APIMEC Rio de Janeiro 17 de dezembro de 2013

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1 APIMEC 2013 Rio de Janeiro 17 de dezembro de 2013

2 AÇÕES IMPLEMENTADAS Adequação da estrutura organizacional/redução de despesas Redução da frota de sondas e pessoal Aquisição de participação nos Campos de Atlanta e Oliva (BS-4) a um valuation atrativo Cancelamento do OSX-4, OSX-5, WHP-1, WHP-2, WHP-3 e WHP-4 Início da produção do campo de Tubarão Martelo: 1º poço em 05/12 e 2º poço em 08/12 2

3 ESTRATÉGIA DA COMPANHIA NO CURTO PRAZO Recuperação Judicial Reestruturação da dívida Venda da Parnaíba S.A. (antiga OGX Maranhão) Foco na ampliação da produção do Campo de Tubarão Martelo na Bacia de Campos Farm-out: diversificação de risco e monetização de ativos 3

4 1. RECUPERAÇÃO JUDICIAL A administração da Companhia entende que, diante dos desafios decorrentes de sua situação econômico-financeira, a Recuperação Judicial é a medida mais adequada, neste momento, para a preservação da continuidade de seu negócio e proteção dos interesses da Companhia e dos seus stakeholders. Companhia ingressou com pedido de recuperação judicial na 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro no dia 30 de outubro de 2013 Em 21 de novembro de 2013 foi deferido o processamento da recuperação judicial, excluindo as subsidiárias austríacas Companhia entrou com recurso para inclusão das companhias austríacas no processamento da recuperação judicial, o qual foi acatado via liminar em 5 de dezembro de 2013 Administrador: Deloitte Plano de recuperação judicial está em fase de elaboração e será apresentado dentro do prazo estipulado de até 60 dias, ou seja, até 21 de janeiro de

5 2. REESTRUTURAÇÃO DA DÍVIDA Após o deferimento do pedido de Recuperação Judicial, obtido em 21 de novembro de 2013, a Companhia deverá apresentar um plano de recuperação em até 60 dias Todas as dívidas com credores e fornecedores serão tratadas no âmbito da recuperação judicial A Companhia continua negociando com seus credores ("bondholders") dos bonds emitidos por sua controlada, OGX Austria GmbH A Companhia não possui nenhuma dívida trabalhista Relação de Credores Valor em US$bi Bondholders 3,8 SENIOR NOTES DUE ,7 SENIOR NOTES DUE ,1 Fornecedores 1,5 Total 5,3 * Valores pendentes de ajustes 5

6 3. VENDA DA PARNAÍBA S.A. (OGX MARANHÃO) Venda da participação de 46,67% para a Cambuhy Investimentos Ltda e transferência da operação para a Eneva S.A., das concessões dos blocos (PN-T-48/49/50/67/68/84/85) e participação de 50% no bloco PN-T-102 Valor da operação: R$145MM em dívidas intercompany US$22,3MM para Parnaíba B.V. referentes à aquisição de equipamentos R$200MM em Equity Fluxo estimado de pagamentos: R$ 50MM na data do aumento de capital, sujeitos à aprovação da ANP, CADE e Bancos Credores da Parnaíba S.A.; R$ 50MM divididos em cinco parcelas de R$ 10MM, de julho a novembro de 2014; R$ 45MM em janeiro de 2015; R$ 49MM em julho de 2015; R$ 200MM, sujeitos à aprovação da ANP, do CADE e trânsito em julgado da Recuperação Judicial. A alienação desse ativo é importante na medida em que reforça a posição de caixa da Companhia ao mesmo tempo que a desonera das obrigações anteriormente assumidas 6

7 4. INÍCIO DA PRODUÇÃO EM TUBARÃO MARTELO Em 29 de novembro de 2013 a Companhia recebeu a Licença de Operação (LO) pelo Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis IBAMA, autorizando a operação da Unidade FPSO OSX-3 e respectivas estruturas submarinas referentes à atividade de desenvolvimento e escoamento da produção de petróleo nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, localizados na Bacia de Campos, no campo de Tubarão Martelo Em 5 de dezembro de 2013 iniciou-se a produção no 1º poço horizontal TBMT-8H Em 8 de dezembro de 2013 entrou em produção o 2º poço, também horizontal, OGX-44HP Reservas Totais/Líquidas Certificadas pela D&M Provada (Mbbl) Provável (Mbbl) Possível (Mbbl) Fonte: relatório DeGolyer & MacNaughton emitido em 30/9/2013 7

8 PORTFOLIO DIVERSIFICADO DE ATIVOS 5 Bacias Colombianas 5 blocos onshore 5 3 Bacia do Pará-Maranhão 5 blocos offshore 6 Bacia Potiguar 3 2 blocos offshore Bacia do Ceará 2 blocos offshore Ativos em Desenvolvimento e em Produção Reservas e Recursos Contigentes (MMbbl) Total de Óleo (milhões bbl) 275,9 Campo de Tubarão Azul 0,9 Campo de Tubarão Martelo 127 Campo de Atlanta Bacia do Espírito Santo 3 blocos offshore Bacia de Campos 6 blocos offshore 2 Bacia de Santos 3 blocos offshore Campo de Oliva 47 Ativos Exploratórios Blocos da 11ª Rodada Margem Equatorial Bacia do Ceará Bacia Potiguar Bacias da Colômbia Vale Inferior do Magdalena e Cesar - Ranchería 8

9 5. PARCERIAS Busca de potenciais parceiros: Campo de Tubarão Martelo: o Operação e 100% de participação da Companhia Campos de Atlanta e Oliva: o o Parceiros originais: 40% Petrobrás + 30% QGEP (operador) + 30% Barra Energia Parceiros atuais: 40% OGX + 30% QGEP (operador) + 30% Barra Energia Venda de participação nos blocos na Colômbia, com possibilidade de transferir a operação para o parceiro e entrada de novos parceiros que custeiem o programa de exploração obrigatório (sísmica e poços). A Companhia também poderá buscar novos parceiros nos blocos arrematados na 11ª Rodada de Licitações da ANP, tendo já formado importantes parcerias: Bacia Bloco Parceria Operador Cesar Ranchería CR-2 100% OGX OGX Cesar Ranchería CR-3 100% OGX OGX Cesar Ranchería CR-4 100% OGX OGX Vale Inferior do Magdalena VIM-5 100% OGX OGX Vale Inferior do Magdalena VIM % OGX OGX Bacia Bloco Parceria Operador Ceará CE-M % total/25% QGEP/30% OGX Total Ceará CE-M % Exxon/50% OGX Exxon Potiguar POT-M % Exxon/65% OGX Exxon Potiguar POT-M % Exxon/50% OGX Exxon Diversificação de risco e monetização de ativos 9

10 1 Destaques Financeiros

11 Destaques Financeiros: Resultados do 3T13 Principais Métricas Financeiras 3T T 2013 Receita Líquida (R$ mm) Receita Líquida de R$172 milhões no 3T13 (9ª Carga) e R$695 milhões acumulados em 2013 EBITDA (R$ mm) 4 46 Resultado (R$ mm) (2.118) (4.722) CAPEX (US$ mm) Posição de Caixa (US$ mm) Volume de Produção (kboepd) 13,4 6,1 320 mil barris vendidos no 3T13 e 2,3 milhões de barris vendidos em 2013 Resultado impactado pela reversão do farm-out de 40% de Tubarão Martelo para a Petronas e custos de workover de Tubarão Azul Posição de Caixa de US$85 milhões com data base de 30 de setembro de 2013 Produção média de 13,4 no 3T13 11

12 2 ATIVOS - PRODUÇÃO & DESENVOLVIMENTO

13 CICLO DO E&P CADEIA EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 13

14 PRODUTOS DE CADA PROCESSO Exploração Descoberta e Delimitação Reservatórios Plano de Desenvolvimento Produção Desenvolvimento e Operação Óleo Gás 14

15 CADEIA E&P E INCORPORAÇÃO DE VOLUMES Recurso Prospectivo Revisar a definição e fórmula Descoberta Recurso Contingente abandono Aprovado Reserva 15

16 < maturidade > maturidade Grau de maturidade do projeto Classes CLASSIFICAÇÃO DE VOLUMES CRITÉRIO SPE 1P 2P 3P 1C 2C 3C Chance de Desenvolver Descoberta LOW BEST HIGH < incerteza > incerteza grau de incerteza Chance de Descobrir Categoria 16

17 ROCHA RESERVATÓRIO É por isso que estimativas de produção e reservas não são determinísticas 17

18 ROCHA RESERVATÓRIO TIPOS DE ROCHA É por isso que estimativas de produção e reservas não são determinísticas Carbonatos Arenitos

19 PRODUÇÃO: Campo de Tubarão Azul Bacia de Campos Volume recuperável estimado ~5,6 MM bbl (4,8 MM bbl produzidos) Geologia: Carbonato Albiano Permeabilidade: 10 md Qualidade do Óleo: 21º API Lâmina d água de 140 metros BM-C-41 Bloco BM-C-41 TUBARÃO AZUL Média Trimestral da Produção Mensal (mil boepd) 11,0 10,9 10,2 9,1 9,3 6,1 0,9 0,0 0,0 Poços exploratórios perfurados Poços produtores perfurados Dias Efetivos de Produção 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 Jul-13 Ago-13 Set-13 OGX-26HP OGX-68HP TBAZ-1HP Total Média por poço offshore (kboepd) 11,0 6,6 5,8 5,1 4,2 4,7 3,

20 PRODUÇÃO: Campo de Tubarão Martelo Blocos BM-C-39 e BM-C-40 na Bacia de Campos Volume recuperável estimado de MM boe Geologia: Carbonato Albo-Cenomaniano Permeabilidade: 100 md Qualidade do óleo: 21º API Lâmina d água de 120 metros BM-C-39 Início da produção em dezembro/13 TUBARÃO Bloco BM-C-39 MARTELO 35D TBMT-10H TBMT-8H 25 TBMT-6HP TBMT-4HP Poços exploratórios perfurados Poços produtores perfurados TBMT-2HP 44HP BM-C-40 Bloco BM-C-40 20

21 TUBARÃO MARTELO PLANO DE DESENVOLVIMENTO VOIP atualizado = 612 MMbbl Desenvolvimento com 7 poços produtores, 4 conectados diretamente ao OSX-3 (em vermelho) e 3 interligados via manifold (+ 3 poços injetores de água) 21

22 TUBARÃO MARTELO PRODUÇÃO DE ÓLEO Recoverable Volume MMbbl RF = 20.7% 22

23 PRODUÇÃO: Campos de Atlanta e Oliva Bloco BS-4 na Bacia de Santos Atlanta: Volume recuperável estimado de 101 MMboe Oliva: Volume recuperável estimado de 24 MMboe Geologia: Arenito Eoceno Permeabilidade: md (Atlanta); md (Oliva) Qualidade do Óleo: 13,5 15,5 º API Lâmina d água ~1.500 metros Início da produção do campo de Atlanta esperado para final de 2015 Acordo de Concessão: Parceiros originais: 40% Petrobras + 30% QGEP (Operador) + 30% Barra Energia Parceiros Atuais: 40% OGX + 30% QGEP (Operador) + 30% Barra Energia 23

24 PRODUÇÃO: Campos de Atlanta e Oliva (BS-4) Bacia de Santos Lâmina d água: m Arenitos de Altíssima Permeabilidade Óleo de 14o API (alta viscosidade) Atlanta Oliva Volumes Certificados pela Gaffney, Cline & Associates (jun/13) BS-4: 1,88 Bi BOE Atlanta: 1,51 Bi BOE (1,56 3P)* Libra Iara Oliva: 0,37 Bi BOE Reservas: 312 M BOE Franco Iara Carioca Tupi (Lula) Guará Atlanta = 252 MM BOE (271 3P)* Oliva = 60 MM BOE Oportunidades exploratórias (Pré-Sal) Pre-salt discoveries trend Campos do BS-4 Outros Campos Tupi (Lula) Blocos Exploratórios Carioca Guará Área de ocorrência do Pré-Sal Descobertas do Pré-Sal 24

25 LEVANTAMENTO SÍSMICO DE ATLANTA Favorável resposta sísmica (limites do reservatório e contato óleo-água) 25

26 SISTEMA DE PRODUÇÃO ANTECIPADO 26

27 DESCRIÇÃO DO SISTEMA DE PRODUÇÃO ANTECIPADO 2 poços horizontais com completação molhada Obter dados de pressão e produção Completação Inferior: open hole gravel pack Completação Superior: Coluna de produção, BCS e árvore de natal horizontal Manifold e Linhas Flexíveis FPSO para bpd Objetivos do SPA Otimização do Projeto (localização e extensão dos poços horizontais, ) Antecipação de receita 27

28 Atlanta DS Brief Description DESCRIÇÃO DO SISTEMA DE PRODUÇÃO DEFINITIVO Mais 10 poços produtores horizontais (total de 12 poços produtores, sem injeção de água) Completação inferior: open hole gravel pack Completação superior: coluna de produção, BCS e árvores de natal molhadas horizontais 3 Manifolds e Linhas Flexíveis Gasoduto de 85 km até Uruguá (Petrobras) FPSO afretado de bpd 28

29 Oil and ATLANTA Gas Production PRODUÇÃO ESTIMADA Forecast DE ÓLEO E GÁS 29

30 3 Ativos - Exploração

31 EXPLORAÇÃO: Bacia de Campos Destaques da Bacia de Campos 6 blocos operados pela OGX (4 blocos com 100% e 2 com 70% com participação da Maersk) Área Total de 703 km² 73 poços perfurados 4 planos de avaliação de descobertas em fase final de integração das informações obtidas Avaliação econômica integrada das descobertas de Tulum e Viedma determinará a continuidade dos esforços exploratórios ou devolução dos blocos para a ANP 31

32 EXPLORAÇÃO: Bacia de Santos Destaques da Bacia de Santos 3 blocos operados pela OGX (100% de participação); Área total de ~417 km² Aquisição de 40% de participação não operadora nos Campos de Atlanta e Oliva (Bloco BS-4), com upside exploratório. Área de 200 km². Avaliação econômica integrada das descobertas de Natal, Curitiba, Salvador e Belém determinará a continuidade dos esforços exploratórios ou devolução dos blocos para a ANP. Upside exploratório nos Campos de Atlanta e Oliva (Bloco BS-4), com objetivos mais profundos, inclusive no pré-sal. 32

33 EXPLORAÇÃO: Rodada 11 da ANP FOCO: MARGEM EQUATORIAL Participação OGX 33

34 Descobertas Recentes na Margem Equatorial Sul-Americana Guiana Francesa (Zaedyus) e Bacia do Ceará (Pecém) FRENCH GUYANA Blocos sob concessão (Brasil)) Blocos da Guiana Francesa / Suriname Margem Equatorial Brasileira: Somente 12 poços perfurados em águas profundas até hoje Descoberta de Zaedyus, Guiana Francesa Setembro 2011 (Tullow/Shell/Total/NorthPet) Óleo leve, 72 metros net pay em 3 intervalos 840 MM bbl recuperáveis (IHS Maio 2012) FOZ DO AMAZONAS Blocos Ofertados na 11ª Rodada da ANP Blocos Arrematados pela OGX e parceiros PARÁ-MARANHÃO BARREIRINHAS Descoberta de Pecém, Bacia do Ceará Agosto 2012 (Petrobras/BP) Óleo leve em areias do Aptiano Coluna de óleo de 290 m, net pay de 140 m 108 MM boe recuperáveis (IHS) Zona de Fratura Romanche CEARÁ POTIGUAR Next Slide 34

35 ANP Round 11 Equatorial Margin Novo Portfolio de Exploração OGX Bacias do Ceará e Potiguar Blocos Assinados pela OGX Bacia Bloco Parceria % OGX Area (km2) Fase de Exploração (Anos) Bônus Mínimo ANP (R$) Poços Firmes Oferecidos Bônus Ofertado (R$) % OGX no Bônus (R$) Conteúdo Local Exploração Potiguar POT-M-475 OGX* , , % 56% Potiguar EXXON (50%) POT-M-762 OGX , , % 55% TOTAL (45%) Ceara CE-M-661 OGX , , % 65% QGEP (25%) Ceara CE-M-603 OGX EXXON (50%) , , % 55% Total EXXON Op. * Exxon fará farm-in e operará com 35%, a depender da aprovação da ANP * PEM = Programa Exploratório Mínimo TOTAL Op. Conteúdo Local Desenv. 35

36 EXPLORAÇÃO: Bacia do Ceará 11 a Rodada da ANP Destaques da Bacia do Ceará 2 blocos (não operados pela OGX) Área total de km² Parceiros: Total E&P / QGEP / ExxonMobil Expectativa de óleo leve > 30 o API Lâmina d água de ~750 a m Recursos Prospectivos Recuperáveis* (Volumes Totais) Blocos 11ª Rodada Bacia MM Boe Não Riscados MM Boe com Risco (Volume Recuperável) (Volumes Recuperáveis) Ceará Potiguar Total % 50% Recursos Prospectivos Recuperáveis* (% OGX) Blocos 11ª Rodada Bacia MM Boe Não Riscados MM Boe com Risco (Volume Recuperável) (Volumes Recuperáveis) Ceará Potiguar Total * Recursos prospectivos representam estimativas de volumes de óleo e/ou gás efetuadas a partir de estudos geológicos e geofísicos. Neste escopo, os valores indicados acima representam volumes potencialmente recuperáveis de acumulações ainda não descobertas. 36

37 EXPLORAÇÃO: Bacia Potiguar 11 a Rodada da ANP Destaques da Bacia Potiguar 2 blocos (a serem operados pela Exxon) Área total de km² Parceiro: ExxonMobil Expectativa de óleo leve > 30 o API Lâmina D água de ~ m Recursos Prospectivos Recuperáveis (Volumes Totais) Blocos 11ª Rodada Bacia MM Boe Não Riscados MM Boe com Risco (Volume Recuperável) (Volumes Recuperáveis) Ceará Potiguar Total % 50% Recursos Prospectivos Recuperáveis (% OGX) Blocos 11ª Rodada Bacia MM Boe Não Riscados MM Boe com Risco (Volume Recuperável) (Volumes Recuperáveis) Ceará Potiguar Total * Recursos prospectivos representam estimativas de volumes de óleo e/ou gás efetuadas a partir de estudos geológicos e geofísicos. Neste escopo, os valores indicados acima representam volumes potencialmente recuperáveis de acumulações ainda não descobertas. 37

38 EXPLORAÇÃO: Bacias Colombianas Destaques Blocos no Vale Inferior do Magdalena e Cesar-Ranchería Portfólio balanceado de ativos exploratórios, combinando regiões produtoras com áreas de fronteira 5 blocos operados pela OGX (100% de participação) 3 destes estão localizados próximos à Bacia de Maracaibo (~78 bnboe recuperáveis descobertos e ~46 bnboe já produzidos) Cesar-Ranchería: Significativo potencial para shale gas ( gas de xisto ) e shale oil Próximos Passos Perfuração dos dois primeiros poços exploratórios prevista para 2014 Vale Inferior do Magdalena (VIM-5) OGX busca novos parceiros através de farm-out, no objetivo de dividir riscos e custear o programa exploratório Prospectos Vale Inferior do Magdalena Recursos prospectivos totais de 2,3 TCFg certificados pela Gaffney, Cline & Associates (volumes recuperáveis não riscados) 38

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