rasas no sul da Bacia de Santos.

PETROBRAS: Plano de Negócios 2009 - 2013

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS

Companhia Aberta 

Plano de Negócios 2009 - 2013

 Rio de Janeiro, 23 de janeiro de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, [Bovespa: PETR3/PETR4, NYSE: PBR/PBRA, Latibex: XPBR/XPBRA, BCBA: APBR/APBRA], uma companhia brasileira de energia com atuação internacional, comunica que seu Conselho de Administração aprovou, nesta data, o Plano de Negócios 2009-2013.

 O Plano de Negócios 2009-2013 tomou como premissa o posicionamento estratégico definido no Plano Estratégico 2020. O Plano foi revisto e atualizado, levando-se em consideração mudanças no panorama da indústria quanto às incertezas macroeconômicas, os novos níveis de preços, oferta e demanda de petróleo & derivados, custos, aspectos geopolíticos e recursos críticos.  

 O Plano de Negócios não incorporou possíveis reduções de custos, no entanto, a companhia reconhece que o cenário é de queda nos preços e vai trabalhar fortemente para reduzir os custos dos bens, produtos e serviços usados em seus investimentos.

 Mantendo o comprometimento de desenvolvimento sustentável temos como meta a ampliação da atuação nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição, sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia.

 A Visão da companhia de se tornar uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo, tendo como pilares desse desenvolvimento a rentabilidade, responsabilidade social e ambiental e crescimento integrado, também foi mantida.

 O Plano de Negócios 2009-2013 mantém metas agressivas de crescimento para a Companhia e incorpora recursos destinados a exploração e desenvolvimento das descobertas de petróleo na chamada camada pré-sal. 

 De acordo com o estabelecido no Plano de Negócios 2009-2013 as metas de produção de petróleo no Brasil são as seguintes: 2.680 mil barris de óleo por dia (bpd) em 2013, 3.340 mil bpd em 2015 e 3.920 mil bpd em 2020.

 Além do Sistema Piloto de Tupi, que iniciará produção em 2010, estão previstos para o período (2009-2013) três sistemas para produzir no pré-sal da Bacia de Santos sendo Tupi 1 e Guará 1 em 2012 e Iara 1 em 2013. A adição de novos projetos de produção fez com que a meta 2015 do PN 2008-2012, de 2.812 mil bpd, se elevasse em 528 mil bpd.

 Incluindo o gás natural, a produção doméstica alcançará 3.310 mil barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2013, 4.140 mil boed em 2015 (685 mil boed a mais do que a meta do PN 2008-2012) e 5.100 mil boed em 2020.  

 No refino, a carga fresca processada no Brasil em 2013 será de 2.270 mil bpd. Estamos reafirmando nossa estratégia de crescer a capacidade de refino, buscando o equilíbrio com o crescimento da produção de petróleo da Petrobras, atendendo os níveis de qualidade de produtos requeridos pelo mercado. Nesse sentido, em 2011 entra em operação a Refinaria Abreu e Lima (Pernambuco). Em 2012 entra em operação o COMPERJ, em 2013 a refinaria Premium I e em 2014 a Premium II.

   As metas internacionais também refletem o crescimento integrado da Companhia com estimativas de produção de óleo e gás de 341 mil boed em 2013.

 A estimativa de produção de óleo e gás da Petrobras no Brasil e no exterior para 2013 é de 3.651 mil boed. 

Metas Corporativas
Indicadores	Realizado 2008	Metas 2013	Previsão 2015	Previsão 2020
Produção de Óleo e Gás Natural - Brasil (Mil boed)	2.176	3.310	4.140	5.100
Produção de Óleo e Gás Natural - Total (Mil boed)	2.400	3.651	4626	5.732
Carga Fresca Processada - Brasil (Mil bpd)	-	1.859	2.053	3.012

Considerando, pela primeira vez, as descobertas da camada pré-sal na Bacia de Santos, o plano prevê investimentos de US$ 174,4 bilhões, até 2013, representando uma média de US$ 34,9 bilhões por ano, sendo 90% (US$ 157,3 bilhões) no Brasil e 10% (US$ 16,8 bilhões) no exterior. Este montante representa um aumento de 55% em relação ao Plano anterior.

 Quando comparado como PN 2008-2012 destaca-se o crescimento dos investimentos nos segmentos de E&P (aumento de 71%) cujo montante deve atingir US$ 92 bilhões, ou 53% dos US$ 174,4 bilhões aprovados para o período 2009-13. O segmento de Abastecimento, com 27% de participação, teve seus investimentos elevados para US$ 46,9 bilhões, representando 46% de aumento na comparação com o plano anterior. Destaca-se também o crescimento dos investimentos em Gás e Energia em 139%, representando 7% do total. Na atividade internacional, os investimentos seguem concentrados na área de Exploração e Produção, com foco na América Latina, Oeste da África e Golfo do México e o segmento de biocombustíveis receberá US$ 2,4 bilhões, por meio da nova subsidiária, Petrobras Biocombustível.  

 O crescimento dos investimentos deve-se a: US$ 47,9 bilhões referentes a novos projetos, US$ 17 bilhões referentes a aumento de custos devido ao aquecimento do mercado de equipamentos e serviços para o setor, US$ 2,9 bilhões em razão da alteração da premissa cambial e o restante referente a outros fatores tais como mudança no escopo dos projetos, no modelo de negócio, etc.

 Dos US$ 47,9 bilhões em novos projetos, a área de E&P responde por 76,4% do montante, ou seja, US$ 36,6 bilhões. Pela primeira vez a companhia está empenhando esforços significativos na avaliação, desenvolvimento e produção de descobertas na chamada camada pré-sal das Bacias de Santos e do Espírito Santo. Dos novos projetos, cerca de US$ 28 bilhões relacionam-se com o desenvolvimento do Pré-Sal.

 Em 2013, a meta de produção de óleo para o pré-sal é de 219 mil bpd. Já em 2015 essa produção atingirá 582 mil bpd e em 2020 1.815 mil bpd. Em 2013 a produção de gás natural do pré-sal disponibilizada para venda deve atingir aproximadamente 7 MMm3/d e em 2020 cerca de 40 MMm3/d.  

Investimentos (US$ bilhões)
Indicadores	Plano  2008-2012	Plano 2009-2013	Diferença (%)
Exploração & Produção	65,1	104,6	61%
Abastecimento (R T C)	29,6	43,4	47%
Gás & Energia	6,7	11,8	76%
Petroquímica	4,3	5,6	30%
Distribuição	2,6	3,0	15%
Biocombustível	1,5	2,8	87%
Corporativo	2,5	3,2	28%
Total	112,4	174,4	55%

A revisão do plano incorporou o novo cenário econômico e financeiro mundial, incluindo seus efeitos sobre o preço do petróleo, dentre outras variáveis. No entanto, se por um lado as flutuações de preço afetam as expectativas de receita no curto-prazo, o que pode acarretar em necessidades de substanciais captações durante 2009 e 2010, para fazer frente aos volumes de investimento, o consenso de mercado de preço médio do Brent para o período 2009-20013 é significativamente superior ao preço atual da commodity, o que leva o plano a ser consideravelmente 'autofinanciável'.

 Apesar da crise financeira atual, o balanço entre oferta e demanda de petróleo no longo prazo encontra-se apertado. Espera-se para o ano de 2009 uma capacidade excedente de produção em função da queda de demanda, fenômeno não observado desde 2000, no entanto, tal fenômeno não deve perdurar já que, a nível mundial, há esgotamentos dos campos existentes e um grande esforço de investimento está sendo direcionado para compensar o declínio de produção. A Petrobras trabalha com um preço médio do Brent de US$ 42 para analise de financiabilidade, alavancagem e retorno.    

 A meta de alavancagem financeira média de 25-35% está mantida e a Petrobras continuará buscando financiamento em várias fontes de recursos no Brasil e no exterior, seja no mercado de capitais, bancário, de securitização, agências de fomento, etc.

 Durante a revisão do Plano, também foram analisadas as premissas quantitativas relacionadas ao crescimento da economia mundial, taxa de câmbio, preços e margens do petróleo e derivados.

 Para 2009 estão previstos investimentos de US$ 28,6 bilhões. Baseado ao preço médio de US$ 37 para o Brent, há necessidade de captar será de US$ 18,1 bilhões. Hoje já temos assegurado um volume de US$ 11,9 bilhões através do BNDES e mais US$ 5,0 bilhões de outras fontes.  

Geopolítica: Petrobras 2008 - Reservas provadas / critérios - Não inclui pré-sal da B.Santos (Tupi, Iara, Júpiter etc)

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS

Companhia Aberta

                                                                                                    

FATO RELEVANTE

Reservas Provadas da Petrobras em 2008

 

 

Rio de Janeiro, 15 de janeiro de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, [Bovespa: PETR3/PETR4, NYSE: PBR/PBRA, Latibex: XPBR/XPBRA], uma companhia brasileira de energia com atuação internacional, comunica o volume de suas reservas provadas de petróleo e gás natural no Brasil e no exterior, apurado no final de 2008 segundo os critérios da Society of Petroleum Engineers – SPE e da Securities and Exchange Commission – SEC.

 

As descobertas do Pré-Sal da Bacia de Santos estão em avaliação, portanto, não estão contribuindo para os resultados de 2008, segundo os critérios ANP/SPE e SEC.

 

 

        Reservas Provadas no Brasil

 

 

Segundo critério ANP/SPE:

 

Em 31 de dezembro de 2008 as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras no Brasil atingiram 14,093 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), representando o aumento de 1,2% em relação a 2007.

 

 

Reserva Provada - SPE	Volume	%
Óleo + Condensado (bilhões de bbl)	11,969	85
Gás Natural (bilhões de m3)	337,624	15
Óleo Equivalente (bilhões de boe)	14,093	100

 

Durante o ano de 2008, foram apropriados 920 milhões de boe às Reservas Provadas, contra uma produção acumulada de 747 milhões de boe, conforme desdobramento mostrado a seguir:

 

                   

Composição da Reserva Provada - SPE	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	13,920
B) Apropriações de Reserva Provada em 2008	0,920
C) Produção Realizada em 2008	(0,747)
D) Variação Anual (B + C)	0,173
E) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + D)	14,093

 

Para cada barril de óleo equivalente extraído em 2008, foi apropriado 1,23 barril de óleo equivalente, resultando no Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 123%. Por esse mesmo critério a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 18,9 anos.

 

Entre as principais apropriações em 2008 estão:

 

§          Descobertas em blocos exploratórios – Camarupim Norte e Jacutinga na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo - UN-ES.

§          Descobertas em blocos exploratórios incorporados a campos de produção já existentes – Saíra, Córrego Cedro Norte, Guriri e Rio Mariricu na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo – UN-ES, e São Miguel dos Campos na Unidade de Negócio de Exploração e Produção de Sergipe e Alagoas – UN-SEAL.

§          Apropriações em campos existentes em 2008 por meio de projetos de aumento de recuperação – Marlim Sul, Barracuda e Roncador na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Rio de Janeiro – UN-RIO; Marlim, Badejo e Espadarte na Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Campos – UN-BC; Baleia Franca, Cachalote e Jubarte na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo – UN-ES; e Uruguá na Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Santos – UN-BS.

§          O Pré-Sal do Espírito Santo está contribuindo com reservas de 128 milhões de barris de óleo equivalente.

 

Segundo o critério SEC:

 

No ano de 2008 foram incorporadas reservas, segundo os critérios da SEC, de 1,401 bilhão de boe, equivalente a 1,8 vezes a produção realizada de 747 milhões de boe. De acordo com os critérios SEC, o preço de petróleo utilizado é o do no último dia do ano. Em 31 de dezembro de 2008, o óleo tipo Brent foi comercializado a US$ 36,55/bbl. Em 31 de dezembro de 2007 o preço do óleo tipo Brent foi negociado a US$96,02/bbl, o que reflete uma redução do preço de 60%. A queda do preço do óleo em 2008 ocasionou perda de 1,198 bilhão de boe. A incorporação realizada no período (1,401 bilhão de boe) representa 72% do total de reduções do ano (1,945 bilhão de boe).

 

Em decorrência, considerando a incorporação, a produção do ano e a perda devido a redução do preço segundo o critério SEC, a reserva provada em 31 dezembro de 2008 foi de 10,274 bilhões de boe.

 

Reserva Provada – critério SEC	Volume	%
Óleo + Condensado (bilhões de bbl)	8,716	85
Gás Natural (bilhões de m3)	247,643	15
Óleo Equivalente (bilhões de boe)	10,274	100

 

 

As reservas provadas no Brasil, em 31 de dezembro de 2008, apresentam a redução de 5% em relação a 2007 e um índice de reposição de reservas de 27%. Neste mesmo período a redução do preço do óleo, definido no critério SEC, foi de 60%. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 13,8 anos.

 

O Pré-Sal do Espírito Santo está contribuindo para as reservas pelo critério SEC por ser econômico no preço de óleo de 31 de dezembro de 2008.

 

Composição da Reserva Provada - SEC	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	10,818
B) Produção Acumulada em 2008	(0,747)
C) Perda devido a redução do Preço em 2008	(1,198)
D) Apropriações de Reserva Provada em 2008	1,401
E) Variação Anual (B + C+D)	(0,544)
F) Reserva Provada em dezembro / 2008 (A + E)	10,274

 

As principais diferenças entre as estimativas SEC e ANP/SPE ocorrem devido à diferença nos critérios (preço de valoração do petróleo, prazo de concessão e reservas de gás), e a não contabilização de projetos em estágio inicial de concepção para desenvolvimento da produção.

 

Reservas Provadas Internacionais:

 

Segundo critério SPE:

 

Em 31 de dezembro de 2008 as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras no exterior atingiram 0,992 bilhão de barril de óleo equivalente (boe), representando um decréscimo de 9,0%, em relação a 2007.

 

Reserva Provada - SPE	Volume	%
Óleo + Condensado (bilhões de bbl)	0,497	50
Gás Natural (bilhões de m3)	83,943	50
Óleo Equivalente (bilhões de boe)	0,992	100

 

Durante o ano de 2008, a apropriação de reserva provada ocorreu em função do melhoramento da recuperação de petróleo em campos na Argentina e no Peru, e da apropriação de reservas no campo de Cascade nos Estados Unidos. Contudo, essas incorporações foram suplantadas pela produção do período, que aliada à diminuição da participação e devolução de ativos no Equador, e à reavaliação das reservas na Nigéria, acarretaram a redução de reservas em 98 milhões de boe, conforme demonstrado a seguir:

 

Composição da Reserva Provada - SPE	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	1,090
B) Apropriações de Reserva Provada em 2008	(0,016)
C) Produção Acumulada em 2008	(0,082)
D) Variação Anual (B + C)	(0,098)
E) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + D)	0,992

 

De acordo com o critério SPE a relação Reserva/Produção (R/P) na área internacional ficou em 12,1 anos.

 

Segundo critério SEC:

 

Em 31 de dezembro de 2008 as Reservas Provadas no exterior foram de 917 milhões de boe, o que representa acréscimo de 3,5 % em relação à estimativa do ano anterior (886 milhões de boe).

 

 

Reserva Provada - SEC	Volume	%
Óleo + Condensado (bilhões de bbl)	0,438	48
Gás Natural (bilhões de m3)	81,242	52
Óleo Equivalente (bilhões de boe)	0,917	100

 

Durante o ano de 2008, as apropriações de reservas provadas ocorreram principalmente na Nigéria e revisões técnicas na Bolívia, Argentina, Nigéria e Peru, e que superou a redução de reservas no Equador e a produção no período conforme demonstrado a seguir:

 

Composição da Reserva Provada - SEC	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	0,886
B) Apropriações de Reserva Provada em 2008	0,112
C) Produção Acumulada em 2008	(0,081)
D) Variação Anual (B + C)	0,031
E) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + D)	0,917

 

Por este mesmo critério a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 11,3 anos.

 

As principais diferenças entre os volumes de reservas SPE e SEC são decorrentes de:

 

§          Na Nigéria, devido ao estágio de desenvolvimento dos campos descobertos, apenas uma parcela dos volumes pode ser declarada como reserva pelo critério SEC, e;

 

§          Nos Estados Unidos, as reservas segundo os critérios da SPE, em 2008 apresentam o campo de Cascade, offshore do Golfo do México.

 

Com a possibilidade de mudança na legislação boliviana existe risco potencial de redução nas reservas naquele país, o que pode resultar na diminuição de até 2% do volume total de reservas provadas da Companhia, que representa a totalidade das reservas na Bolívia.

 

Reservas Provadas da Petrobras em 2008 (Brasil e Internacional):

 

Segundo critério ANP/SPE:

 

Em 31 de dezembro de 2008, as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural atingiram 15,085 bilhões de boe, um aumento de 0,5% em relação ao ano anterior, assim distribuídos:

 

Reserva Provada - SPE	Volume (bilhões de boe)	%
Brasil	14,093	93
Internacional	0,992	7
Total	15,085	100

 

Segundo o critério SPE, durante 2008 foram apropriados 904 milhões de boe às Reservas Provadas e produzidos 829 milhões de boe o que resultou no aumento de 75 milhões de boe em relação às reservas de 2007 (15,010 bilhões de boe). Assim, para cada barril de óleo equivalente produzido em 2008 foi apropriado 1,09 barril de óleo equivalente, resultando num Índice de Reposição de Reservas – IRR de 109%. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 18,2 anos.

 

Composição da Reserva Provada - SPE	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	15,010
B) Apropriações de Reserva Provada em 2008	0,904
C) Produção Acumulada em 2008	(0,829)
D) Variação Anual (B + C)	0,075
E) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + D)	15,085

 

Segundo critério SEC:

 

Em 31 de dezembro de 2008 as Reserva Provadas atingiram 11,191 bilhões de boe assim distribuídos:

 

Reserva Provada - SEC	Volume (bilhões de boe)	%
Brasil	10,274	92
Internacional	0,917	8
Total	11,191	100

 

O Pré-Sal do Espírito Santo está contribuindo para as reservas pelo critério SEC por ser econômico no preço de óleo de 31 de dezembro de 2008.

 

No ano de 2008 a apropriação no Brasil foi de 1,401 bilhão de barril de boe (1,8 vezes a produção nacional realizada) e, neste mesmo período, ocorreu uma perda, no Brasil, relacionada a redução do preço entre 2007 e 2008, de 1,198 bilhão de boe considerando o preço de petróleo brent de 31 de dezembro de 2008 (US$ 36,55/bbl).

 

Em decorrência, as Reservas Provadas em 2008 apresentaram decréscimo de 4,4 % em relação ao ano anterior, correspondendo a um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 38% e a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 13,5 anos. Neste mesmo período a redução do preço definido pela SEC foi de 60%. 

          

Composição da Reserva Provada - SEC	Volume (bilhões de boe)
A) Reserva Provada em dezembro / 2007	11,704
B) Produção Acumulada em 2008	(0,828)
C) Perda devido a redução do Preço em 2008	(1,198)
D) Apropriações de Reserva Provada em 2008	1,513
E) Variação Anual (B + C+D)	(0,513)
F) Reserva Provada em dezembro /2008 (A + E)	11,191

 

A Petrobras esclarece que as propriedades das reservas de hidrocarbonetos pertencem aos seus respectivos Estados Nacionais.

 

 

Almir Guilherme Barbassa

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras