Pré-sal: Panorama e Oportunidades - Rio Oil & Gas 2012

CARLOS TADEU FRAGA Set / 2012

PRE-SAL PANORAMA E OPORTUNIDADES

Aviso

Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões

refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras

da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da

Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende",

"planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a

identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos

ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da

Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir

das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui

contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de

novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2012

em diante são estimativas ou metas.

A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios

arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou

testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições

econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais

como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos

relatórios arquivados.

AVISO AOS INVESTIDORES NORTE-AMERICANOS:

PRE-SAL BACKGROUND

ESTRATÉGIA

PRINCIPAIS RESULTADOS

PERSPECTIVAS

AGENDA

Pre-Sal – Fatores chave

• 31 % concedido • 69 % a ser concedido nas

licitações futuras


Características:

Lâmina d’agua (média): 2100 m

Distancia da costa: 300 km

Espessura da camada de sal (média): 2 km

Profundidade média do reservatório: 5 km

Volumes Recuperáveis Declarados

· Lula: 6,5 bilhões boe · Lula - Iracema: 1,8 bilhões boe · Sapinhoá: 2,1 bilhões boe · Cessão Onerosa: 5,0 bilhões boe

Total: 15,4 bilhões boe

Cessão Onerosa:

100% Petrobras


• 31 % concedido • 69 % a ser concedido nas

licitações futuras

Pré-Sal de Santos vs Bacia de Campos

BM-S-11 (TUPI)

BM-S-11 (TUPI)


BM-S-11 (TUPI)

40 vezes a Baía de Guanabara


Cronologia do Pre-Sal

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

2000-2001: Licitações 2 e 3: Aquisição de blocos do Pré-Sal de Santos

2001-2004: Aquisição de sísmica e interpretação

3D Sísmica

Reservatório do Pré-Sal

6km

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Mai 2009: 1º óleo do Campo de Lula – Lula TLD Set 2008: 1º óleo na Bacia de Campos - ESS-103A

2005-2006: 1º poço de perfuração da Bacia de Santos - Parati

2006: descoberta de Lula (Tupi) - RJS-628

2007: Descoberta de Caxaréu - ESS-172

P-34 - Jubarte


2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Out 2010: 1º óleo do Piloto de Lula

Set 2010: Cessão Onerosa

Dez 2010: Declaração de Comercialidade do Campo de Lula

Sul de Guará

Florim

Franco

Entorno de Iara

Nordeste de Tupi

Sul de Tupi

Peroba (contingente)


2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Out 2010: 1º óleo do Piloto de Lula

Set 2010: Cessão Onerosa

Dez 2010: Declaração de Comercialidade do Campo de Lula


2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Dez 2011: Declaração de Comercialidade do Campo de Sapinhoá

Dez 2010 até Jul 2011: Sapinhoá TLD

Sapinhoá


Potencial do Pré-sal

Produzido = 15,5 bi boe

15,4 bi boe*

Volume Recuperável

declarado

Lula + Sapinhoá

+ Cessão Onerosa

* Volume declarado operado pela Petrobras

Águas rasas Águas Profundas/Ultra profundas

Produção

AGENDA

PRE-SAL BACKGROUND

ESTRATÉGIA


PERSPECTIVAS

1980 1990 2000 2011

106

75

211

400

42

230

292

749

213

174

1,635

0

400

800

1200

1600

2000

Deep Water

Shallow WaterOnshore

181

2,022

1,271

653

Milhares bpd

FPSO Cidade de Santos FPSO Cidade de Angra dos Reis P-56 P-57

Águas Rasas Águas

Profundas

Águas profundas e

Ultraprofundas Pré Sal

Recordes em Águas Profundas

Uruguá Piloto deLula

Onshore

123 unidades offshore (45 flutuantes e 78 fixas)

25 novas instalações offshore nos últimos 5 anos

Jubarte

Marlim Sul

Águas Profundas

Águas Rasas

Onshore

Aceleração da Inovação

Após 2017

• Novas Tecnologias

Fase 1b

Produção

2013/2017

• Piloto de Sapinhoá

• Piloto de Lula NE

• Sapinhoá N

• Iracema S

• Iracema N

• 8 FPSOs Replicantes

• 4 Unidades de produção

Cesssão Onerosa

Fase 1a

Cascos + Topsides contratados

(1º óleo em 2016)

Cascos contratados

Topsides sendo contratados

(1º óleo em 2016)

Contratadas (1º óleo em 2014/2015)

Estratégia

Coleta de Informações

2008/2018

• Avaliação de Poços

• Testes de Longa

Duração

• Piloto de Lula

Fase 0

2 FPSOs realizando TLD

1º óleo 4 anos após a descoberta

Contratadas (1º óleo em 2013)

Transferência de Óleo

Em operação

Em Construção

Transferência de Gás

COMPERJ

Rota 1

Rota 3

25

0 km

Rota 2

OPERAÇÃO

CONSTRUÇÃO

DESIGN

Capacidade

(milhões m3/dia) Situação

1 - LULA-MXL + UTGCA 10 Operação

2 - CABIÚNAS 16 Construção

Ago/14

3 - MARICÁ 18 Design - Ago/16

AGENDA

PRE-SAL BACKGROUND

ESTRATÉGIA


PERSPECTIVAS

Principais Resultados – Exploração

Sucesso

> 90%

> 80%

Bacia de Santos Campos + Bacia de Santos

32 poços

73 poços

Sucesso

Poços exploratórios perfurados

Principais Resultados – Exploração

TLD Período Bloco

Lula Abr/09 até Dez/10 BM-S-11

Lula NE Abr/11 até Nov/11 BM-S-11

Sapinhoá Dez/10 até Jul/11 BM-S-9

Carioca NE Out/11 até Fev/12 BM-S-9

Iracema S Desde Fev/12 BM-S-11

· Continuidade lateral excelente

· Alta Produtividade

Principais Resultados – TLD

• Reinjeção pioneira de CO2 em águas profundas bem sucedida • Alta produtividade

• Primeiro poço horizontal • Desenvolvimento acelerado do projeto

Principais Resultados – Piloto de Lula

Produção

BC

PPSBS 113 mil bpd

78 mil bpd

85 k bpd

192 k bpd

Jan / 2011

Set / 2012

107 k bpd

85 k bpd

54 k bpd

31 k bpd

100 milhões

boe

SET/2008

AGO/2012

EDISE

Mega Projeto Típico

Destaques Tecnológicos - Subsurface

Vista através do Sal

Caracterização de boas reservas

Geologia e vazão adequadas

Poços

Destaques Tecnológicos – Construção de Poços

Poços seguros e

confiáveis

Custo-benefício e alta produtividade dos poços para as condições do pré-sal

Destaques Tecnológicos - Submarinos

Sistemas submarinos seguros e confiáveis

Custo-benefício para projetos em águas ultra profundas

Destaques Tecnológicos · Unidades de Produção Flutuantes

Adequadas para os fluidos e

contaminantes do pré-sal

AGENDA

PRE-SAL BACKGROUND

ESTRATÉGIA


PERSPECTIVAS

Horizonte Energético · Consumo

2010

12001 Mtoe

Outras 5207 Mtoe

Óleo & Gás 6794 Mtoe

2030

16206 Mtoe

Outras 6486 Mtoe


1990

8109 Mtoe

Outras 3147 Mtoe


Fonte: IEA, 2010

Horizonte Energético · Maiores Descobertas Offshore

Thunder Horse (GoM)

Marlim, Albacora, Roncador (Brasil)

Girassol (Lower Congo Basin)

Zafiro, Bonga (Niger Delta)

Fonte: Oil & Gas Journal 2010

Estabelecidas

Emergentes

Fronteiras

Maiores Descobertas Offshore

Havis, Goliat, Mar do Barents Avaldsnes-Aldous,

Mar do Norte

Moccasin, US GoM

Zaedyus, Guiana

Francesa

Lula, Cernambi, Sapinhoá, Franco Pré-sal Brasileiro

Cameia-1, Cobalt and Azul-1, Pré-sal de Angola

Aphrodite, Mediterrâneo

Multiple, Moçambique

Projetos Exploratórios 2012

Horizonte Energético · Maiores Descobertas Offshore

2030 – Previsão de Produção de Óleo e LGNs (milhões b/d)

Europa

Pacífico Asiático

América do Sul

África

Ásia

Américas do Norte e Central

Oriente Médio

Fonte: WoodMackenzie, 2010

+ 17 %

Horizonte Energético · 2030

2030 – Previsão de Produção de Óleo e LGNs (milhões b/d)

+ 26 %

Europa

Pacífico Asiático

América do Sul

África

Ásia


Oriente Médio



2030 – Previsão de Produção de Óleo e LGNs em águas profundas (milhões b/d)

+ 90 %

Europa

Pacífico Asiático

América do Sul

África

Ásia


Oriente Médio



Perspectivas

Pré-Sal (concessão) 5%

Pós-Sal 95%

Cessão Onerosa 1% Pré-Sal (concessão)

30%

Pós-Sal 69%

Novas Descobertas 11% Pré-Sal

(Cessão de Direitos)

19%

Pré-Sal (concessão)

28% Pós-Sal

42%

2011 2.022 k bpd

2016 2.500 k bpd

2020 4.200 k bpd

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Florim Dez/20

Espadarte III

Ent. de Iara Dez/19

Franco 5 Dez/18

Bonito

Maromba

Espadarte I

Sul Parque das Baleias

Franco 3 Dez/17

NE Tupi Jul/17

Carimbé

Aruanã

Iara NW Out/17

Iara Horst Jun/17

Lula Ext Sul Jan/17

Carcará Mar/18

Júpiter Mar/18

Sul de Guará Jan/18

Franco 4 Jan/18

Lula Central Mar/16

Lula Sul Jun/16

Franco 1 Jul/16

Carioca 1 Ago/16

Franco 2 Dez/16

Lula Alto Jan/16

Lula Norte Set/16

Iracema Norte

Dez/15

Sapinhoá Norte (C. de

IlhaBela) Set/14

Norte Parque das Baleias

(P-58)

Roncador IV (P-62)

Iracema Sul (Cidade de

Mangaratiba)Nov/14

Piloto Sapinhoá

(Cidade de São Paulo)

Jan/13

Piloto Lula NE (Cidade de

Paraty) Mai/13

Papa Terra (P-61 e P-63)

Roncador III (P-55)

Baúna e Piracaba

(Cidade de Itajaí)

Baleia Azul (Cidade de Anchieta)

Produção de Óleo

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Florim Dez/20

Ent. de Iara Dez/19

Franco 5 Dez/18

Sul Parque das Baleias

Franco 3 Dez/17

NE Tupi Jul/17

Iara NW Out/17

Iara Horst Jun/17

Lula Ext Sul Jan/17

Carcará Mar/18

Júpiter Mar/18

Sul de Guará Jan/18

Franco 4 Jan/18

Lula Central Mar/16 Lula Sul Jun/16

Franco 1 Jul/16

Carioca 1 Ago/16

Franco 2 Dez/16

Lula Alto Jan/16

Lula Norte Set/16

Iracema Norte

Dez/15

Sapinhoá Norte (C. de

IlhaBela)

Set/14

Norte Parque das Baleias

(P-58)

Iracema Sul (Cidade de

Mangaratiba)Nov/14

Piloto Sapinhoá

(Cidade de São Paulo)

Jan/13

Piloto Lula NE (Cidade de

Paraty) Mai/13

Baleia Azul (Cidade de Anchieta)

Baleia Azul (FPSO Cidade de Anchieta)

1º óleo: Setembro 2012

Produção de Óleo

Perspectiva

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema

Norte

Florim

Entorno de Iara

Sapinhoá Norte

(Cid. Ilhabela)

Iracema Sul

(Cid. Mangaratiba)

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Franco 1

Carioca 1

Lula Norte

Franco 2

Lula Ext. Sul

Iara Horst

NE Tupi

Iara NW

Franco 3

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

Carcará

Franco 5

Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)

Piloto Lula NE

(Cid. Paraty)

Piloto de Sapinhoá (FPSO Cidade de São Paulo)

1º óleo: Janeiro 2013

Perspectiva

Produção de Óleo

Piloto de Lula NE

(FPSO Cidade de Paraty)

1º óleo: Maio 2013

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema

Norte

Florim

Entorno de Iara

Sapinhoá Norte

(Cid. Ilhabela)

Iracema Sul

(Cid. Mangaratiba)

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Franco 1

Carioca 1

Lula Norte

Franco 2

Lula Ext. Sul

Iara Horst

NE Tupi

Iara NW

Franco 3

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

Carcará

Franco 5

Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)

Piloto Lula NE

(Cid. Paraty)

Perspectiva

Produção de Óleo

Sapinhoá Norte (FPSO Cidade de Ilhabela)

1º óleo: Setembro 2014

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema

Norte

Florim

Entorno de Iara

Sapinhoá Norte

(Cid. Ilhabela)

Iracema Sul

(Cid. Mangaratiba)

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Franco 1

Carioca 1

Lula Norte

Franco 2

Lula Ext. Sul

Iara Horst

NE Tupi

Iara NW

Franco 3

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

Carcará

Franco 5

Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)

Piloto Lula NE

(Cid. Paraty)

Perspectiva

Produção de Óleo

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema

Norte

Florim

Entorno de Iara

Sapinhoá Norte

(Cid. Ilhabela)

Iracema Sul

(Cid. Mangaratiba)

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Franco 1

Carioca 1

Lula Norte

Franco 2

Lula Ext. Sul

Iara Horst

NE Tupi

Iara NW

Franco 3

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

Carcará

Franco 5

Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)

Piloto Lula NE

(Cid. Paraty)

Perspectiva

Projeto Iracema Sul

(FPSO Cidade de Mangaratiba) 1º óleo: Novembro 2014

Produção de Óleo

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema

Norte

Florim

Entorno de Iara

Sapinhoá Norte

(Cid. Ilhabela)

Iracema Sul

(Cid. Mangaratiba)

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Franco 1

Carioca 1

Lula Norte

Franco 2

Lula Ext. Sul

Iara Horst

NE Tupi

Iara NW

Franco 3

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

Carcará

Franco 5

Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)

Piloto Lula NE

(Cid. Paraty)

FPSO Replicantes Lula Alto (P66)

1º óleo: Janeiro 2016

Perspectiva

Produção de Óleo

4.200

2.500

2.022

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Iracema

Norte

Florim

Entorno de Iara

Sapinhoá Norte

(Cid. Ilhabela)

Iracema Sul

(Cid. Mangaratiba)

Lula Alto

Lula Central

Lula Sul

Franco 1

Carioca 1

Lula Norte

Franco 2

Lula Ext. Sul

Iara Horst

NE Tupi

Iara NW

Franco 3

Franco 4

Sul de Guará

Júpiter

Carcará

Franco 5

Piloto Sapinhoá

(Cid. São Paulo)

Piloto Lula NE

(Cid. Paraty)

FPSOs Cessão Onerosa Franco-1 (P74)

1ºóleo: Julho 2016

Perspectiva

E&P-PRESAL - R1 LULA ALTO - P-66 (Projeto Completo)ACOMPANHAMENTO FÍSICO DO PROJETO - CURVA S

Fase II - Projeto Conceitual

MARCOS DE IMPLANTAÇÃO

1 - Conclusão da Fase Avaliação de Oportunidade (Portão 1) (P: jun-12 / R: jun-12) (P: 100% / R: 100%)

2 - Conclusão da Fase de Projeto Conceitual (Portão 2) (P:maio-13 / Proj:maio-13) (P: 5,5% / R: 5,5%)

3 - Emissão da Licença Prévia (LP) (P:jan-14 / Proj:jan-14)

4 - Conclusão da Fase de Projeto Básico (Portão 3) (P:mar-14 / Proj:mar-14) (P: 0% / R: 0%)

5 - Início da Construção 1º Poço (P:jun-14 / Proj:jun-14)

6 - Emissão da Licença de Instalação (LI) (P:dez-14 / Proj:dez-14)

7 - Chegada da UEP na Locação (P:set-15 / Proj:set-15)

8 - Início da Interligação do 1º Poço (P:dez-15 / Proj:dez-15)

9 - Emissão da Licença de Operação (LO) (P: dez-15 / Proj:dez-15)

10 - Interligação do último poço (P:mar-18 / Proj:mar-18)

Fonte: SAP 31/08/12. Data da medição pela Diretoria de Exploração e Produção: 14/09/12Linha de Base: EVTE da Fase I, aprovado em 22/06/2012, Ata DE 4.950 / Projetado: set/12

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

mar

-10

jun-

10

set-

10

dez-

10

mar

-11

jun-

11

set-

11

dez-

11

mar

-12

jun-

12

set-

12

dez-

12

mar

-13

jun-

13

set-

13

dez-

13

mar

-14

jun-

14

set-

14

dez-

14

mar

-15

jun-

15

set-

15

dez-

15

mar

-16

jun-

16

set-

16

dez-

16

mar

-17

jun-

17

set-

17

dez-

17

mar

-18

% A

cum

ulad

o

Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado

1º Óleo Projetado:

jan/16

1º Óleo (PNG 12-16):

jan/16

Aprovações Data Ata DE Data de Partida

Fase I

Fase II

Fase III

22/06/12

-

-

Ata 4.950

-

-

08/01/16

-

-

Justif.2

1

2 3

45

79

108

Previsto PNG:Realizado:

13,0% 3,0 p.p.AcumuladoNo mês

12,0%2,4 p.p.

Referência: agosto/12

6

1º Óleo EVTE: jan/16

Produção de Óleo

INVESTMENTOS 2012-2016

Investimentos Petrobras no Pré-sal: US$ 69,6 bi

Total: Petrobras + Parceiros US$ 93,1 bi

85 % 58,9 bi 15%

10,7 bi

Bacia de Santos

Bacia de Campos

Desenvolvimento

Exploração

Infra

82 % 48,3 bi

14 % 8,1 bi

4 % 2,4 bi

Bacia de Santos

Maiores informações: Relações com Investidores www.petrobras.com.br/ri +55 21 3224-1510 [email protected]

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Pré-sal: Panorama e Oportunidades - Rio Oil & Gas 2012

Investor Relations

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