Tecnologias do Pré-sal

Confira nossas reservas provadas em 2016

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Informamos o volume de nossas reservas provadas de petróleo (óleo, condensado e gás natural), apuradas no final de 2016, segundo os critérios ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers) e SEC (US Securities and Exchange Commission).

Critérios ANP/SPE

Segundo os critérios ANP/SPE, em 31 de dezembro de 2016, nossas reservas provadas de óleo, condensado e gás natural atingiram 12,514 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), conforme tabela abaixo. Em 2015, estes volumes eram de 13,279 bilhões de boe.

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Nossos volumes de óleo, condensado e gás natural na Bolívia não são registrados, pois a constituição do país não permite que as reservas sejam divulgadas pelo concessionário.

A tabela a seguir detalha a evolução das reservas provadas em 2016.

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Os principais fatores que impactaram as reservas foram:

Incorporação de 0,110 bilhão de boe de reservas provadas devido, principalmente, à perfuração de novos poços no campo de Búzios (Bacia de Santos);

•    Incremento de reservas provadas de 0,203 bilhão de boe, resultante da perfuração de novos poços de desenvolvimento da produção e melhor comportamento dos reservatórios das áreas em terra e marítima do pós-sal, no Brasil e nos EUA. No pré-sal, o incremento foi resultante de respostas positivas do comportamento dos reservatórios, dos mecanismos de recuperação (injeção de água) e da eficiência operacional dos sistemas de produção em operação, bem como da crescente atividade de perfuração e interligação de poços, na Bacia de Santos e na Bacia de Campos, ambas no Brasil;

•    Desinvestimentos que proporcionaram a monetização antecipada de 0,153 bilhão de boe de reservas da Petrobras na Argentina e Venezuela;

•    Produção de 0,925 bilhão de boe em 2016. Esse volume inclui a produção do xisto, porém não inclui o volume extraído em Testes de Longa Duração (TLD) e a produção da Bolívia. Os TLDs ocorrem em áreas exploratórias, onde ainda não foi declarada a comercialidade do campo e, portanto, não há reserva associada e, no caso da Bolívia, a constituição do país não permite que as reservas sejam registradas pelo concessionário.

Apresentamos um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 34%, desconsiderando os efeitos dos desinvestimentos realizados em 2016. A relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 13,5 anos, sendo de 13,9 anos no Brasil. O Índice de Desenvolvimento (ID), que é a relação entre as reservas provadas desenvolvidas e as reservas provadas, foi de 50% em 2016.

Critério SEC

Segundo o critério SEC, em 31 de dezembro de 2016, nossas reservas provadas de óleo, condensado e gás natural atingiram 9,672 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), conforme a tabela abaixo.  Em 2015, estes volumes eram de 10,516 bilhões de boe.

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A evolução das reservas provadas consta na tabela a seguir:

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Os mesmos destaques feitos anteriormente para as reservas provadas segundo os critérios ANP/SPE se aplicam às reservas provadas segundo o critério SEC.

A principal diferença entre os critérios ANP/SPE e SEC é o preço do petróleo considerado no cálculo da viabilidade econômica das reservas.

Pelo critério SEC, apresentamos um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 25%, desconsiderando os efeitos dos desinvestimentos realizados em 2016. A relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 10,5 anos, sendo de 10,7 anos no Brasil. O Índice de Desenvolvimento (ID) foi de 54% em 2016.

Vale registrar que nós, historicamente, certificamos cerca de 95% de nossas reservas provadas segundo os critérios SEC. Atualmente, a empresa certificadora é a D&M (DeGolyer and MacNaughton).


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