DeGolyer and MacNaughton Esta é uma tradução livre da

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DeGolyer and MacNaughton
5001 Spring Valley Road
Suite 800 East
Dallas, Texas 75244
Esta é uma tradução livre da representação digital do relatório da DeGolyer and MacNaughton.
Este arquivo se refere a certos dados do relatório objeto desta representação e que, portanto, está sujeito
às mesmas condições a que tal relatório foi submetido. As informações e os dados aqui contidos podem
ser mal-interpretados; portanto, a cópia assinada e encadernada do referido relatório deve ser
considerada como única fonte oficial dessas informações.
5001 Spring Valley Road
Suite 800 East
Dallas, Texas 75244
RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO
em
30 DE JUNHO DE 2013
sobre
RESERVAS
do
CAMPO DE TUBARÃO MARTELO
na
BACIA DE CAMPOS, no BRASIL
de propriedade da
OGX PETRÓLEO e GÁS PARTICIPAÇÕES S.A.
SUMÁRIO EXECUTIVO
ÍNDICE
INTRODUÇÃO ………………………………………………………………….
Escopo do Estudo …...……………………………………………………...
Autorização…………………………………………………………………....
Fonte de Informações ...…………………………………..…………………..
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DEFINIÇÃO de RESERVAS ……………………………..…………………….
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ESTIMATIVA de RESERVAS……………………………..…………………….
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AVALIAÇÃO de RESERVAS…..…………………………..…………………….
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SUMÁRIO e CONCLUSÕES ……………………………..………………………
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TABELAS
Tabela 1 – Resumo das Reservas Brutas e Líquidas de Petróleo
Tabela 2 – Projeção das Reservas Provadas e Prováveis e da Receita Líquida Futura
Tabela 3 – Projeção das Reservas Provadas, Prováveis e Possíveis e da Receita Líquida Futura
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RELATÓRIO DE AVALIAÇÃO
em
30 DE JUNHO DE 2013
sobre
RESERVAS
do
na
BACIA DE CAMPOS, no BRASIL
de propriedade da
OGX PETRÓLEO e GÁS PARTICIPAÇÕES S.A.
SUMÁRIO EXECUTIVO
INTRODUÇÃO
Escopo do Estudo
Este relatório de avaliação de 30 de junho de 2013 apresenta
estimativas da dimensão das reservas de petróleo provadas, prováveis e possíveis e as estimativas do valor das
reservas provadas e prováveis e das reservas provadas, prováveis e possíveis do campo de Tubarão Martelo,
localizado na Bacia de Campos, no Brasil, no qual a OGX Petróleo e Gás Participações S.A. (OGX) informou ter
participação de 100%.
As estimativas das reservas provadas, prováveis e possíveis
apresentadas neste relatório foram realizadas em conformidade com o Petroleum Resources Management System
(PRMS – Sistema de Gerenciamento de Recursos Petrolíferos) aprovado em março de 2007 pela Society of
Petroleum Engineers (SPE), o World Petroleum Council (WPC), a American Association of Petroleum Geologists
(AAPG) e a Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE)*. Essas definições de reservas são detalhadamente
discutidas na seção Definição de Reservas deste relatório.
* Society of Petroleum Engineers (SPE) = Sociedade de Engenheiros de Petróleo; World Petroleum Council (WPC) = Conselho Mundial
de Petróleo; American Association of Petroleum Geologists (AAPG) = Associação Americana de Geólogos de Petróleo; Society of
Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) = Sociedade de Engenheiros de Avaliação de Petróleo.
As estimativas das reservas neste relatório são expressas como
reservas brutas e líquidas de petróleo. As reservas brutas de petróleo são definidas como o petróleo total estimado
que será produzido nessas propriedades após 30 de junho de 2013. As reservas líquidas de petróleo são definidas
como reservas brutas de petróleo depois da dedução de todas as participações detidas por outros, incluindo
royalties pagos em óleo. A OGX declarou que seus royalties são pagos em dinheiro; portanto, as reservas de
petróleo líquido não excluem um volume associado com a obrigação de royalty. Um resumo das reservas brutas e
líquidas de petróleo é exibido na Tabela 1.
3
Este relatório também apresenta valores que foram estimados para
as reservas líquidas provadas e prováveis e para as reservas líquidas provadas, prováveis e possíveis usando
preços e custos fornecidos pela OGX em 30 de junho de 2013. Neste relatório, os preços e custos são mantidos
constantes durante a vida das propriedades. Uma explicação detalhada das premissas futuras de preços e custos
está incluída na seção Avaliação de Reservas. Todos os valores neste relatório são expressos em dólares
americanos (US$).
Os valores das reservas líquidas neste relatório são expressos nos
termos de estimativas de receita bruta futura, receita líquida futura e de valor presente. Receita bruta futura é a
receita que será revertida para a OGX por meio da produção e venda das reservas líquidas estimadas. A receita
líquida futura é calculada deduzindo-se da receita bruta futura as despesas operacionais, os custos de capital, os
impostos sobre a produção, e o imposto de renda no Brasil. As despesas operacionais incluem despesas
operacionais de campo, despesas de transporte, encargos de compressão e uma alocação de despesas gerais
diretamente relacionadas às atividades de produção. O valor presente é definido como a receita líquida futura
descontada a uma taxa de desconto arbitrária composta mensalmente sobre todo o período de realização esperado.
Neste relatório, os valores presentes, usando uma taxa de desconto nominal de 10 por cento, são relatados
detalhadamente, e os valores com desconto nominal às taxas de 8, 12, 15, 18 e 20 por cento são reportados como
totais.
As estimativas das reservas e de receita líquida futura devem ser
consideradas apenas como estimativas que podem mudar à medida que o histórico da produção e mais
informações se tornem disponíveis. Essas estimativas não são apenas baseadas naquelas informações disponíveis
no momento, mas estão também sujeitas a incertezas inerentes à aplicação de fatores de julgamento na
interpretação dessas informações.
Autorização
Este relatório foi autorizado pelo Sr. Luis Carneiro, DiretorPresidente da OGX.
Fonte de Informações
As informações utilizadas na elaboração deste relatório foram
fornecidas pela OGX. A elaboração deste relatório fundamentou-se, sem verificação independente, nas
informações fornecidas pela OGX com relação a direitos de propriedade detidos, produção de tais propriedades,
custos atuais de operação e desenvolvimento, preços de produção atuais, acordos relativos às operações existentes
e futuras, e à venda da produção, além de várias outras informações e dados que foram aceitos conforme
apresentados. Um exame no local dessas propriedades não foi considerado necessário para os fins deste relatório.
4
DEFINIÇÃO de RESERVAS
As reservas provadas, prováveis e possíveis apresentadas neste
relatório foram preparadas de acordo com o Sistema de Gerenciamento de Recursos Petrolíferos (PRMS –
Petroleum Resources Management System) aprovado em março de 2007 pela Society of Petroleum Engineers
(SPE), o World Petroleum Council (WPC), a American Association of Petroleum Geologists (AAPG) e a Society
of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). As reservas de petróleo são definidas conforme segue.
Reservas são aquelas quantidades de petróleo que segundo as
estimativas serão comercialmente recuperáveis por meio do desenvolvimento de projetos realizados nas
acumulações descobertas, a partir de certa data e de acordo com condições definidas. As reservas devem, também,
atender a quatro critérios: serem descobertas, recuperáveis, comercializáveis e remanescentes (na data da
avaliação) com base no(s) projeto(s) de desenvolvimento aplicado(s). As reservas são ainda classificadas de
acordo com o nível de certeza associado com as estimativas e podem ser subclassificadas com base na maturidade
do projeto e/ou caracterizadas em função do status de desenvolvimento e produção.
Reservas Provadas – são as quantidades de petróleo que, através de análises de dados geológicos e de
engenharia, se estima com razoável certeza recuperar comercialmente a partir de reservatórios conhecidos, a
partir de certa data, e em conformidade com as normas governamentais vigentes e os métodos operacionais e
condições econômicas definidas. Se métodos determinísticos forem usados, o termo "razoável certeza"
significa um alto grau de confiança de que as quantidades serão recuperadas. Se métodos probabilísticos
forem usados, deverá haver pelo menos 90% de probabilidade de que as quantidades de fato recuperadas serão
iguais ou superiores à estimativa.
Reservas Não Provadas – são baseadas em dados geológicos e/ou de engenharia similares aos usados nas
estimativas das Reservas Provadas, mas incertezas técnicas ou de outra natureza impedem que essas reservas
sejam classificadas como Provadas. Reservas Não Provadas podem ser também classificadas como Reservas
Prováveis e Reservas Possíveis.
Reservas Prováveis – são aquelas reservas adicionais cuja análise dos dados geológicos e de engenharia
indica maior incerteza na sua recuperação quando comparadas às Reservas Provadas e maior certeza de
recuperação se comparadas às Reservas Possíveis. É também igualmente provável que as quantidades
remanescentes recuperadas serão maiores ou menores que a soma das Reservas Provadas e Prováveis
estimadas (2P). Neste contexto, quando são usados métodos probabilísticos, deverá haver pelo menos
50% de probabilidade de que as quantidades de fato recuperadas serão iguais ou superiores à estimativa
2P.
Reservas Possíveis – são aquelas reservas adicionais cuja análise dos dados geológicos e de engenharia
indica maior incerteza na sua recuperação quando comparadas às Reservas Prováveis. As quantidades
totais finalmente recuperadas do projeto têm baixa probabilidade de exceder a soma das Reservas
Provadas, Prováveis e Possíveis (3P), que equivale ao cenário da maior estimativa. Neste contexto,
quando são usados métodos probabilísticos, deverá haver pelo menos 10% de probabilidade de que as
quantidades de fato recuperadas serão iguais ou superiores à estimativa 3P.
5
Categorias de Status das Reservas – definem o status de desenvolvimento e de produção dos poços e
reservatórios.
Reservas Desenvolvidas – são quantidades que se espera recuperar dos poços e instalações existentes. As
reservas são consideradas desenvolvidas somente depois da instalação dos equipamentos necessários, ou
quando o custo dessa instalação é relativamente pequeno se comparado ao custo de um poço. Na falta das
instalações necessárias, pode ser necessário reclassificar as Reservas Desenvolvidas como Não Desenvolvidas.
As Reservas Desenvolvidas podem também ser subclassificadas como Produtoras ou Não Produtoras.
Reservas Produtoras Desenvolvidas – são as que se espera recuperar em intervalos de completação que
estejam abertos e produzindo no momento da estimativa. As reservas com recuperação melhorada são
consideradas em produção apenas depois de o projeto de recuperação melhorada estar em operação
Reservas Não Produtoras Desenvolvidas – incluem as Reservas Shut-in e Behind-pipe. Prevê-se que as
Reservas Shut-in sejam recuperadas de (1) intervalos de completação que estejam abertos no momento de
realização da estimativa, mas que ainda não tenham começado a produzir, (2) poços fechados por
condições de mercado ou para conexões de dutos, ou (3) poços incapazes de produzir por motivos
mecânicos. É esperado que as Reservas Behind-pipe sejam recuperadas de zonas em poços existentes que
precisem de trabalho adicional de completação ou recompletação futura antes do início da produção. Em
todos os casos, a produção pode ser iniciada ou retomada com despesas relativamente pequenas em
comparação com o custo de perfuração de um novo poço.
Reservas Não Desenvolvidas – são as quantidades que se espera recuperar com investimentos futuros: (1) de
poços novos em áreas não perfuradas em acumulações descobertas, (2) de poços profundos existentes para um
reservatório diferente (porém conhecido), (3) de poços localizados entre outros poços existentes (infill wells)
que aumentarão a recuperação, ou (4) quando são necessários gastos relativamente grandes (por exemplo, em
comparação com o custo de perfuração de um novo poço) para: (a) recompletar um poço existente ou (b)
instalar instalações de produção ou transporte para projetos de recuperação primária ou melhorada.
A reclassificação das reservas prováveis e possíveis para a
categoria de reservas provadas depende de futuras perfurações, testes e desempenho dos poços. O grau de risco a
ser aplicado na avaliação de reservas prováveis e possíveis é influenciado por fatores econômicos e tecnológicos
bem como pelo elemento tempo. As reservas prováveis e possíveis neste relatório não foram ajustadas a tais
riscos adicionais para torná-las comparáveis às reservas provadas. Não há reservas provadas atribuídas a este
campo.
6
ESTIMATIVA de RESERVAS
As estimativas das reservas foram elaboradas com base em
princípios e técnicas geológicas, de engenharia petrolífera e de avaliação apropriados, de acordo com as práticas
geralmente reconhecidas pela indústria petrolífera e em conformidade com as definições estabelecidas pelo
PRMS. O método ou a combinação de métodos utilizado na análise de cada reservatório foi selecionado com base
na experiência com reservatórios semelhantes, fase de desenvolvimento, qualidade e integridade de dados básicos
e histórico de produção.
O método volumétrico foi usado para determinar o volume original
de petróleo no local. As estimativas foram feitas utilizando vários tipos de registros, análises de testemunho e
outros dados disponíveis. Topos de formação, espessura bruta e valores representativos da espessura do lençol de
petróleo (net pay thickness), porosidade e saturações de fluidos intersticiais foram usados para elaborar mapas
estruturais para delinear cada reservatório e mapas de isópacas para determinar os volumes dos reservatórios.
Sempre que existiam dados adequados e que as circunstâncias justificavam, métodos de balanço de materiais e
outros métodos de engenharia foram usados para estimar o volume original de petróleo no local.
Estimativas de recuperação final foram obtidas aplicando-se fatores
de eficiência de recuperação às quantidades originais de petróleo no local. Esses fatores se basearam no tipo de
energia dentro do reservatório, na análise do fluido e das propriedades da rocha, na posição estrutural das
propriedades e no histórico de produção. Em alguns casos, foram feitas comparações com reservatórios de
produção similares nas áreas em que dados mais completos estavam disponíveis.
Sempre que existiam dados adequados e que as circunstâncias
justificavam, métodos de balanço de materiais e outros métodos de engenharia foram usados para estimar os
fatores de recuperação. Nesses casos, os parâmetros de desempenho de reservatórios, tais como produção
cumulativa, taxa de produção, pressão do reservatório, comportamento da relação gás-petróleo, e produção de
água, foram considerados na estimativa das eficiências de recuperação utilizadas para determinar a recuperação
bruta final.
Para reservatórios com depleção ou outros reservatórios em que o
desempenho mostrou um declínio confiável nas tendências das taxas de produção ou outras características de
diagnóstico, as reservas foram estimadas aplicando-se as curvas de declínio apropriadas ou outras relações de
desempenho. Ao analisar as curvas de declínio, as reservas foram estimadas em relação aos limites econômicos
calculados com base nas condições econômicas atuais.
Nos casos em que os métodos mencionados anteriormente não
puderam ser usados, as reservas foram estimadas por analogia a reservatórios semelhantes com mais dados
completos disponíveis.
Foram realizadas previsões da produção de reservas provadas e
prováveis e de reservas provadas, prováveis e possíveis, além das projeções das receitas correspondentes. Estas
previsões foram elaboradas usando o plano de desenvolvimento de campo, incluindo a perfuração de poços
adicionais. As reservas se restringiram ao corte econômico conforme definido na seção Definição de Reservas
deste relatório ou à data de expiração de uma licença de produção, o que ocorrer primeiro.
7
A estimativa das reservas brutas de petróleo do campo de Tubarão
Martelo foi realizada pelo método volumétrico com um modelo geo-cellular estático e um modelo dinâmico de
simulação de reservatório. O desenvolvimento de campo planejado incluiu o uso de uma unidade flutuante de
produção, armazenamento e transferência (FPSO) e a perfuração de um poço adicional de produção e três poços
de injeção de água. Como apenas a soma das reservas provadas e prováveis, assim como a soma das reservas
provadas, prováveis e possíveis foram casos econômicos, não houve estimativa de qualquer reserva provada.
Um resumo das reservas brutas e líquidas de petróleo do campo de
Tubarão Martelo é exibido na Tabela 1. As reservas provadas foram estimadas com valor zero para esse campo
devido à natureza não econômica do projeto relacionado à quantidade relativa às reservas provadas.
8
AVALIAÇÃO de RESERVAS
Este relatório foi preparado com base em premissas de preço e
custo especificadas pela OGX. Preços e custos futuros foram estimados de acordo com as normas estabelecidas
pelo PRMS.
Os valores das reservas prováveis e possíveis se basearam em
projeções da estimativa de produção e receita futuras dessas propriedades, sem nenhum ajuste ao risco aplicado às
reservas prováveis e possíveis. As reservas prováveis e possíveis envolvem riscos substancialmente mais altos do
que as reservas provadas. Os valores de receita das reservas prováveis e possíveis não foram ajustados para
contabilizar esses riscos; esse ajuste seria necessário para a comparação dos valores das reservas prováveis e
possíveis com os valores de reservas provadas.
Os valores de receita neste relatório foram estimados para o campo
de Tubarão Martelo de acordo com os termos do contrato de concessão. Os parâmetros econômicos relevantes são
abordados a seguir.
Termos Tributários
A Lei de Petróleo nº 9.478 do Brasil, de 1997, destina ao Governo brasileiro o recebimento de três
elementos: 1) arrecadação de impostos sobre o petróleo consistindo de royalties, taxa de participação
especial (PE) e aluguéis pela área; 2) impostos diretos, arrecadados através do imposto de renda de
pessoa jurídica e duas contribuições sociais; e 3) impostos indiretos, incidentes sobre equipamentos
e serviços utilizados pelas companhias envolvidas nas atividades de exploração e produção (ICMS).
Royalties
A alíquota de royalty federal no Brasil varia por campo, ficando entre 5 e 10 por cento. A OGX
informou que a obrigação de royalty do campo de Tubarão Martelo é de 10%.
O royalty do petróleo é avaliado com base no valor de mercado do petróleo (e condensado), que é
definido como o maior valor entre o preço das vendas e a avaliação de mercado conforme
determinado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). O royalty do gás é avaliado com base no
valor de mercado da produção de gás menos o gás injetado.
Taxa de Participação Especial
A taxa de Participação Especial (PE) é um tributo incidente sobre o campo com base em uma escala
variável dependendo do local do campo (em terra ou no mar), profundidade da água, nível de
produção e número de anos em produção. A base de cálculo da taxa de Participação Especial é
similar à base de cálculo do IRPF (imposto de renda de pessoa jurídica), com certas exceções. Os
custos de perfuração são depreciados para fins da taxa de Participação Especial utilizando-se
unidades de produção, mas são lançados como despesas para o IRPF. Uma provisão anual para
custos de abandono também é dedutível para fins da taxa de Participação Especial, mas lançados
como despesa no IRPF do ano em questão. Nos anos em que a taxa de Participação Especial é paga,
há incidência de uma taxa adicional de 1% para pesquisa e desenvolvimento.
9
Taxas de Aluguel da Área
As taxas de aluguel são pagáveis à ANP e variam de acordo com o campo, dependendo do estágio
da atividade (exploração ou desenvolvimento), características geológicas e local da bacia
sedimentar. A OGX forneceu a área contratada das propriedades avaliadas e o estágio de atividade
associado e a taxa de aluguel correspondente em reais (R$) por quilômetro quadrado.
Imposto de Renda de Pessoa Jurídica (IRPF)
O IRPJ no Brasil é incidente em uma base consolidada a uma alíquota prevista em lei de 34%. Essa
taxa consiste em uma alíquota de imposto básica de 15%, uma alíquota adicional de 10%, e uma
contribuição social de 9%. Para os fins desta avaliação, o IRPJ foi aplicado em uma base individual
sobre cada campo sem considerar os efeitos da consolidação do passivo de IRPJ da OGX. A OGX
informou que tem direito a benefícios fiscais que reduzem a alíquota do IRPJ para 15,25% até 2023.
Esse benefício está incluído nos cálculos aqui apresentados. Além disso, a OGX forneceu um saldo
de custos irrecuperáveis no montante de US$650 milhões (bruto) para compensação de passivos
fiscais futuros.
Impostos de Contribuição Social
Dois impostos de contribuição social incidem sobre o valor de mercado das vendas de petróleo e
gás. A alíquota de contribuição ao Programa de Integração Social do Trabalhador (PIS) é de 1,65% e
a alíquota de Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS) é de 7,6%.
Impostos Indiretos
A OGX informou que sobre a receita do petróleo não incide o ICMS, já que o petróleo não será
vendido no mercado interno.
Preços do Petróleo
A OGX informou o preço de petróleo de US$110,00 por barril de petróleo tipo Brent, com um
desconto de 5% pela qualidade do campo. Uma tarifa de transporte de US$1,50 por barril foi
também deduzida para contabilização de despesas com petroleiros. O preço permaneceu inalterado
durante o tempo da avaliação.
Despesas Operacionais e Custos de Capital
As estimativas de despesas operacionais e custos de capital se basearam nos dados fornecidos pela
OGX. As estimativas de custos futuros podem diferir daquelas fornecidas pela OGX para se ajustar
a casos específicos de reservas. As estimativas das despesas operacionais e custos de capital futuros
não foram ajustadas aos efeitos da inflação.
Custos de Abandono
As estimativas dos custos de abandono foram baseadas nos dados fornecidos pela OGX. Esses
custos não foram ajustados aos efeitos da inflação.
10
Taxa de Câmbio
A taxa de câmbio de R$2,04 por US$1,00 foi fornecida pela OGX e utilizada na conversão das
respectivas moedas.
Resumos detalhados de receitas líquidas futuras das reservas
provadas e prováveis e das reservas provadas, prováveis e possíveis são apresentados nas Tabelas 2 e 3.
11
SUMÁRIO e CONCLUSÕES
A OGX informou que detém participação de 100% no campo de
Tubarão Martelo, localizado na Bacia de Campos na zona marítima do Brasil. A estimativa das reservas de
petróleo bruto provadas, prováveis e possíveis do campo de Tubarão Martelo, em 30 de junho de 2013, estão
resumidas a seguir e expressas em milhares de barris (Mbbl):
Reservas de Petróleo
Bruto
Líquido
Provadas
Prováveis
Possíveis
(Mbbl)
0
87.891
20.591
(Mbbl)
0
87.891
20.591
Nota: As reservas prováveis e possíveis não foram ajustadas aos riscos para torná-las comparáveis às reservas
provadas.
A estimativa de receita líquida futura a se originar da produção e
venda das reservas líquidas de petróleo provadas + prováveis, assim como das provadas + prováveis + possíveis,
em 30 de junho de 2013 e com base nas premissas econômicas acima mencionadas, está resumida a seguir,
expressa em milhares de dólares americanos (mil US$):
Provadas +
Provadas +
Prováveis
Prováveis +
Possíveis
(mil US$)
Receita Bruta Futura
Royalty Pago em Dinheiro
Custos Operacionais
Custos de Capital
Impostos
Receita Líquida Futura
Valor Presente a 10%
9.052.773
909.308
4.900.190
921.700
421.788
1.899.787
851.877
(Mil US$)
US$)
11.173.646
1.166.734
5.335.190
921.700
770.819
2.979.203
1.387.403
Nota: Os valores das reservas prováveis e possíveis não foram ajustados aos riscos para torná-los comparáveis aos
valores das reservas provadas.
TABELA 1
RESUMO das RESERVAS BRUTAS E LÍQUIDAS de PETRÓLEO
em
30 DE JUNHO DE 2013
do
no
BRASIL
de propriedade da
OGX PETRÓLEO E GÁS PARTICIPAÇÕES S.A.
Brutas
Líquidas
Provadas
(Mbbl)
Prováveis
(Mbbl)
Possíveis
(Mbbl)
0
87.891
20.591
Provadas
(Mbbl)
0
Prováveis
(Mbbl)
Possíveis
(Mbbl)
87.891
20.591
Nota: Os valores das reservas prováveis e possíveis não foram ajustados aos riscos para torná-los comparáveis aos valores das reservas provadas.
Estes dados acompanham o relatório da DeGolyer and MacNaughton e estão sujeitos a condições específicas.
TABELA 2
PROJEÇÃO DAS RESERVAS PROVADAS E PROVÁVEIS e da RECEITA LÍQUIDA FUTURA
em 30 de JUNHO DE 2013 do
no BRASIL atribuíveis à
Produção Líquida
Ano
2013
(6 meses)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
Total
Petróleo
(Mbbl)
635
6.268
3.434
5.960
7.592
7.529
7.221
6.805
6.360
5.723
5.142
4.543
3.893
3.465
3.115
2.864
2.630
2.440
2.272
0
0
0
0
0
0
87.891
Gás
(MMcf)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Preços de Venda
Petróleo
US$/bbl)
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
-
Gás
(US$/Mcf)
-
Receita
Bruta
Futura
(mil US$)
Royalty
pago em
Dinheiro
(mil
US$)
Despesas
Operacionais
(mil US$)
65.405
645.604
353.702
613.880
781.976
775.487
743.763
700.915
655.080
589.469
529.626
467.929
400.979
356.895
320.845
294.992
270.890
251.320
234.016
0
0
0
0
0
0
9.052.773
6.558
64.893
35.548
61.678
78.533
77.868
74.678
70.378
65.778
59.194
53.187
46.996
40.280
35.857
32.237
29.644
27.223
25.258
23.520
0
0
0
0
0
0
909.308
23.990
288.000
280.200
295.000
270.000
295.000
270.000
295.000
270.000
295.000
270.000
295.000
270.000
295.000
205.000
230.000
205.000
230.000
205.000
113.000
0
0
0
0
0
4.900.190
Custos
de
Capital
(mil
US$)
255.900
145.800
520.000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
921.700
PE
(mil
US$)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
PIS,
COFINS
e
Impostos
Indiretos
(mil US$)
IRPJ
(mil US$)
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
0
0
0
0
0
2.280
0
24.434
0
0
0
36.325
40.691
40.837
43.775
30.960
66.183
42.776
30.797
8.812
28.386
11.978
13.106
0
448
0
0
0
0
0
0
419.508
Notas:
1. Explicação das abreviações – Taxa de Participação Especial (PE). Programa de Integração Social do Trabalhador (PIS). Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS).
2. A OGX informou que os passivos relativos ao PIS e COFINS não se aplicam a este projeto.
3. As reservas prováveis e os valores associados às reservas prováveis não foram ajustadas aos riscos para torná-los comparáveis às reservas provadas.
Receita
Líquida
Futura
depois do
IRPJ
(mil US$)
(221.163)
122.357
(482.166)
257.082
433.323
366.174
358.274
294.580
275.407
204.195
140.136
83.037
59.782
17.106
55.102
23.250
25.441
(4.058)
4.928
(113.000)
0
0
0
0
0
1.899.787
Valor
Presente a
10% depois
do IRPJ
(mil US$)
(214.853)
110.346
(393.617)
189.976
283.734
218.029
196.379
146.162
123.696
83.019
51.574
27.663
18.028
4.670
13.616
5.201
5.151
(744)
818
(16.971)
0
0
0
0
0
851.877
Valor Presente depois
do IRPJ (mil US$) a:
8%
1.004.420
12%
719.515
15%
552.941
18%
417.963
20%
342.400
TABELA 3
PROJEÇÃO DAS RESERVAS PROVADAS, PROVÁVEIS e POSSÍVEIS e da RECEITA LÍQUIDA FUTURA
Produção Líquida
Ano
2013
(6 meses)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
Total
Petróleo
(Mbbl)
Gás
(MMcf)
635
6.268
3.886
7.424
9.802
9.079
8.551
7.969
7.164
6.390
5.686
5.100
4.621
4.265
3.921
3.603
3.304
3.034
2.796
2.601
2.383
0
0
0
0
108.482
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Preços de Venda
Petróleo
US$/bbl)
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
103,00
-
Gás
(US$/Mcf)
-
Receita
Bruta
Futura
(mil US$)
Royalty
pago em
Dinheiro
(mil
US$)
Despesas
Operacionais
(mil US$)
65.405
645.604
400.258
764.672
1.009.606
935.137
880.753
820.807
737.892
658.170
585.658
525.300
475.963
439.295
403.863
371.109
340.312
312.502
287.988
267.903
245.449
0
0
0
0
11.173.646
6.557
64.875
40.218
84.504
111.551
103.313
97.300
90.676
74.105
66.105
58.829
52.769
47.813
44.133
40.575
37.286
34.194
31.400
28.940
26.921
24.670
0
0
0
0
1.166.734
23.990
288.000
280.200
295.000
270.000
295.000
270.000
295.000
270.000
295.000
270.000
295.000
270.000
295.000
205.000
230.000
205.000
230.000
205.000
230.000
205.000
113.000
0
0
0
5.335.190
Custos
de
Capital
(mil
US$)
PE
(mil
US$)
255.900
145.800
520.000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
921.700
0
0
0
746
11.561
7.022
4.739
2.336
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
26.404
PIS,
COFINS
e
Impostos
Indiretos
(mil US$)
IRPJ
(mil US$)
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
0
0
0
0
2.520
0
24.436
0
0
48.798
60.626
57.410
55.668
55.133
40.383
83.315
60.320
53.730
34.014
53.777
35.259
34.339
17.334
18.336
3.693
5.324
0
0
0
0
741.895
Notes:
1. Explicação das abreviações – Taxa de Participação Especial (PE). Programa de Integração Social do Trabalhador (PIS). Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (COFINS).
2. A OGX informou que os passivos relativos ao PIS e COFINS não se aplicam a este projeto.
3. As reservas prováveis e possíveis e os valores associados às reservas prováveis e possíveis não foram ajustados aos riscos para torná-los comparáveis às reservas provadas.
Receita
Líquida
Futura
depois do
IRPJ
(mil US$)
(221.162)
122.373
(440.280)
384.302
567.576
469.056
451.184
377.007
338.534
256.562
173.394
117.091
104.300
66.028
104.391
68.444
66.659
33.648
35.592
7.169
10.335
(113.000)
0
0
0
2.979.203
Valor
Presente a
10% depois
do IRPJ
(mil US$)
(214.852)
110.360
(359.423)
290.216
378.807
284.023
247.305
187.059
152.049
104.309
63.814
39.008
31.453
18.024
25.796
15.310
13.497
6.167
5.905
1.077
1.405
(13.906)
0
0
0
1.387.403
Valor Presente depois
do IRPJ (mil US$) a
8%
1.614.473
12%
1.192.500
15%
949.623
18%
754.317
20%
645.336
TABELA 3
PROJEÇÃO DAS RESERVAS PROVADAS, PROVÁVEIS e POSSÍVEIS e da RECEITA LÍQUIDA FUTURA

DeGolyer and MacNaughton Esta é uma tradução livre da

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