Apresentação feita pelo Diretor do E&P da Petrobras, José Formigli, durante cerimônia de comemoração da produção de 500 mil barris de petróleo no Pré-Sal, realizada em 01/07/2014, no Rio de Janeiro.

1. 500 mil
barris de óleo
por dia no Pré-Sal
José Formigli
Diretor do E&P

2. LOCALIZAÇÃO DA PROVÍNCIA PRÉ-SAL
—

3. 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 FRANCACONCESSÃO
(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
—

4. Agenda
MITOS SOBRE O PRÉ-SAL
—
07/09/2010

5. 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

6. 0
100
200
300
400
500
ago-08
out-08
dez-08
fev-09
abr-09
jun-09
ago-09
out-09
dez-09
fev-10
abr-10
jun-10
ago-10
out-10
dez-10
fev-11
abr-11
jun-11
ago-11
out-11
dez-11
fev-12
abr-12
jun-12
ago-12
out-12
dez-12
fev-13
abr-13
jun-13
ago-13
out-13
dez-13
fev/14
abr/14
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
—

7. PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL
—
24 de junho →→→→ superado o patamar de 500 mil barris por dia

8. BACIA DE CAMPOSPETROBRAS CAMADA PRÉ-SAL
1953
1984
1974
1995
2006
2014
31 anos 21 anos 8 anos
4.108 poços 411 poços 25 poços
Águas ultraprofundasÁguas ProfundasTerra / Águas Rasas
120 bpd/poço 1.200 bpd/poço 20.000 bpd/poço
RELEVÂNCIA PARA O PAÍS
—

9. 20 ANOS 10 ANOS 8 ANOS
MAR DO NORTEGOLFO DO MÉXICO CAMADA PRÉ-SAL
RELEVÂNCIA PARA O MUNDO
—

10. 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
—
11
Sul Parque das
Baleias
2018
11
Júpiter
2019
11
Búzios V
2019
11
Florim
2020
FPSO Cid de
Caraguatatuba
Lapa
2016
11
Carcará
2018
11
Libra
2020

11. 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
Milhõesdebarrispordia
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

12. 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

13. 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
milhãobpd
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 objetivoE&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 PartilhaCessão Onerosa (CO)
Unidade Concluída em 2013 com 1º óleo em 2014
Unidades de Produção
Númerode
UnidadesdeProdução
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 UEPsUEPs

14. 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
—