Destaques Operacionais do E&P

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1 Destaques Operacionais do E&P DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS DE 2015 Rio de Janeiro, março de 2016 DE&P

2 Superação da meta de produção pela primeira vez nos últimos 13 anos Crescimento de 5,5 % na produção de óleo e gás no Brasil PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS DESTAQUES 2015 mboed ,1% +9,8% Internacional Gás Brasil PRÉ-SAL ENTRADA DE UNIDADES Estamos há mais de 6 meses com produção operada em patamar superior a 1 milhão de boed Duas novas plataformas em 2015 Cidade de Itaguaí com 5 meses de antecipação, e a P-61 em Papa-Terra ,6% Óleo e LGN Brasil MANU- TENÇÃO Eficiência operacional de 90% mesmo com as paradas programadas para manutenção (2% da produção do ano) VENDAS Redução de produção na área internacional devido à venda de ativos na América Latina¹ 1. Conclusão de vendas no Peru: nov/14; Colômbia: abr/15; Bacia Austral Argentina: mar/15 2

3 Crescimento de 58% na produção na camada Pré-sal FPSO Cidade de Maricá inicia operação. Outros 2 sistemas de produção entrarão no pré-sal ainda em PRODUÇÃO OPERADA DO PRÉ-SAL EM APENAS OITO ANOS Mboe/d +58% ¼ O pré-sal já representa 1/4da nossa produção. A área de Lula tornou-se o maior campo de petróleo do país. 949 Ocorreu a entrada de 1 grande sistema de produção a cada 9 meses. 599 PRODUTIVIDADE ENTRE AS MAIORES DO MUNDO Os primeiros sistemas¹ sem declínio de produção e os instalados recentemente estão em ramp up. MAIOR PRODUÇÃO COM MENORES CUSTOS Custo de Extração do pré-sal abaixo de US$ 8,50por boe. 1. FPSOs Cidade Angra dos Reis, Cidade de São Paulo, Cidade de Paraty e Cidade de Mangaratiba 3

4 Bacia de Campos: maior eficiência e fonte de oportunidades Reduzimos em 13% o custo de extração em toda a Bacia com destaque para a UO-BC com redução de mais de 20% Outras 12% PRODUÇÃO DE ÓLEO POR BACIA EM 2015 Bacia de Campos 70% PLANO DIRETOR DA BACIA DE CAMPOS Define diferentes estratégias para diferentes polos da bacia. EXTENSÃO DAS CONCESSÕES Resolução 02/2106 CNPE (03/mar) Viabiliza a revitalização de diversas concessões para continuar produzindo além de 2025 gerando oportunidades de investimentos no curto e longo prazo. Projeto de revitalização de Marlim e Albacora REVITALIZAÇÃO DAS ÁREAS DE MAIOR ECONOMICIDADE Foram investidos R$ 2,7 bilhões na revitalização de plataformas. OTIMIZAÇÃO DE INVESTIMENTOS Bacia de Santos 18% Dos dez maiores campos produtores no Brasil, oito estão na Bacia de Campos Em 2015 diminuímos em 16% o tempo médio de perfuração de poços na Bacia de Campos (de 92 para 77 dias). PRODUÇÃO DE MARLIM CRESCE PELO 3º ANO CONSECUTIVO Gestão de reservatório e eficiência operacional. 4

5 Exploração de Libra em ritmo acelerado Novo poço encontra a maior a maior coluna de óleo já descoberta pelo consórcio Com duas sondas dedicadas, já concluímos 6 poços. Teste de Longa Duração começa em 2017, com capacidade de 50 mil bpd FPSO em construção em Singapura DECLARAÇÃO DE COMERCIALIDADE EM 2017 Exploração Espessuras com óleo superiores a 200 m TLD Alta produtividade por poço 1º óleo no 1º trimestre de 2017 Projeto Piloto FPSO em fase de contratação Capacidade de 180 mbpde 12 MMm³/dia 1º óleo em

6 Competitividade: redução de 17% no custo de extração Patamar 15% inferior a média das majors QUEDA NO CUSTO DA EXTRAÇÃO DA PETROBRAS EM Custo de Extração (US$/boe) Custo de Extração 2015 (US$/boe)... INFERIOR À MÉDIA DAS MAJORSEM ,1-17 % 11,7 10,1 14,5 15,0 15,2 11,7 $13,7 MÉDIA MAJORS Custo de extração excluindo participações governamentais. Fonte: Evaluate Energy, Petrobras 6

7 Forte atuação na renegociação de contratos com fornecedores Onda 1 concluída com sucesso, Onda 2 ao longo do primeiro semestre de 2016 RENEGOCIAÇÕES COM FORNECEDORES REDUÇÃO DO NÚMERO DE SONDAS FLUTUANTES Jul/15 Fev/16 Jun/16 Onda 1 Poços, logística e sistemas submarinos Onda 2 Poços, logística e demanda continuada da operação 69-35% 62-27% fornecedores 320 fornecedores 704 contratos 735 contratos jan/14 jan/15 dez/15 80% saldo contratual 80% saldo contratual Redução de 13% Adequação das taxas diárias de sondas às de mercado cumprindo as cláusulas contratuais existentes. 7

8 Papa-Terra (62,5% Petrobras + 37,5% Chevron) Reservatório típico do pós sal da Bacia de Campos, porém com desafios distintos da nossa carteira de projetos UNIDADES INSTALADAS EM PAPA-TERRA CARACTERÍSTICAS ÚNICAS DESTE PROJETO P-61 SS-88 (TLWP) (TAD) Única plataforma tipo TLWP instalada pela Petrobras Poços com completação seca P-63 (FPSO) CARACTERÍSTICAS DO ÓLEO Papa-Terra Média B. Campos Pré-Sal ºAPI Linhas de coleta dos poços para a plataforma com aquecimento elétrico Escoamento multifásico de óleo ultra viscoso entre duas plataformas A produção de óleo mais pesado em águas ultraprofundas Viscosidade (cp) ,7 8

9 No ano de instalamos a nossa milésima árvore de natal molhada... fomos reconhecidos internacionalmente pelas tecnologias aplicadas no pré-sal... atuamos fortemente no controle de dispêndios $$$... celebramos a consolidação de uma infraestrutura numa nova fronteira de produção... tivemos o melhor aproveitamento de gás da história... aumentamos nossa previsibilidade e produtividade. 9

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