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Superintendência de Desenvolvimento e Produção
1º Workshop de
Acumulações Marginais
Rio de janeiro, 16/12/2019
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283campos
8.404 bbl/dia
maior produtor de óleo (Canto do Amaro – Potiguar)
30Empresas operadoras
263Fase de Produção
20Etapa de
Desenvolvimento
7.220 Mm³/dia
maior produtor de gás (Rio Urucu –
Solimões)
Outubro/2019Fonte: ANP/SDP/SIGEP , 2019
Onshore no Brasil hoje
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Reservas Totais (3P)
1,27 B boeB boeB boeB boe
Fator de RecuperaçãoAtual
(DEZ/2018)
24%
Óleo ~104,6 MbblMbblMbblMbbl/dia /dia /dia /dia
Gás~ 25,98 MMmmmm3333/dia/dia/dia/dia(Outubro/2019)
Produção
Poços Produzindo
~23.352
7.706
Poços Perfurados
(Outubro/2019)
(DEZ/2018)
Fonte: ANP/SDP/SIGEP , 2019
Onshore no Brasil hoje
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A Dinâmica da Indústria do Petróleo no Pós-Monopólio
FRADE
RONCADOR
BALEIA AZUL
JUBARTEBALEIA FRANCA
CACHALOTEBALEIA ANÃ
D e f i n i ç ã o d e B l o c o s
Licitação
F a s e d e E x p l o r a ç ã o F a s e d e P r o d u ç ã o
Desenvolvimento Produção Abandono
DC
SDB SPL SEP SDP
SSM
SPG
SDT
CCL
Blocos Exploratórios
NFP
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A Dinâmica da Indústria do Petróleo no Pós-Monopólio
FRADE
RONCADOR
BALEIA AZUL
JUBARTEBALEIA FRANCA
CACHALOTEBALEIA ANÃ
D e f i n i ç ã o d e Á r e a s
Licitação
F a s e d e R e a b i l i t a ç ã o F a s e d e P r o d u ç ã o
Desenvolvimento Produção Abandono
DC
SPL SDP
SSM
SPG
SDT
Áreas com acumulações marginais
NFP
SDP
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Obrigações dos Operadores com a SDP
Fase de Reabilitação
• PAT
• Escolha dos poços
• Relatório Final da Fase de Reabilitação
• Garantia de Abandono
• Declaração de Comercialidade
Fase de Produção
• DAIA/DAPA*
• PD **
• PAT/PAP
• BMP
• BAR
• PDI
• RDI
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Obrigações dos Operadores com a SDP
PAT (**PTI)Escolha
dos poçosGarantia de Desativação
Relatório Final da Fase de
Reabilitação
Declaração de Comercialidade
* Até 60 dias antes para solicitar a Prorrogação da Fase de Reabilitação
180 dias após a assinatura
1 ano antes do fim da Fase de Reabilitação
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Obrigações dos Operadores com a SDP
Atividade Antecipada(DAPA)
Autorização de Produção Antecipada (DAIA)
Autorização de Início de Atividade Antecipada(DAPA)
Plano de Desenvolvimento
(PD)
Programa de Desativação de
Instalações (PDI)
Relatório Final Relatório Final de Desativação de Instalações
(RDI)
Termo de Resilição
Cláusula 9.8 –Antecipação de atividades -> foi
suprimida do edital que está em consulta
pública
180 dias após a DC
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Obrigações dos Operadores com a SDP
Diáriamente
Situação Operacional de
Poços (SOP)
Mensalmente
Boletim Mensal de Produção (BMP)
BMP-Instalações
Respostas BMP (BMP-RESP)
Status de Poço (SP)
Anualmente
Programa Anual de Produção (PAP)
Programa Anual de Trabalho e
Orçamento (PAT)
Boletim Anual de Reservas (BAR)
Declaração Anual de Acervo (DAA)
Autorização de Queima
Enquadramento como empresa de Pequeno e Médio
porte
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Obrigações dos Operadores com a SDP
Por Descoberta (SEP)
Notificação de Descoberta (ND)
Por Descoberta a ser Avaliada
(SEP)
Plano de Avaliação de Descobertas
(PAD)
Por avaliação de descoberta, à critério do
Operador, até a entrega do
Relatório Final de Avaliação de Descobertas
(RFAD) (SEP)
Declaração de comercialidade
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Obrigações dos Operadores com a SDP
Por evento
Notificação de Descoberta (ND)
Comunicado de Início de Produção
Permissão de construção e operação de dutos
Autorização de Queima Extraordinária
Convalidação de Queima Extraordinária
Notificação para abandono de poço
Cadastro de Reservatórios (CR)
Cadastro de Zonas Produtoras (CZP)
Paradas de produção
Por Ensaio
Relatório de Ensaios
Petrofísicos (RPF)
Relatório de Geoquímica de
Poço (RGP)
Relatório de Ensaios de PVT
(PVT)
Por Levantamento
Notificação de Início de Levantamento Geofísico
(NILG)
Notificação de Término de Levantamento Geofísico
(NTLG)
Notificação de Início de Levantamento Geoquímicos
Notificação de Término de Levantamento Geoquímicos
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Obrigações dos Operadores com a SDP
Por Perfilagem
Notificação de Perfilagens
Realizadas (NPR)
Por Reprocessamento
Notificação de Início de
Reprocessamento Sísmico
Notificação de Término de
Reprocessamento Sísmico
Por Reentrada
Comunicação de Reentrada em
Poço (CRP)
Notificação de Conclusão de Reentrada em Poço (NCRP)
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Obrigações dos Operadores com a SDP
Por Teste (SEP)
Relatório de Teste de
Formação
Teste de Longa Duração Final
(TLDF)
Teste de Longa Duração Inicial
(TLDI)
Por Completação
Relatório Completação de Poço (RCP)
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Obrigações dos Operadores com a SDP
Por Poço
Notificação de Perfuração de Poço (NPP)
Comunicação de Início de Perfuração de Poço (CIPP)
Comunicação de Utilização de Equipamento de Pequeno Porte
(CUEPP)
Licença Ambiental de perfuração (LA)
Relatório Final de Perfuração (FP)
Resultado de Poço (RP)
Relatório Final de Poço Exploratório (RFP)
Relatório Final de Poço Explotatório (RFP-PROD)
Relatório Completação de Poço (RCP)
Notificação para abandono de poço
Relatório Final de Abandono de Poço (RFAP)
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Melhorias implementadas
www.anp.gov.br -> Exploração e produção de óleo e gás - > Destaques -> CATÁLOGO DE E&P
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Melhorias implementadas
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Melhorias implementadas
Relatórios de Produção de óleo e gás Mapas geológicos (Estruturais, Espessura, Isólita, Isópaca)
Relatórios de intervenções - Boletins Diários de Operações Zoneamento de produção
Relatórios de mudança Análise Petrofísica
Relatórios de Análise de Óleo/Água/Gás produzidos Análise Testemunhos
Relatórios da malha de gás Esquemático atual dos poços
Desenhos, manuais, fluxogramas das estações e facilidades de produção
Análise PVT
Passivos ambientais Lista de Superficiários
Análises de laboratório - rocha e fluidos Trajetória dos poços
Sonolog Registro de Pressão estática e teste de avaliação
Pacote de Dados
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Campos Marginais
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Campos Marginais
• Desde a revogação da Portaria ANP nº 279/2003, a Agência Nacional dePetróleo (ANP) considera “campo marginal” como sendo, de maneirageral, uma concessão oriunda de uma das suas rodadas de áreas deacumulações marginais, sendo que, até o presente momento, foramrealizadas 04 (quatro) licitações dessa modalidade.
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Proposta atualmente em estudo
Campos Marginais
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Proposta atualmente em estudo
Campos Marginais
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Proposta atualmente em estudo
Campos Marginais
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Atualmente estão concedidos 26 (vinte e seis) campos oriundos de rodadasde áreas com acumulações marginais, distribuídos em 7 (sete) bacias.
Campos Marginais daBacia De Sergipe
Cidade Aracaju
Foz do Vaza Barris
CarapitangaTigre
1ª Rodada de Acumulações Marginais, realizada em 2005.
BACIAS N° DE CAMPOS
Potiguar 7
Recôncavo 6
Espirito Santo 4
Sergipe 4
Barrerinhas 2
Camumu 2
Tucano Sul 1
Campos Marginais
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Resultados – 1°Ciclo de Oferta Permanente
A ANP realizou a sessão pública de apresentação de ofertas do 1º Ciclo da OfertaPermanente no dia 10 de setembro de 2019.
• Áreas com acumulações marginais arrematadas
Foram arrematadas 12 áreas com acumulações marginaislocalizadas nas bacias terrestres de Potiguar, Sergipe-Alagoas,Recôncavo e Espírito Santo. O total de bônus ofertado foi de R$6.981.645,86 e a previsão do investimento mínimo é de R$10.500.000,00.
Oferta Permanente
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Oferta Permanente – Resultados do Primeiro Ciclo
Blocos Exploratórios arrematados: 33
Bônus Ofertado: R$ 15, 3 MM
Previsão de investimento Mínimo na Fase de Exploração: R$ 309,8 MM
Nova Fronteira, Madura e Elevado Potencial
(497 terrestres70 marítimos)
567Blocos
ES, Potiguar, Recôncavo, SE-AL, Paraná, Parnaíba(terra); Campos,
Santos, SE-AL, Ceará e Potiguar (Mar)
11Bacias 14
AM
Acumulações Marginais arrematadas: 12Bônus Ofertado: R$ 6, 9 MM
Previsão de investimento Mínimo na Reabilitação: R$ 10,5 MM
Nova Fronteira, Madura e Elevado Potencial
(497 terrestres70 marítimos)
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Perspectivas para o futuro
- Em 18/04/2019 a Diretoria Colegiada da ANP determinou, por meio da
Resolução de Diretoria (RD) nº 0254/2019, a aplicação do parágrafo único do art.
2º da Resolução CNPE nº 02/2016 para os seguintes campos:
Resolução de Diretoria (RD) nº 0254/2019
Campo Bacia
Lagoa Branca Tucano Sul
Barra do Ipiranga Espírito Santo
Rio Barra Seca Espírito Santo
Rio Itaúnas Leste Espírito Santo
Rio São Mateus Oeste Espírito Santo
Mariricu Oeste Espírito Santo
Jacupemba Espírito Santo
Nativo Oeste Espírito Santo
- Volume de óleo “in place” de 90,35
milhões de bbl de petróleo;
- Produção acumulada de 0,85
milhões de bbl de petróleo;
- Volume de gás “in place” de
3.639,81 milhões de m³ de gás total;
- Produção acumulada de 2.140,51
milhões de m³ de gás total.
* (apenas os campos do ES – BAR/2018)
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Perspectivas para o futuro
Outras áreas em estudo
Campo Bacia
Graúna Potiguar
Acauã Leste Potiguar
Japiim Amazonas
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Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANPSuperintendência de Desenvolvimento e Produção (SDP)
Av. Rio Branco, 65, 19 andar - CentroRio de Janeiro/RJ – Brasil
Tel: +55 (21) 3797-6383 [email protected]
Mais informações:
www.anp.gov.br
Obrigado