500 mil barris de óleo

por dia no Pré-Sal

José Formigli

Diretor do E&P

LOCALIZAÇÃO DA PROVÍNCIA PRÉ-SAL

—

SUL DE GUARÁ

SUL DE LULA

NE DE TUPI

ENTORNO DE IARA

FLORIM

LIBRA

BÚZIOS

(100%)

TRACAJÁ

CARIMBÉ NAUTILUS

BRAVA

BMC-33

BALEIA AZUL

BALEIA FRANCA CONCESSÃO (BACIA DE CAMPOS)

PARTILHA DA PRODUÇÃO

(40%)

(20%)

(20%)

(10%)

(10%)

CONCESSÃO (BACIA DE SANTOS)

(10%) (10%) (14%)

(30%) (25%)

(65%) (25%) (10%)

(80%) (20%)

(80%) (20%)

BMS-8 (Carcará)

BMS-9 (Sapinhoá / Lapa)

BMS-11 (Lula-Iracema/ Iara)

BMS-21 (Caramba)

BMS-24 (Júpiter)

(66%)

(45%)

(60%) (20%) (20%) BMS-50 (Sagitário)

CESSÃO ONEROSA

(100%)

Polo Pré-Sal da Bacia de Santos

CARCARÁ

LULA / IRACEMA

CARAMBA

LAPA

JÚPITER

SAPINHOÁ

SAGITÁRIO

IARA

LOCALIZAÇÃO GEOGRÁFICA DO PRÉ-SAL

—

Agenda

MITOS SOBRE O PRÉ-SAL

—

07/09/2010

P-48 2 poços produtores

P-53 3 poços produtores

FPSO Capixaba 2 poços produtores

FPSO Cid. Anchieta 4 poços produtores

FPSO Cid. Angra dos Reis 4 poços produtores

FPSO Cid. Paraty 2 poços produtores

FPSO Cid. São Paulo 3 poços produtores

FPSO Cid. Niterói 1 poço produtor

P-58 3 poços

produtores

25 POÇOS PRODUTORES:

9 SISTEMAS DE PRODUÇÃO + 1 TESTE DE LONGA DURAÇÃO

—

FPSO Dynamic Producer 1 poço produtor

0

100

200

300

400

500

ago

-08

ou

t-0

8

dez

-08

fev-

09

abr-

09

jun

-09

ago

-09

ou

t-0

9

dez

-09

fev-

10

abr-

10

jun

-10

ago

-10

ou

t-1

0

dez

-10

fev-

11

abr-

11

jun

-11

ago

-11

ou

t-1

1

dez

-11

fev-

12

abr-

12

jun

-12

ago

-12

ou

t-1

2

dez

-12

fev-

13

abr-

13

jun

-13

ago

-13

ou

t-1

3

dez

-13

fev/

14

ab

r/1

4

jun

/14

BACIA DE CAMPOS / RJ

BACIA DE SANTOS

BACIA DE CAMPOS / ES

26/Dez/2010

114 mil bpd

360

milhões de

boe

24/Set/2012

211 mil bpd

20/Fev/2013

300 mil bpd

20/Fev/2014

407 mil bpd

24/Jun/2014

520 mil bpd

RECORDE DIÁRIO

MIL BPD

Produção

Acumulada

PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL

—

444

474

491

520 530

350

400

450

500

550

600

650

1-m

ai

3-m

ai

5-m

ai

7-m

ai

9-m

ai

11

-mai

13

-mai

15

-mai

17

-mai

19

-mai

21

-mai

23

-mai

25

-mai

27

-mai

29

-mai

31

-mai

2-j

un

4-j

un

6-j

un

8-j

un

10

-ju

n

12

-ju

n

14

-ju

n

16

-ju

n

18

-ju

n

20

-ju

n

22

-ju

n

24

-ju

n

26

-ju

n

28

-ju

n

30

-ju

n

Produção Realizada Potencial Máximo de Produção

PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL

—

24 de junho superado o patamar de 500 mil barris por dia

BACIA DE CAMPOS PETROBRAS CAMADA PRÉ-SAL

1953

1984

1974

1995

2006

2014 31 anos 21 anos 8 anos

4.108 poços 411 poços 25 poços

Águas ultraprofundas Águas Profundas Terra / Águas Rasas

120 bpd/poço 1.200 bpd/poço 20.000 bpd/poço

RELEVÂNCIA PARA O PAÍS

—

20 ANOS 10 ANOS 8 ANOS

MAR DO NORTE GOLFO DO MÉXICO CAMADA PRÉ-SAL

RELEVÂNCIA PARA O MUNDO

—

P-74 (+ 3 FPSOs convertidos) 1º: Búzios I 2016

P-66 (+ 7 Replicantes) 1º: Lula Sul 2016

FPSO Cid de Itaguaí Iracema Norte 2015

FPSO Cid de Maricá Lula Alto 2016

FPSO Cid de Saquarema Lula Central 2016

FPSO Cid de Ilhabela Sapinhoá Norte 2014

FPSO Cid de Mangaratiba Iracema Sul 2014

O CAMINHO À FRENTE ATÉ 2020 - MAIS 24 PLATAFORMAS

— 1

Sul Parque das Baleias 2018

1 Júpiter 2019

1 Búzios V 2019

1

Florim 2020

FPSO Cid de Caraguatatuba Lapa 2016

1 Carcará 2018

1

Libra 2020

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Lula Ext.

Sul e CO de

Sul de Lula

Lula Oeste

Búzios III

Iara Horst

Búzios IV

Iracema

Norte

Norte Pq.

Baleias

Sapinhoá

Norte

Iracema Sul

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Búzios I

Lapa

Lula Norte

Búzios II

Júpiter

Búzios V

Florim

Libra NE de Tupi

Iara NW

Sul Pq. Baleias

Carcará

Entorno de Iara

4,2

Piloto de

Sapinhoá

Piloto de

Lula NE

Milh

ões d

e b

arr

is p

or

dia

1,93

7%

3,2

Crescimento

em 2014:

7,5% ± 1p.p.

Ref: PNG 2014-2018

O CAMINHO À FRENTE ATÉ 2020 - PRODUÇÃO DE ÓLEO PETROBRAS

—

53%

Como repor

1.8 bi boe/ano ?

Excedente da

Cessão Onerosa

52%

Pré -Sal Pós -Sal

AS ÁREAS DA CESSÃO ONEROSA POSSUEM GRANDE

POTENCIAL JÁ CONHECIDO E COMPROVADO

—

Módulo 1 de Búzios (Cessão Onerosa) P-74: 1º Óleo: 2016 Capacidade: 150 mil barris/dia

Na forma da regulação, a Petrobras informou à ANP estimativas de volumes de

Búzios na Declaração de Comercialidade, em dez/13, indicando expectativa de excedentes de até 7 bilhões de barris

equivalentes neste campo (volume recuperável de 10 bilhões boe)

Áreas Volumes Adicionais ao Contrato de Cessão

Onerosa de 9,8 a 15,2 bilhões de boe (milhão de barris de óleo equivalente)

Búzios entre 6.500 e 10.000

Entorno de Iara entre 2.500 e 4.000

Florim entre 300 e 500

Nordeste de Tupi entre 500 e 700

Fonte: Resolução CNPE nº 1, 24 de Junho de 2014.

NE DE TUPI

ENTORNO DE IARA

FLORIM

BÚZIOS

Grande Escolha da Petrobras para o segmento de E&P Planejamento Estratégico Aprovado pelo Conselho de Administração em 25/02/2014

0

1

2

3

4

5

6

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Brasil*: Ritmo Sustentável Petrobras: PE 2030

Petrobras: Média Exterior 2016-2020 Petrobras: Média 2016-2020

4,2

Média 2020-2030

milh

ão b

pd

Produção Média de Petróleo no Brasil *:

5,2 milhões de bpd

Produzir em média 4,0 milhões de barris de óleo por dia no período 2020—2030, sob titularidade da

Petrobras no Brasil e no exterior, adquirindo direitos de exploração de áreas que viabilizem este objetivo E&P

E&P

3,7 milhões de bpd (ECO = 50% Petrobras em 2026)

Produção Média da Petrobras no Brasil 2020-2030

4,2 milhões de bpd (ECO = 100% Petrobras em 2021)

500 mil bpd

Os Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) permitem que o nível de produção no período 2020 a 2030 seja elevado para até 4,2 milhões de barris por dia, maximizada a rentabilidade da companhia.

* Na visão e fundamentação da Petrobras, considerando diferentes ritmos de leilões a serem promovidos pelo Governo.

Petrobras: PE 2030

Brasil*: Ritmo Sustentável

Excedentes da Cessão Onerosa (ECO)

Demais Áreas sob Concessão ou Partilha Cessão Onerosa (CO)

Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014

Unidades de Produção

Nú

mero

de

Un

idad

es de P

rod

ução

9 ECO

8 ECO ECO

ECO

ECO

ECO

ECO

ECO

ECO

CO

CO

CO

CO

CO CO

8

2 CO

7

6

4

5

9

3

1 CO

7

CO

6

4

5

2

3

1

ECO

8

2

7

6

4

5

9

3

1

UEPs UEPs UEPs

CONCLUSÕES SOBRE A CONTRATAÇÃO DOS EXCEDENTES DA CESSÃO ONEROSA (ECO)

I – A contratação dos Excedentes da Cessão Onerosa (ECO) confere à Petrobras:

• Volumes potenciais recuperáveis de 9,8 a 15,2 bilhões de barris de óleo equivalente

• Excelente potencial, com baixo risco: 17 poços perfurados, 12 testados, 100% de sucesso

• Economia com descoberta estimada em US$ 18 bilhões (2015 a 2021)

• Otimização da infraestrutura pela produção simultânea da Cessão Onerosa e do ECO

II – No período 2014-2018 a necessidade de recursos se eleva em 3,5% (incluindo bônus e a antecipação de óleo)

III – Não há impacto material para os indicadores de financiabilidade

IV – Não é contemplada a emissão de novas ações (capitalização)

V – A contratação do ECO está alinhada com o Plano Estratégico 2030, aprovado pelo Conselho de Administração em 25 de fevereiro de 2014.

MANTIDAS AS PREMISSAS DO PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2014-2018 E

DO PLANO ESTRATÉGICO 2030

—