Shell Brasil Petróleo
Antonio Guimarães
Diretor de E&P
21 de setembro de 2011
GRUPO SHELL NO BRASIL
Até década
de 90: foco
em produtos
de petróleo
Date 24/07/2013
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2
Químicos
Vendas &
Distribuição
(Indústrias,
Transportes,
Mineração,
Aviação,
Postos)
Lubrificantes
Vendas &
Distribuição
Químicos
Eficiência
Energética
Exploração &
Produção
Lubrificantes
Vendas &
Distribuição
Trading
Exploração &
Produção
Lubrificantes
Etanol &
Açúcar
Década de
2000: cia
integrada
HOJE
O Brasil é cada vez mais estratégico para a Shell:
Shell Brasil Petróleo
—2 ativos em produção (6 campos): 94,5 mil barris/dia em 2010;
— 1 bloco exploratório no pré-sal;
— 5 blocos exploratórios em terra;
— Fábrica de lubrificantes;
— Comercialização de petróleo bruto;
Raízen (JV Shell/Cosan)
— 24 usinas; 17 plantas de cogeração de eletricidade
— 2 bilhões litros etanol/ano;
— 4.500 postos;
— Participação acionária na Iogen e na Codexis.
Date 24/07/2013
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Vendas &
Distribuição
Trading
Exploração &
Produção
Lubrificantes
Etanol &
Açúcar
Shell Portfolio – August/2011
BM-S-54
(S-M-518) - R7
*Shell (80%)
Total (20%)
ATLANTA e OLIVA -
R0
*Shell (40%)
PBR (40%)
Chevron (20%)
*
ANP to approve
cession of Shell‘s
total share (40%)
BIJUPIRA &
SALEMA
*Shell (80%)
PBR (20%)
BM-C-31- R6
(C-M-103/C-M-151)
*PBR (60%)
Shell (20%)
Inpex (20%)
NAUTILUS -
R0
*Shell (50%)
PBR (35%)
ONGC (15%)
ARGONAUTA -
R0
*Shell (50%)
PBR (35%)
ONGC (15%)
OSTRA - R0
*Shell (50%)
PBR (35%)
ONGC (15%)
ABALONE - R0
*Shell (50%)
PBR (35%)
ONGC (15%)
BM-ES-27 - R7
(ES-M-411/ES-M-437/ES-M-436)
*PBR (65%)
Shell (17,5%)
Vale (17,5%)
BM-ES-23 -
R6
(ES-M-525)
*PBR (65%)
Shell(20%)
Inpex (15%)
BM-S-8 - R2
*PBR (66%)
Shell (20%)
Petrogal (14%)
*
ANP to approve
cession of Shell‘s total
share (20%)
13 Concessions: 9 offshore and 5 onshore
- 9 Exploration Concessions operated by Shell;
- Production from Bijupirá & Salema and BC-10 Assets
*ANP to approve cession of 40% share to Vale
NOSSAS INICIATIVAS PARA AUMENTAR CL
Patrocínio do
CE-EPC
:
— Foco na melhoria da gestão da cadeia EPCista;
Sócio do
CADFor
:
— Banco de dados integrado de fornecedores nacionais de 9
operadoras privadas;
Participação no
PROMINP
:
—Desenvolvimento e capacitação de novos fornecedores da indústria
de O&G;
Comprometimento de otimizar o conteúdo local em nossos
projetos, em bases competitivas:
— Otimização do desenvolvimento do BC-10 entregou por volta de
36% de conteúdo local;
— Quase 80% de conteúdo local nas atividades de produção em
Bijupirá Salema.
Parque das Conchas (BC-10)
Paste Concept
Picture Here
• Parceiros: Shell 50% (Operador)
Petrobras 35%
ONGC 15%
• Localizado na Bacia de Campos, no
oceano no Estado do Espírito Santo
• Profundidade: 1500-2000 m
• 16-42º API
• Declaração Comercial em Dez’05
• Decisão final de investimento: Out/06
• Primeiro Óleo: Julho 2009
• Aplicações de tecnológicas pioneiras
Otimização de Conteúdo Local:
36% de Conteúdo Local durante a fase de desenvolvimento
INVESTIMENTOS EM P&D: UNIVERSIDADES
Date 24/07/2013
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De 2006 a 2009, a Shell Brasil Petróleo investiu quase
R$ 20 milhões
(cerca de USD 12 milhões) em projetos de Pesquisa e
Desenvolvimento, internamente ou em parceria com universidades e
provedores locais de tecnologia, em diversas partes do país.
PROJETOS SHELL P&D NO BRASIL: 2006-2012
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Umbilicais
Umbilical integrado para águas
ultraprofundas
Desenvolvimento
Marine do Brasil
Prysmian
2006
Artificial Lift
Sistema de recuperação artificial
de reservatórios de óleo pesado
Desenvolvimento
FMC Technologies do Brasil
2006-2007
Riser flexível
Linhas de produção flexíveis
Desenvolvimento
Brasflex
2006
FPSO
Teste de movimentação de FPSOs
Desenvolvimento
COPPE/UFRJ
2006-2007
Metocean
Caracterização da variabilidade da s
correntes marinhas brasileiras
Desenvolvimento
USP
2008-2009
MTI-JIP
Mixed Type of Interaction
(Projeto Compartilhado)
Produção
PUC-Rio, Petrobras,
Statoil, Tenaris Confab,
DNV
2009
Biodegradação
Testes de biodegradabilidade de
lamas/fluidos de perfuração
Ambiental
LabTox
2009-2010
Polímero- Piloto
Piloto de injeção de polímeros para
aumento de taxa de recuperação
Produção
PUC-Rio,
UFRN,
Tracerco do Brasil, Nalco do
Brasil
2006-2010
Estratigráfica
Modelagem
Modelagem estratigráfica em escala
ampliada de reservatórios em águas
ultraprofundas
Exploração
UFRGS
2008-2012
Biocombustíveis
Laboratório de biocombustíveis
avançados
Renováveis
Unicamp
2008-2012
A
nd
amen
to
Finali
zad
os
•
Mapeamento
•
Pré-seleção e
equiparação de
padrões
Perfil de Investimento dos Operadores
•
Contratações
•
Investimento no
desenvolvimento de eqptos
linha do tempo
Exploração e
Projeto de
Desenvolvimento
$150 a
500 M
Desenvolvimento
$ 3,5 a 4,5 Bilhões
De
c
isã
o
de
in
ve
stime
nto
Produção de 80
a 120 mil BOE/d
Identificação
Avaliação
Seleção
Definição
Execução
Operação
DG1
DG2
DG3
DG4
10
Exploration
Fase de Desenvolvimento
Linha de Tempo do Projeto ( em anos)
Discovery
Oil or Gas?
Concept
Selection
Bid
X years
Y years
Definir o compromisso de Conteúdo Local antes de selecionar o conceito final
para a fase de desenvolvimento não é a melhor prática de gestão de projetos,
gerando distorções e criando riscos adicionais ao projeto
Melhores Práticas na Gestão de Projeto x Compromisso de CL
Grau de Incerteza / Risco do Projeto
De
cis
ão
de
in
ve
stime
nto
Date 24/07/2013
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24/7/2013 17:30
s_quintp\Bureau Veritas\41 Truth Analyst Presentation.ppt
12
Em um projeto de USD3.8bln que atinja 36% de conteúdo local, conforme perfil abaixo,
a multa será de USD 1.3bln na Fase de desenvolvimento
Impacto em projeto da Rodada 7
SETOR:
Campos Basin
BLOCO: Mínimo Ofertado Máximo5 0 40 5 0 5 25 10 10 25 75 30 10 0 55 Apoio Operacional 30 100 15 100 4 12 10 10 4 9 75 30 4 5 0 55 4 7 100 15 3 6 45 85 3 4 0 40 3 6 65 80 3 0 0 80 3 6 90 100 3 6 90 100 3 6 0 50 3 1 0 50 3 2 80 95 1 3 50 60 2 1 0 50 2 1 0 95 2 3 0 60 2 3 0 80 2 1 0 50 2 1 100 70 2 0 0 30 2 2 0 95 2 2 0 85 Engenharia Básica 2 1 0 50 Engenharia de Detalhamento 2 1 0 95 Gerenciamento de Serviço 1 3 0 90 Materiais (obs 5) 2 4 5 75
Construção & Montagem 2 4 0 95 100
ÁGUAS PROFUNDAS > 400 metros
BC-10
Sistemas CL sistema (%) Subsistemas Item Peso do item no custo doempreendimento (%) CL ofertado no item (%) CL minimo item (%) Activity type E x pl oraç ão
37
OK55
51
Geologia e GeofísicaInterpretação e Processamento Aquisição
Perfuração, Avaliação e Completação
Afretamento Sonda
Perfuração + Completação (obs 1) Sistemas Auxiliares (obs 2)
Apoio Logístico (Marítimo/Aéreo/Base)
Total na fase de Exploração
Des en v ol v ime nto
55
Valor deverá ser entre 55 e 6565
Perfuração, Avaliação e Completação Afretamento SondaPerfuração + Completação (obs 3) Sistemas Auxiliares (obs 4) Apoio Logístico
36
Árvore de Natal Sistema de Coleta da Produção Umbilicais ManifoldsLinhas de Produção/Injeção Flexíveis (Flowlines, Risers) Linhas de Produção/Injeção Rígidas
Dutos de Escoamento
Sistema simples de ancoragem Instalação e Integração dos Módulos
Pré-Instalação e Hook-up das Linhas de Ancoragem Sistema de Controle Submarino
Engenharia Básica
Engenharia de Detalhamento
Gerenciamento, Construção e Montagem
Plantas (obs 6)
Total na fase de Desenvolvimento
UEP
Engenharia Básica
Engenharia de Detalhamento
Gerenciamento, Construção e Montagem Casco
Sistemas Navais
Sistema Multiplo de Ancoragem
Hipotético
Desafio de Conteúdo Local X Competitividade da Indústria
Questões de custo, prazo, qualidade e tipo de tecnologia disponível reduz a
competitividade da cadeia de suprimentos locais.
Principal razão para falta de preços competitivos são problemas estruturais.
13
Alcançar percentuais elevados de Conteúdo Local
competitivo nesse ambiente é atualmente um desafio
Diferenças de preço típicas
(% do Nacional acima do Importado)
Source: Onip
Source: Onip
Desafios para Maximização do Conteúdo Local
Desde a 7ª Rodada (2005) a faixa de CL para fase de desenvolvimento segundo ANP é 55-65%
(águas profundas).
Operadores são os únicos responsáveis por entregar o compromisso de Conteúdo Local.
Penalidade: 0,6 a 2 vezes o valor de CL não entregue =>potencial impacto na decisões de
investimento.
14
Desafio de CL: manter os níveis atuais de CL já será um desafio. Para aumentar demandará da industria
investimentos significativos e de longo prazo apoiados por uma robusta Política Industrial.
Regulamentação baseada em penalidades: Potencial fator limitante para o investimento.
Recomendação para maximizar CL: Modelo regulatório que contemple um percentual mínimo de CL
realista com incentivo aos Operadores para que performarem além do mínimo.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020
Não-local
65%
55%
35%
In
v
es
timento
(B
usd
)
Lacuna de
CL
Produ
çã
o
(M boe
d)
0
1
2
3
4
5
6
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
Sem restrições
Algumas limitações
Limitações significativas
NOSSOS PROJETOS
Date 24/07/2013
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15
Identificação
Avaliação
Seleção
Definição
Execução
Exploração
Desenvolvimento Produção
NAUTILUS - R0 *Shell (50%) PBR (35%) ONGC (15%) ARGONAUTA - R0 *Shell (50%) PBR (35%) ONGC (15%) OSTRA - R0 *Shell (50%) PBR (35%) ONGC (15%) ABALONE - R0 *Shell (50%) PBR (35%) ONGC (15%)
*ANP to approve cession of 40% share to Vale
PARQUE DAS CONCHAS (BC-10)
O que fizemos no Brasil (Fase 1):
— Árvores de Natal (RJ), Manifolds (MG),
— Cabeças de poço (SP),
— Tubulação, Linhas de produção (MG).
Date 24/07/2013
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Exploração
Desenvolvimento Produção
Identificação
Avaliação
Seleção
Definição
Execução
Fase 1
BM-S-54
(S-M-518) - R7
*Shell (80%)
Total (20%)
*ANP to approve cession of 40% share to Vale
BM-S-54
Foco em Oportunidades:
—Casco da plataforma,
—Módulos de processo,
—Umbilicais.
Date 24/07/2013
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Exploração
Desenvolvimento Produção
Identificação
Avaliação
Seleção
Definição
Execução
Antecipação
Como aumentar conteúdo local na fase de desenvolvimento?
— Antecipando nosso planejamento.
Nossas atividades?
— 1º poço perfurado Q3-Q4/2010,
— 2º poço sendo perfurado agora,
— Possibilidade de mais poços
Plano de Mapeamento do Mercado Supridor
Date 24/07/2013
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Host Type Well Type Well Trajectory
Artificial Lift Oil Export
Gas Disposition Recover y Process FPSO + 2
Well hubs Subsea Vertical None Tanker Export to
Uruguá Pipeline
Primary Semi DVA Horizontal Subsea
Boosting Pipeline Re-injection
Water Flood Spar Inclined TankerFSO+ PB offshoreDisposal to
Gas Recyclin g FPSO Tieback to PB Export to shore ** Gas Recyclin g + WI Decisions