Petrobras produz 500 mil barris diários de petróleo do Pré-Sal

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

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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.

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500 mil barris de óleo

por dia no Pré-Sal

José FormigliDiretor do E&P

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LOCALIZAÇÃO DA PROVÍNCIA PRÉ-SAL—

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SUL DE GUARÁSUL DE LULANE DE TUPIENTORNO DE IARAFLORIM

LIBRABÚZIOS

(100%)

TRACAJÁ

CARIMBÉNAUTILUS

BRAVA

BMC-33

BALEIA AZUL

BALEIA FRANCACONCESSÃO(BACIA DE CAMPOS)

PARTILHA DAPRODUÇÃO

(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)

CESSÃOONEROSA

(100%)

Polo Pré-Sal da Bacia de Santos

CARCARÁ

LULA / IRACEMA

CARAMBA

LAPA

JÚPITER

SAPINHOÁ

SAGITÁRIOIARA

LOCALIZAÇÃO GEOGRÁFICA DO PRÉ-SAL—

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Agenda

MITOS SOBRE O PRÉ-SAL—

07/09/2010

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P-482 poços produtores

P-533 poços produtores

FPSO Capixaba2 poços produtores

FPSO Cid. Anchieta4 poços produtores

FPSO Cid. Angra dos Reis4 poços produtores

FPSO Cid. Paraty2 poços produtores

FPSO Cid. São Paulo3 poços produtores

FPSO Cid. Niterói1 poço produtor

P-583 poçosprodutores

25 POÇOS PRODUTORES:9 SISTEMAS DE PRODUÇÃO + 1 TESTE DE LONGA DURAÇÃO—

FPSO Dynamic Producer1 poço produtor

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100

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ab

r/1

4

jun

/14

BACIA DE CAMPOS / RJ

BACIA DE SANTOS

BACIA DE CAMPOS / ES

26/Dez/2010114 mil bpd

360 milhões de

boe

24/Set/2012211 mil bpd

20/Fev/2013300 mil bpd

20/Fev/2014407 mil bpd

24/Jun/2014520 mil bpd

RECORDE DIÁRIO

MIL BPD

Produção Acumulada

PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL —

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PRODUÇÃO OPERADA PELA PETROBRAS NA CAMADA PRÉ-SAL—

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

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BACIA DE CAMPOSPETROBRAS CAMADA PRÉ-SAL

1953

1984

1974

1995

2006

201431 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—

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20 ANOS 10 ANOS 8 ANOS

MAR DO NORTEGOLFO DO MÉXICO CAMADA PRÉ-SAL

RELEVÂNCIA PARA O MUNDO—

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P-74 (+ 3 FPSOs convertidos)1º: Búzios I2016

P-66 (+ 7 Replicantes)1º: Lula Sul2016

FPSO Cid de ItaguaíIracema Norte2015

FPSO Cid de MaricáLula Alto2016

FPSO Cid de SaquaremaLula Central2016

FPSO Cid de IlhabelaSapinhoá Norte2014

FPSO Cid de MangaratibaIracema Sul2014

O CAMINHO À FRENTE ATÉ 2020 - MAIS 24 PLATAFORMAS— 11Sul Parque das

Baleias 2018

11Júpiter2019

11Búzios V2019

11

Florim2020

FPSO Cid de CaraguatatubaLapa2016

11Carcará2018

11Libra2020

Page 11: Petrobras produz 500 mil barris diários de petróleo do Pré-Sal

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

IracemaNorte

Norte Pq.

Baleias

SapinhoáNorte

Iracema Sul

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Búzios I

Lapa

Lula Norte

Búzios II

Júpiter

Búzios V

Florim

LibraNE de Tupi

Iara NW

Sul Pq. Baleias

Carcará

Entorno de Iara

4,2

Piloto de Sapinhoá

Piloto de Lula NE

Milh

ões

de b

arris

por

dia

1,93

7%

3,2

Crescimentoem 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

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AS ÁREAS DA CESSÃO ONEROSA POSSUEM GRANDE POTENCIAL JÁ CONHECIDO E COMPROVADO—

Módulo 1 de Búzios (Cessão Onerosa) P-74: 1º Óleo: 2016Capacidade: 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)

ÁreasVolumes 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 TUPIENTORNO DE IARAFLORIMBÚZIOS

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

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1

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

Brasil*: Ritmo Sustentável Petrobras: PE 2030Petrobras: 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 objetivoE&PE&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

Núm

ero deU

nidades de Produção

9 ECO

8 ECO ECO

ECO

ECO

ECO

ECO

ECO

ECO

CO

CO

CO

CO

CO CO

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2 CO

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UEPs UEPsUEPs

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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