Este plano de negócios para 2009-2013 da Petrobras descreve sua visão estratégica de se tornar uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo. Detalha suas metas ambiciosas de produção, reservas e investimentos em exploração e produção, refino, gás e energia, biocombustíveis e internacionalização. Apresenta também os desafios do mercado de petróleo e as incertezas do ambiente de negócios.

1. Plano de Negócios 2009-2013
26 de janeiro, 2009

2. AVISO
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem
apenas expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos
ou não pela 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 2009 em diante
são estimativas ou metas.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
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.
2

3. UMA COMPANHIA DE ENERGIA, INTEGRADA E DE IMPORTÂNCIA MUNDIAL
RESERVAS PROVADAS EM 2008 – SEC Bilhão boe/d PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS EM 2008 - Milhão boe/d
23,0
3,9 3,8
17,9
3,2
(bilhões boe)
(milhões boe/d)
2,5 2,4 2,4
11,7 11,2 11,2 2,3
10,5 10,2 1,9 1,8
6,6
5,6
X OM BP RDS P BR C VX TOT C OP ENI S TL
XOM BP R DS C VX PBR C OP TOT STL E NI
Fonte: Relatório das empresas Fonte: Relatório das empresas
CAPACIDADE DE REFINO EM 2008 – Mil boe/d VALOR DE MERCADO EM 31 /12/2008 – US$ Bilhão
5.675
406,1
(milhares boe/d)
3.905
3.119 2.917
2.600
2.223 (US$ bilhões) 161,1
2.083 150,3 143,6 128,7
96,8 93,6 77,2
828 52,2
299
XOM RDS BP COP TOT PBR CVX ENI STL XOM RDS CVX BP TOT PBR ENI COP STL
Fonte: PFC Energy WRMS (barris por dia, considerando a participação % de cada
empresa e incluindo Joint ventures) Fonte: Bloomberg
Nota: O GRUPO DAS COMPANHIAS PEERS SELECIONADO ACIMA POSSUI A MAIORIA DO CAPITAL NEGOCIADO EM MERCADOS ABERTOS
3

4. COM EXCELENTES RESULTADOS...
EXCELENTE DESEMPENHO
Desde Agosto de 2007, quando divulgamos
nosso último Plano Estratégico…
Anunciamos mais de 10 bilhões de boe em
volume recuperável (Blocos do Pré-Sal de
Santos – Tupi e Iara, Pré-sal do Espírito
Santo e ring-fence de Golfinho)
Aumento de 1 milhão de bpd na
capacidade instalada de produção
Aumento de 7% na produção total,
atingindo 2.436 mil boe/dia
21% de aumento na produção de gás
54% de aumento na receita líquida1
56% de aumento do lucro líquido1
1 3T08 vs 3T07 4

5. ...CADA VEZ MAIS RÁPIDOS
5

6. NOSSO COMPROMETIMENTO COM P&D…
10 MAIORES INVESTIMENTOS EM P&D NO
SETOR DE ENERGIA
US$ milhões % da Receita
1200 4%
100%
1000
3% 80% Internacional
800 G&E
60% Corporativo
600 2% Downstream
40%
E&P
400
20%
1%
200 0%
0 0%
RDS PBR TOT XOM PTR SLB BP CVX SPC BHI STL ENI HAL BHP GAZP
2007 P&D % da Recei ta
Fonte: PFC Energy 6

7. …NOS FAZ SER LÍDERES MUNDIAIS EM ÁGUAS PROFUNDAS
Petrobras opera 23% da produção
global em águas profundas
2007 PRODUÇÃO MUNDIAL EM ÁGUAS
PROFUNDAS POR OPERADOR(MBOE/D)
HESS ENI
2% 2%
BG
TOT 4%
6% PBR
APC 23%
6%
CVX
7%
BP XOM
9% 15%
STL
RDS
13%
13%
Fonte: PFC Energy | Nota: Os volumes estimados acima representam o que cada operador é responsável por produzir, não o que eles detêm como participação.
Águas profundas são consideradas acima de 300 m de lâmina d água; os 11 operadores apresentados acima representam 94% da produção mundial em águas
profundas em 2007
7

8. VISÃO ESTRATÉGICA: SER UMA DAS CINCO MAIORES EMPRESAS
INTEGRADAS DE ENERGIA DO MUNDO
30.000
Meta de
25.000 produção 2020
Reservas (mm boe)
Meta de
produção 2013 XOM
20.000
BP
Meta de
produção 2009
15.000
PBR
10.000 CVX RDS
TOT COP
5.000
2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500
2007 Reservas SEC e produção Produção (mboe/d)
8

9. POSIÇÃO DOMINANTE NUM GRANDE E CRESCENTE MERCADO EMERGENTE
CONSUMO TOTAL DE ÓLEO EM 2007 POR PAÍS (MMB/D)
20,7 7,9
8
6
5,1
4
Brasil é o nono maior
2,7 2,7
2,4 2,4 2,3
mercado consumidor de
2,2 2,2 2,0
2
1,9 1,7 1,7 1,6 petróleo do mundo
0
Alemanha
Reino Unido
Coréia do Sul
A. Saudita
Itália
Japão
França
Canadá
Rússia
China
México
Brasil
EUA
Índia
Irã
CONSUMO TOTAL DE ÓLEO MB/D (ÍNDICE)
160 Brasil OCDE Mundo
150
140
Consumo de óleo no Brasil
130
crescendo a 2,4% p.a.
120
Consumo de óleo da OCDE
crescendo a 1,0% p.a. 110
100
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
1990
1992
1995
1996
1997
1991
1993
1994
Fonte: BP Statistical Review 2008, PFC Energy 9

10. PORTFÓLIO DE ALTO POTENCIAL EM UMA DAS ÁREAS MAIS
PROMISSORAS DO MUNDO...
Kashagan
Sakhalin II
Sakhalin I
Kurmangazi
Thunder Shah
Horse Deniz Azadegan
Khurais Anaran
Roncador
Marlim Agbami
Albacora Akpo
Iara
Jupiter Dalia Kizomba
Tupi
Carioca
Girassol, Jaz, Rosa
Bacia de Campos
responde por
82% da produção total de O Desenvolvimento do pré-sal da
petróleo da Petrobras Bacia de Santos vai direcionar o
crescimento da produção no longo-
prazo
Descobertas significativas de
O tamanho dos círculos
óleo leve e gás natural na indicam a magnitude das
Bacia do Espírito Santo
reservas estimadas
10

11. …E APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS
PRODUCÃO INTERNACIONAL PROJETADA DA PETROBRAS
(mil boe/d)
632
9,0% a.a.
223
341
224 244 8,8% a.a.
131
103 409
100
210
124 142
2008 2009 2013 2020
Óleo e L G N G á s N a tura l
Produção equivalente à participação da Petrobras nos projetos 11

12. INVESTIMENTOS NA ÁREA INTERNACIONAL
Investimento Total
US$ 15,9 bilhões
POR SEGMENTO DE NEGÓCIO POR PAÍS
5% 1% 17% 16%
8%
7% 5%
22%
28%
79%
12%
Argentina Angola
E&P RTCP
G&E Distribuição EUA Nigéria
Corporativo Novas Oportunidades Outros Países
12

13. ALÉM DAS OPÇÕES EM BIOCOMBUSTÍVEIS E ENERGIAS LIMPAS
Atuar, globalmente, no segmento de
INVESTIMENTOS EM BIOCOMBUSTÍVEIS biocombustíveis,
US$ 2,8 BILHÕES com participação relevante nos negócios de
biodiesel e de etanol
16% Atuar no negócio etanol, participando da
cadeia produtiva nacional e do
desenvolvimento de mercados
internacionais
Atuar no negócio biodiesel, participando da
cadeia produtiva nacional e atuar
seletivamente no exterior, priorizando
matérias-primas da agricultura familiar de
forma sustentável
Assegurar o desenvolvimento de
84% tecnologias competitivas para a produção de
biocombustíveis, a partir, principalmente, de
Etanol Biodiesel
matérias-primas de biomassa residual
13

14. QUE SERÃO CADA VEZ MAIS IMPORTANTES NO BRASIL
MERCADO DE BIODIESEL NO BRASIL E
EXPORTAÇÃO DE ETANOL (mil m³) META DE PRODUÇÃO DA PETROBRAS* (Mil m³)
4500
3000
4000 2.649
40,6% a.a. 17,9% a.a.
2500
3500
3000 2000
2500
4.225 1500 1.372
2000
1500 1000
1000
500
500 1.081 401 Market-share 535
Petrobras (20% )
0 0 (29% )
2009 2013 2009 2013
* Caso base: Demanda Legal B5 em 2013 14

15. DESAFIOS: TOMADA DE DECISÃO EM UM AMBIENTE DE INCERTEZAS
GEOPOLÍTICOS RECURSOS CRÍTICOS GRANDES
Crise econômica mundial Bens e serviços INCERTEZAS
Guerras e conflitos Recursos humanos Preço de petróleo
Tensões políticas Custos
Implicações ambientais • Senioridade
Dinâmica da demanda
Eleições • Baixa atratividade
Dinâmica da oferta
Nacionalismos ... • Criticidade de pessoal
especializado Penetração dos biocombustíveis
Desenvolvimento de tecnologias
automotivas ...
15

16. PORÉM, A PERSPECTIVA DE MÉDIO/LONGO PRAZO PARA O MERCADO DE
PETRÓLEO AINDA É FAVORÁVEL …
DESAFIO DA OFERTA GLOBAL DE LÍQUIDOS
MM bpd
140,0
Cenário Alto Crescimento
120,0 EIA DOE
Cenário de Referência | IEA
100,0
Cenários de Demanda
80,0
Global de Óleo Cenário Baixo Crescimento
EIA DOE
60,0
Observed decline
Adição Requerida de
40,0 Capacidade (bpd)
Natural decline
Declínio natural Declínio observado
20,0 2020 | 55 – 65 MM
Produção existente
Existing production
Existing production 2030 | 75 – 90 MM
0,0
2010
2012
2014
2024
2026
2008
2016
2018
2020
2022
2028
2006
2000
2002
2004
2030
Produção na maioria dos países não-OPEP está estabilizada ou em declínio
Capacidade de produção global de óleo será desafiada para alcançar o crescimento projetado
da demanda
Redução da demanda e dos investimentos neste período de desaquecimento postergarão o
desequilíbrio entre oferta e demanda, mas não eliminarão no longo-prazo
Fonte: IEA World Energy Outlook 2007, EIA International Energy Outlook 2007 16

17. …E O PRÉ-SAL PODE SER DESENVOLVIDO A UM CUSTO RELATIVAMENTE
BAIXO
CUSTOS ESTIMADOS DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO
140
Custos de Produção (US$/bbl-2008)
Águas profundas
120 e ultraprofundas
100
Xisto Gas-to- Coal-to-
80 liquid liquid
(GTL)
Ártico
CO₂ - EOR
60
EOR
Óleo
pesado
e
40 Betume
Outro
20
Óleos
Convencionais Preço máximo de ‘break
Produzido MENA
even’ para a Petrobras
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Reservas (bn bbls)
Fonte: IEA – Outlook 2008 17

18. ESTRATÉGIA DE CRESCIMENTO INTEGRADO ATÉ 2020
Comprometimento com o desenvolvimento sustentável
Responsabilidade
Crescimento Integrado Rentabilidade Social e Ambiental
Ampliar a atuação
nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição,
sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia
Crescer produção e Expandir a atuação Consolidar a liderança no Atuar em petroquímica Atuar, globalmente, no
reservas de petróleo e gás, integrada em refino, mercado brasileiro de de forma integrada com segmento de
de forma sustentável, e ser comercialização, logística gás natural, com atuação os demais negócios do biocombustíveis,
reconhecida pela excelência e distribuição com foco internacional, e ampliar o Sistema Petrobras com participação
na atuação de E&P, na Bacia do Atlântico e negócio de geração de relevante nos negócios
posicionando a Companhia Extremo Oriente energia elétrica no Brasil. de biodiesel e de
entre as cinco maiores etanol
produtoras de petróleo do
mundo
Excelência operacional, em gestão, em eficiência energética, recursos humanos e tecnologia
Downstream
E&P Distribuição Gás & Energia Petroquímica Biocombustíveis
(RTC)
18

19. ROBUSTA CARTEIRA DE INVESTIMENTOS
PN 2009-13 | Período 2009-2013
2% 2% 2%
3% US$ 174,4 bilhões
7% 5,6 3,0 E&P
11,8 2,8
RTC
3,2
G&E
Petroquímica
43,4 104,6 (*) Distribuição
25%
59%
Biocombustíveis
Corporativo
(*) US$ 17,0 bi em Exploração
PN 2008-12 | Período 2008-12
2% 1% 2%
4%
US$ 112,4 bilhões
6% 4,3 2,6
E&P
6,7 1,5
RTC
2,5
G&E
Petroquímica
26% 29,6 65,1
Distribuição
59%
Biocombustíveis
Corporativo
19

20. MAIOR PARTE DO AUMENTO DOS INVESTIMENTOS DESTINADA A NOVOS PROJETOS
EVOLUÇÃO DO CAPEX PN2008-2012 PARA O PN 2009-2013
17.1 3.4 2.9 8.1
47.9
US$ bilhões
174.4
111.2
Investimentos 2009- +Novos Projetos +Aumento de Custos +Mudança no +Taxa de câmbio - Outros* Investimentos 2009-
201 incluídos no PN
3 escopo dos projetos 2013
2008-201 2
(*) Alteração Mod. Negócio, Retirados, Desvio de Cronograma | Nota: Esses Investimentos não consideram reduções no custo dos projetos 20

21. E PRIORITARIAMENTE A PROJETOS DE E&P
US$ 47,9 BILHÕES • Os investimentos da Petrobras priorizam
sua meta de produção
4% 1% • Dos novos projetos no Segmento E&P,
12% 0,4 cerca de US$ 28 bilhões relacionam-se
2,1 com o desenvolvimento do Pré-Sal
5,7
6%
3,1
36,6
77%
E&P
Refino Transp. & Comerc.
Gás&Energia
Biocombustíveis
Demais (PQF, Distrib. E Corp)
21

22. FLEXIBILIDADE DA CARTEIRA 2009-2013
Mais de 530 grandes projetos
US$ bilhões 1,5% 2,7
Uma grande parte dos projetos
incluídos em nosso plano de
28,3% Fase I (Aval. Oportunidade)
investimentos ainda não foi
aprovado e contratado 49,3 Fase II (Em Proj. Conceitual)
85,8
49,2% Fase III (Em Proj. Básico)
11,7
Apenas projetos com VPL 6,7%
24,9 Fase IV (Aprov.
positivo serão efetivamente p/Implantação)
aprovados e implementados Aquisições
14,3%
22

23. AUMENTO DO CONTEÚDO NACIONAL FORTALECE O NEGÓCIO DA
PETROBRAS NO LONGO PRAZO
Perspectiva empresarial…
Conteúdo
Nacional
Maior
disponibilidade Aumento da
capacidade
instalada
Mais opções e
flexibilidade
Novos
fornecedores
Menores preços
Perspectiva de sustentabilidade...
Fortalecimento da Geração de emprego Fortalecimento do
economia brasileira e renda mercado interno
23

24. OTIMIZAÇÃO DE CUSTOS
Projeto
• Maior detalhamento menor risco Cultura
• Simplificação
Otimização de
• Uniformização (ex: 8 FPSOs do pré-sal)
Custos
• Equipamentos padronizados Contratação
Contratação
• menores pacotes participação de Projeto
empresas de médio porte
• maior acompanhamento físico e
financeiro dos empreendimentos
Cultura
• menor flexibilidade e redundância nas
plantas operacionais
24

25. E GRANDE NECESSIDADE DE RECURSOS HUMANOS
NÚMERO DE EMPREGADOS PETROBRAS PARTICIPANTES NOS PROGRAMAS DE TREINAMENTO
2.822
Pós-doutorado: 6 Mestrado: 1.098 Os profissionais de nível superior
recentemente admitidos, sem 2.468
Doutorado: 226 Pós-Graduação: 845 experiência prévia, passam até um ano
em salas de aula antes de iniciar suas 2.101
74.240 funções efetivas na Companhia
68.931
62.266
53.904
48.798 52.037
46.723 1.213
989 1.043
774
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
27.000 novos empregados desde 2002
Demanda prevista para empregados na cadeia de fornecimento da
Petrobras: 112.625 empregados
O Governo Brasileiro, com
suporte da Petrobras, tem um
programa específico para
atender a essa demanda Construção Construção &
Engenharia Manutenção
Civil Aquisição
5.967 7.062
15.020 84.576
25

26. ENTREGANDO CONSISTENTEMENTE CRESCIMENTO DE RESERVAS…
Histórico de reposição de reservas A estratégia da Petrobras é
superior a 100%, com excelentes manter uma relação
perspectivas para o futuro reservas/produção superior a
15 anos
13,75 13,92 14,09
13,02 13,23
0,88 0,92
0,88 1,23
Produção Produção Produção Produção
(0.67 bn boe) (0.70 bn boe) (0.70 bn boe) (0.75 bn boe)
Índice de Índice de Índice de Índice de
Reposição Reposição de 12,52 Reposição de 13,04 Reposição de 13,17
12,35
de Reservas Reservas Reservas Reservas
(131%) (174%) (124%) (123%)
2004 2005 2006 2007 2008
26

27. …E DA PRODUÇÃO…
PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d)
5.729
223
409
7,5% a.a.
1.177
5,6% 3.655
CAGR
131
8,8% a.a. 210
2.757
103 634
2.305 2.308 2.400
2.223 109 100 142
1.812 2.042 2.027 96 101
1.637 94 124 463
23 85 163 142 126 321
24 35 161 168 274 277 273 3.920
44 252 251 265
232 2.680
1.792 1.855 2.050
1.500 1.540 1.493 1.684 1.778
1.335
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020
Produçã o de Óleo - Brasil Produção de Gás - Bras il
Produçã o de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional
27

28. A UM CUSTO COMPETITIVO
CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL EM 2007( média de 3 anos)
$30
$25
$20
$15
$10
$5
$0
LUKOIL
Murphy
Marathon
OMV
BG
TOTAL
EnCana
Anadarko
BP
Apache
Petro-Canada
Eni
ExxonMobil
Devon
Chevron
Petrobras
Hess
Woodside
Noble
Nexen
StatoilHydro
Talisman
Can Natl Res
Occidental
Pioneer
Shell
BHP Billiton
ConocoPhillips
CUSTO TOTAL DE F&D POR BARRIL (média de 3 anos)
$35 Outras Empresas
$30
Petrobras
$25
$20
$15
$10
$5
$0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Fonte: PFC Energy / Nota: (Aquisições + Gastos com exploração e desenvolvimento)/(Revisões+ Recuperação secundária + Descobertas e extensões +
Aquisições); Período de 3 anos 28

29. EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO

30. ESTRATÉGIA 2009-2013
Descobrir e apropriar
reservas no Brasil e no
exterior, mantendo
reserva/produção superior a
15 anos
Garantir o acesso a reservas
Delimitar e desenvolver o
e produção de gás natural de
pólo pré-sal
forma integrada com os
mercados da Petrobras
Desenvolver esforço
Crescer produção com
exploratório em novas
otimização e
fronteiras
aproveitamento da infra-
estrutura instalada
30

31. INVESTIMENTO FOCADO E
DISCIPLINADO
INVESTIMENTO TOTAL EM EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO
2009-2013: US$ 104,6 BILHÕES
12% 13%
Exploração
17% Pré-sal Santos
Desenvolvimento
Internacional
58%
31

32. GERANDO RETORNOS EM LINHA COM AS SUPER MAJORS
RECEITA DO E&P - $ / BOE (2007) FLUXO DE CAIXA DO E&P - $ / BOE (2007)
$60,00 $25,00
$46,93 $47,92 $20,28
$50,00
$20,00 $19,91
$40,00
$15,00
$30,00
$10,00
$20,00
$5,00
$10,00
$0,00 $0,00
Petrobras Média das Peers * Petrobras Média das Peers *
*Peers: Exxon Mobil, Conoco Phillips, Total, Shell, Chevron e BP 32

33. UMA DAS MAIORES TAXAS DE CRESCIMENTO DA INDÚSTRIA
7,75
Crescimento Médio (2006-2008) - %
5,33
4,40 4,38
2,48
1,36
-1,02 -1,79 -2,57 -3,71 -3,78
Chevron
Total
Lukoil
E xxonM obil
RD S hell
P etroChina
Repsol YP F
ConocoPhillips
P etrobras
BP
E NI
PRODUÇÃO DE ÓLEO E GAS DA PETROBRAS (MIL BOE/D)
2.400
2.298 2.301
2.217
4.4% CAGR
2.020
2004 2005 2006 2007 2008
Evaluate Energy (2006-2008 CAGR) 33

34. …E DA PRODUÇÃO…
PRODUÇÃO TOTAL DA PETROBRAS (mil boe/d)
5.729
223
409
7,5% a.a.
1.177
5,6% 3.655
CAGR
131
8,8% a.a. 210
2.757
103 634
2.305 2.308 2.400
2.223 109 100 142
1.812 2.042 2.027 96 101
1.637 94 124 463
23 85 163 142 126 321
24 35 161 168 274 277 273 3.920
44 252 251 265
232 2.680
1.792 1.855 2.050
1.500 1.540 1.493 1.684 1.778
1.335
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2013 2020
Produçã o de Óleo - Brasil Produção de Gás - Bras il
Produçã o de Óleo - Internacional Produção de Gás - Internacional
34

35. ESTIMATIVA DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO BRASIL
Do crescimento de 824 mil Do crescimento de 1.240 mil No PN 2008-2012, a
bpd na produção nacional de bpd na produção nacional de estimativa de produção de
petróleo até 2013, 566 mil petróleo entre 2013 e 2020, a óleo e LGN no Brasil em
bpd virão de campos já com maior contrubuição virá do 2015 era de 2.812 mil bpd.
declaração de pré-sal Houve um aumento de 19%
comercialidade (+528 mil bpd) sobre a
estimativa anterior
PRODUÇÃO TOTAL PETROBRAS (mil bpd)
3.920
3.340
2.680
1.855 2.050
2008 2009 2013 2015 2020
Óleo Leve ≥ 31º API Óleo Médio Óleo Pesado ≤ 22º API
35

36. PRINCIPAIS PROJETOS DE E&P NO BRASIL EM 2009
Além dos 5 novos sistemas de produção de óleo que entrarão em operação em 2009, contribuirão para o
aumento da produção a P-52 e P-54, que atingirão seu pico de produção este ano, e a P-53 que entrou em
operação em dezembro de 2008
2.050 73
10,5% 43,1%
Milhões m3/dia
JABUTI
MANATI
expansão
mil bpd
TLD Tupi
LAGOSTA
1.855 P51
51
MARLIM SUL CANAPU
P53 FRADE
MARLIM LESTE CAMARUPIM
PARQUE DAS
SIRI 1 CONCHAS URUCU
2008 2009 2008 2009
Óleo Leve Óleo Pesado Gás Natural
36

37. PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO E GÁS NO BRASIL EM 2009-2013
MANATI
expansão
LAGOSTA URUGUÁ JURUÁ
TAMBAÚ ARACANGA
CANAPU 3,32
MEXILHÃO 3,20 Óleo e gás
CAMARUPIM
3,02
URUCU 2,79
2,68
2,58 Óleo
2,51
2,43
milhões boe/d
P-62
2,25 RONCADOR
2,05 P55
P-57 RONCADOR
BALEIA AZUL
JUBARTE P-61
JABUTI PAPA-TERRA
TUPI P-56
P-63
TLD Tupi Piloto MARLIM SUL
PAPA-TERRA
P-51 CACHALOTE,
MARLIM SUL BALEIA FRANCA, GUARÁ 1 ou IARA 1
BALEIA ANÃ
FRADE
TUPI 1
PARQUE DAS Amplição do Piloto
CONCHAS
2009 2010 2011 2012 2013
Pré-Sal Pós-Sal Gás Natural
37

38. VISÃO GERAL DOS PRINCIPAIS PROJETOS 2009-2013
Bacia do Espírito
Santo
Parque das
Baleias/Pré-sal do
Espírito Santo
Bacia de Campos
tradicional
Cluster do pré-sal
180 th bpd 2009
2010
100 th bpd 2011
2012
< 100 th bpd 2013
38

39. RECURSOS SIGNIFICATIVOS PARA SEREM DESENVOLVIDOS
Os Volumes recuperáveis anunciados no Pré-Sal podem dobrar
nossas Reservas Provadas
Bilhões boe
~23,5 -28 bn boe
Maior estimativa
+4,5
13,920 14,093 Menor
estimativa 9,5
747 920
Reservas - Produção + Incorporação Reservas + Descobertas Recursos
Provadas em Aumulada em de Reservas Provadas em Anunciadas do Anunciados
2007* 2007 Provadas 2008* Pré-Sal (Tupi,
Iara e Espírito
Santo)
*segundo os critérios da Society of Petroleum Engineers – SPE 39

40. OTIMIZAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DOS CAMPOS EXISTENTES
ESTABELECER AÇÕES INTEGRADAS
PARA OS PROCESSOS DE E&P,
USANDO OS CONCEITOS DE
RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE
PETRÓLEO PARA:
Reduzir a taxa de declínio de
produção de petróleo
Aumentar reservas através da
melhoria dos fatores de recuperação
Otimizar custos, aumentando Produção Empregando técnicas de
reservas e produção recuperação avançada
Taxa natural de declíneo
Projetos para aumentar reservas
Projetos para reduzir taxa de declínio
Tempo
40

41. CASO ALBACORA
Campo de albacora:
Referência na utilização de técnicas inovadoras de
revitalização da produção
Técnicos do Recage identificaram complexas limitações
tecnológicas nas plataformas P-25 e P-31 (Albacora). Não
havia possibilidade de expandir a injeção de água nessas
unidades de produção
P-25 P-31
Solução para a Recuperação da
Produção:
Através do sistema RWI (Raw Water Injection), desenvolvido
pelo CENPES, a água do mar é bombeada para o reservatório
através de um poço de injeção, aumentando sua capacidade de
produção
O sistema utiliza uma bomba submersa e filtros instalados no
leito marinho, sem mexer na saturada estrutura das instalações
de superfície
Injeção Submarina do Mar (RWI)
41

42. CASO CARMÓPOLIS
SERGIPE CAMPO DE CARMÓPOLIS: Iniciou sua produção em
1963 e é hoje um dos exemplos mais bem-sucedidos
na adoção de soluções alternativas.
Neste campo, foi introduzido o conceito de “rigless”,
que substitui o uso de sondas de perfuração
convencionais por um conjunto de guindastes e
equipamentos especiais na atividade de fraturamento
hidráulico do poço.
EFEITOS DIRETOS:
Aumento da produção;
Redução do custo do poço;
Aumento do Fator de Recuperação: de 27%
para 30% (em 2009);
Novo pico de produção esperado: de 25,4 mil
bpd (em 1990) para 31,6 mil bpd (em 2009);
Acréscimo da Vida Útil em 18 anos: de 2007
para 2025
42

43. CASO CARMÓPOLIS
43

44. PORTFÓLIO DIVERSIFICADO E FLEXÍVEL
ESPÍRITO SANTO
150 MM boe
Golfinho OTIMIZAÇÃO DA
UTILIZAÇÃO DOS
SISTEMAS INSTALADOS NO
VITÓRIA CAMPO DE GOLFINHO:
Conexão de novos poço antes
conectados ao FPSO Capixaba ao
FPSO Cidade de Vitória;
Desenvolvimento da descoberta no
Ring-Fence de Golfinho (150 milhões
boe) através do FPSO Cidade de
Vitória
Parque das Baleias/ Deslocamento do FPSO Capixaba (100
Pré-Sal Espírito Santo mil bpd) de Golfinho para o antecipar o
desenvolvimento do pré-sal do Espírito
Santo
44

45. CONTRATAÇÃO DE SONDAS DE PERFURAÇÃO
Lâmina d’Água Operando em 2008 Início 2009 Início 2010 Início 2011 Início 2012 De 2013 a 2017
Petrobras XVI
Ocean Yorktown
Petrobras XVII
Pride Mexico
Alaskan Star Petrobras XIV
Borgny Dolphin
0-999m Atlantic Star
Ocean Concord
Ocean Wittington
Falcon-100
P. South Atlantic
Petrobras X Ocean Winner
Petrobras XXIII T. Driller
P. South America Sedco 710
P. Portland N. Therald Martin
Olinda Star
P. Rio de Janeiro N. Leo Segerius
1000-1999m Ocean Worker
P. Brazil N. Muravlenko
P. Carlos Walter Louisiana
Ocean Yatzi S.C. Lancer
Ocean Alliance Peregrine I
Delba V
Gold Star
Delba VI
Noble Dave Beard Pantanal
Sedco 707 Scorpion *
Sevan Driller Norbe VI Delba IV
Dw. Navigator Delba VII
West Taurus Delba III Schahin TBN1 + 28 novas unidades,
N. Roger Eason Delba VIII
≥ 2000m West Eminence West Orion Sevan Brasil a serem construídas no
O. Clipper Norbe IX
SSV Victoria Lone Star DS Carolina Brasil
N. Paul Wolf Schahin TBN2
Amazonia
Norbe VIII
Petrorig II
Etesco 8
Total por ano 34 7 8 5 9 28
Acumulado 41 49 54 63 91
29 SONDAS CONTRATADAS MAIS 28 A SEREM LICITADAS ATÉ 2017 TOTALIZANDO 57 NOVAS SONDAS
45

46. EXPLORAÇÃO - PRINCIPAIS BACIAS
Margem Equatorial
Ceara & Potiguar AP Exploração:
2009-13
Solimões US$ 13.8 bn
Potiguar Área
exploratória:
SEAL& REC & TUC 157.587 km²
Bahia Sul 278 blocos
exploratórios
São Francisco
30 planos de
Espírito Santo avaliação
Campos 303 concessões
de prod.
Petrobras Santos
Outros
Pelotas
46

47. ALTOS ÍNDICES DE SUCESSO EXPLORATÓRIO
Invstimento Taxa de sucesso
em exploratório
exploração
US$ mm
70%
2.750
2.500 60%
2.250
50%
2.000
1.750
40%
1.500
1.250 30%
1.000
20%
750
500
10%
250
0 0%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009-2013
47

48. APLICANDO NOSSA EXPERTISE EM FRONTEIRAS INTERNACIONAIS
TURQUIA
PAQUISTÃO
PORTUGAL
GOLFO LÍBIA
CUBA
MÉXICO IRÃ
SENEGAL
VENEZUELA
ÍNDIA
COLÔMBIA
NIGÉRIA
EQUADOR
TANZÂNIA
BRASIL
PERÚ
ANGOLA
BOLÍVIA MOÇAMBIQUE
ARGENTINA Foco
Principal
Novas áreas
48

49. PROVÍNCIA DO PRÉ-SAL
Área da Província: 112.000 km2
Área Total Concedida: 41.000 ESPIRITO SANTO
km2 (38%)
MINA GERAIS
Área Não Concedida: 71.000 km2
(62%)
Área com Participação Petrobras:
35.000 km2 (31%)
SÃO PAULO RIO DE JANEIRO
PARANÁ
Poços Testados
Campos HC
Blocos Exploratórios
Reservatórios Pré-sal
49

50. PRÉ-SAL: VISÃO GERAL
US$ 28 bilhões em investimentos até
2013
Cerca de 7 MMm3/d de gás natural
Produção inicial de óleo através de disponibilizados ao mercado em 2013
FPSOs
Diversos sistemas de produção
Produção inicial de gás natural será iniciando até 2020
transportada por gasodutos até a costa
Em 2015 a produção de óleo deve
6 unidades de produção iniciando até atingir 582 k bpd
2014 em Santo e Espírito Santo, sem
contar com os testes de longa duração Em 2020 a produção de óleo deve
atingir 1.815 k bpd; a disponibilização
(TLD)
de gás natural deve atingir o montante
Estimativa de produção de óleo em 219 k de 40 MMm3/d
bpd em 2013
50

51. BACIA DE SANTOS - PÓLO PRÉ-SAL
50 km Rio de Janeiro
Descobertas: Tupi, Iara, Carioca,
BM-S-10
BR 65% BM-S-11
Guará, Júpiter, Parati, Bem-te-vi e
BR 65% Caramba
Elevado potencial de volumes
BM-S-8
BR 66%
Óleo de boa qualidade: médio-leve
Atividade sísmica e poços de
delimitações a caminho
Iara
Parati
Estimativa de volumes
Tupi
recuperáveis: 5-8 bn boe em Tupi
Bem-te-vi
Carioca
e 3-4 bn boe em Iara
Guara
BM-S-21
BM-S-24
3 sistemas de produção até 2014:
BR 80%
Caramba
Azulão BR 80% Tupi, Iara e Guará
BM-S-9
BM-S-22 BR 45%
BR 20%
51

52. TUPI
50 km Rio de Janeiro
Teste de Longa Duração (TLD)
• Reentrada no poço de Tupi-Sul
• Conversão do FPSO completa
• Primeiro óleo no 2Q 2009
• Até 14.000 bpd
Projeto Piloto
• Equipamentos contratados
• Óleo 100.000 bpd
• Gasoduto de 216 km até Mexilhão
• Produção no 4Q 2010
Desenvolvimento de longo prazo
Tupi • Desenvolvimento de estudos de otimização
• Volume recuperável estimado: 5-8 bn boe
• Ampliação do Sistema Piloto em 2013
52

53. ESTRATÉGIA DE DESENVOLVIMENTO (EX: TUPI)
1º Óleo – TLD 1º Óleo– Tupi Piloto Nível elevado de
Tupi (Mar/09) (Dez/10) produção
..... ..... t
2007 2009 2010 2012 2017
Aquisição de dados Desenvolvimento Definitvo
Fases
Fase 0 Fase 1A Fase 1B
TLD (Mar/2009), Tupi Piloto e Implementação de diversas unidades de produção Implementação de diversas
Foco
delimitação de poços (FPSOs genérico) unidades de produção
• Delimitação da Área
• Análise da vazão dos • Análise da dinâmica de injeção de água e gás/CO2
reservatórios • Teste de ajuste na unidade de produção relativo ao CO2
• Desempenho de poços • Teste de otimização de poços
Objetivo
fraturados • Aplicação de tecnologias existentes com ajustes necessários para atingir elevado
• Completação da nível de produção em 2017
amostragem • Incorporação de novas tecnologias para otimização dos projetos
• Análise de CO2
53

54. IARA
Volume recuperável estimado: 3-4 bn
de boe
Reservatório de boa qualidade
Plano atual
• Reentrada no poço Iara-1 no
1Q/2Q 2009
• Estudos de desenvolvimento
• Poços de delimitação em 2010/11
• TLD em 2010/11
• Inicio de produção até 2014
através de um FPSO
54

55. GUARA
50 km Rio de Janeiro
Reservatório de boa qualidade
Plano atual
• Reentrada no poço Guará-1, 1Q/2Q 2009
• Estudos de desenvolvimento
• Poços de delimitação em 2010/11
• Possível TLD em 2010/11
• Produção através de um FPSO até 2014
Guara
55

56. PÓLO DO ESPÍRITO SANTO
to UTG Cacimbas
an
Linhares Uso da infra-estrutura local
S
Rio Doce Cangoá
MG Peroá P-34 (Jubarte), primeira produção no pré-sal:
to
UPGN Lagoa Parda excelentes resultados, prod. até 18 k bpd de
i
óleo
pír
24” – 66 km
Aracruz 25 MM m3/d
FPSO Seillean entrou em operação em dez/08
Es
Terminal Barra do Riacho
Camarupim
Canapu como piloto de Cachalote (CHT)
Golfinho FPSO Capixaba deve ser movido do campo de
Golfinho para Cachalote/Baleia Franca (BFR) no
VITÓRIA
Carapó
1S10
Vila Velha
FPSO Pipa II deve entrar em operação no 2S10
Gasoduto Sul-Norte como piloto de Baleia Azul (BAZ)
UTG Sul Capixaba Gasoduto Capixaba
Guarapari
Sul Capixaba 12 a 24” – 160 km
7 a 15 MM m3/d
Baleia Azul: primeira unidade de produção
12” – 83 km
Anchieta 4,5 MM m3/d definitiva no 4T12
Presidente Marataizes
Produção de gás natural transportada através de
Kennedy
ARG gasodutos
CHT Baleia Franca
JUB OST
NAU
RJ Baleia Azul ABA
CXR
PRB
Catuá
56