APIMEC 2013
Rio de Janeiro | 17 de dezembro de 2013
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
ESTRATÉGIA DA COMPANHIA NO CURTO PRAZO
1
2
3
4
5
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
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 2014
4
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
Bondholders
Valor em US$bi
3,8
SENIOR NOTES DUE 2018
2,7
SENIOR NOTES DUE 2022
1,1
Fornecedores
Total
1,5
5,3
* Valores pendentes de ajustes
5
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
R$145MM em dívidas intercompany
 Valor da operação:
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
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)
87.891
20.591
Fonte: relatório DeGolyer & MacNaughton emitido em 30/9/2013
7
PORTFOLIO DIVERSIFICADO DE ATIVOS
5 Bacias Colombianas

5 blocos onshore
3
5
Bacia do Pará-Maranhão

5 blocos offshore
6
3
Bacia Potiguar

2 blocos offshore
6
7
7
Bacia do Ceará

4 Bacia do Espírito Santo
4

1
2
1
6 blocos offshore
Bacia de Santos

Total de Óleo (milhões bbl)
275,9
Campo de Tubarão Azul
0,9
Campo de Tubarão Martelo
127
Campo de Atlanta
101
Campo de Oliva
47
3 blocos offshore
Bacia de Campos

2
2 blocos offshore
Ativos em Desenvolvimento e em
Produção
Reservas e Recursos Contigentes
(MMbbl)
3 blocos offshore
Ativos Exploratórios
Blocos da 11ª Rodada – Margem Equatorial
Bacia do Ceará
Bacia Potiguar
Bacias da Colômbia – Vale Inferior do Magdalena
e Cesar - Ranchería
8
5. PARCERIAS
 Busca de potenciais parceiros:
•
Campo de Tubarão Martelo:
o Operação e 100% de participação da Companhia
•
Campos de Atlanta e Oliva:
o Parceiros originais: 40% Petrobrás + 30% QGEP (operador) + 30% Barra Energia
o 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).
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-19 100% OGX
OGX
 A Companhia também poderá buscar novos parceiros nos blocos arrematados na 11ª Rodada de Licitações da
ANP, tendo já formado importantes parcerias:
Bacia
Ceará
Ceará
Potiguar
Potiguar
Bloco
CE-M-661
CE-M-603
POT-M-475
POT-M-762
Parceria
45% total/25% QGEP/30% OGX
50% Exxon/50% OGX
35% Exxon/65% OGX
50% Exxon/50% OGX
Operador
Total
Exxon
Exxon
Exxon
Diversificação de risco e monetização de ativos
9
1
Destaques Financeiros
Destaques Financeiros: Resultados do 3T13
Principais Métricas Financeiras
Receita Líquida (R$ mm)
EBITDA (R$ mm)
Resultado (R$ mm)
CAPEX (US$ mm)
Posição de Caixa (US$ mm)
Volume de Produção (kboepd)
3T 2013
2T 2013
172
234
4
46
(2.118)
(4.722)
815
316
85
326
13,4
6,1
Receita Líquida de R$172 milhões no
3T13 (9ª Carga) e R$695 milhões
acumulados em 2013
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
2
ATIVOS - PRODUÇÃO &
DESENVOLVIMENTO
CICLO
DO EXPLORAÇÃO
E&P
CADEIA
E PRODUÇÃO
13
PRODUTOS DE CADA PROCESSO
Exploração
Descoberta e Delimitação
Reservatórios
Plano de Desenvolvimento
Produção
Desenvolvimento e Operação
Óleo
Gás
14
CADEIA E&P E INCORPORAÇÃO DE VOLUMES
Descoberta
Recurso Prospectivo
Recurso Contingente
Revisar a definição e fórmula
abandono
Aprovado
Reserva
15
1C
LOW
2P
3P
2C
3C
BEST
HIGH
> incerteza
< incerteza
Classes
1P
> maturidade
< maturidade
Grau de maturidade do projeto
CLASSIFICAÇÃO DE VOLUMES – CRITÉRIO SPE
Chance de
Desenvolver
Descoberta
Chance de
Descobrir
grau de incerteza
Categoria
16
ROCHA RESERVATÓRIO
É por isso que estimativas de produção e reservas não são determinísticas
17
ROCHA RESERVATÓRIO – TIPOS DE ROCHA
É por isso que estimativas de produção e reservas não são determinísticas
Carbonatos
Arenitos
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
9,1
9,3
10,2
10,9
6,1
0,9
Poços exploratórios perfurados
Poços produtores perfurados
0,0
0,0
Dias Efetivos de
Produção
1T12
2T12
3T12
4T12
1T13
2T13
Jul-13
Ago-13
Set-13
OGX-26HP
60
79
57
92
86
77
3
-
-
OGX-68HP
-
47
92
92
73
41
4
-
-
TBAZ-1HP
-
-
-
-
74
-
-
-
-
Total
60
126
149
184
233
118
7
-
-
Média por poço
offshore (kboepd)
11,0
6,6
5,8
5,1
4,2
4,7
3,9
-
-
19
PRODUÇÃO: Campo de Tubarão Martelo
Blocos BM-C-39 e BM-C-40 na Bacia de Campos
BM-C-39

Volume recuperável estimado de 87-127 MM boe

Geologia: Carbonato Albo-Cenomaniano

Permeabilidade: 100 mD

Qualidade do óleo: 21º API

Lâmina d’água de 120 metros

Início da produção em dezembro/13
TUBARÃO
MARTELO
Bloco BM-C-39
35D
TBMT-10H
TBMT-8H
25
TBMT-4HP
TBMT-2HP
Poços exploratórios
perfurados
Poços produtores
perfurados
TBMT-6HP
44HP
BM-C-40
Bloco BM-C-40
20
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
TUBARÃO MARTELO – PRODUÇÃO DE ÓLEO
Recoverable Volume
126.6 MMbbl
RF = 20.7%
22
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: 5.000 mD (Atlanta); 3.000 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
PRODUÇÃO: Campos de Atlanta e Oliva (BS-4)
Bacia de Santos
Atlanta

Lâmina d´água: 1.500 m

Arenitos de Altíssima Permeabilidade

Óleo de 14o API (alta viscosidade)

Volumes Certificados pela Gaffney, Cline &
Associates (jun/13)
Oliva

Iara
Libra
Franco
Iara Carioca

Tupi (Lula)
Guará

BS-4: 1,88 Bi BOE

Atlanta: 1,51 Bi BOE (1,56 – 3P)*

Oliva: 0,37 Bi BOE
Reservas: 312 M BOE

Atlanta = 252 MM BOE (271 – 3P)*

Oliva = 60 MM BOE
Oportunidades exploratórias (Pré-Sal)
Pre-salt
discoveries
Campos
do BS-4trend
Outros Campos
Tupi (Lula)
Guará
Carioca
Blocos Exploratórios
Área de ocorrência do Pré-Sal
Descobertas do Pré-Sal
24
LEVANTAMENTO SÍSMICO DE ATLANTA

Favorável resposta sísmica (limites
do reservatório e contato óleo-água)
25
SISTEMA DE PRODUÇÃO ANTECIPADO
26
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 25.000 bpd
Objetivos do SPA
 Otimização do Projeto (localização e extensão dos
poços horizontais, …)
 Antecipação de receita
27
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 80.000 bpd
28
ATLANTA
PRODUÇÃO ESTIMADA
DE ÓLEO E GÁS
Oil and
Gas– Production
Forecast
29
3
Ativos - Exploração
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
EXPLORAÇÃO: Bacia de Santos
Destaques da Bacia de Santos

Avaliação econômica integrada das descobertas de
3 blocos operados pela OGX (100% de participação); Área
total de ~417 km²
Natal, Curitiba, Salvador e Belém determinará a
Aquisição de 40% de participação não operadora nos Campos
de Atlanta e Oliva (Bloco BS-4) , com upside exploratório. Área
de 200 km².
dos blocos para a ANP.
continuidade dos esforços exploratórios ou devolução

Upside exploratório nos Campos de Atlanta e Oliva
(Bloco BS-4), com objetivos mais profundos, inclusive
no pré-sal.
32
FOCO: MARGEM EQUATORIAL
EXPLORAÇÃO: Rodada 11 da ANP
Participação OGX
33
Descobertas Recentes na Margem Equatorial Sul-Americana
Guiana Francesa (Zaedyus) e Bacia do Ceará (Pecém)
Margem Equatorial Brasileira:
Somente 12 poços perfurados
em águas profundas até hoje
FRENCH GUYANA
Blocos sob concessão (Brasil))
Blocos da Guiana Francesa / Suriname
Blocos Ofertados na 11ª Rodada da ANP
FOZ DO AMAZONAS
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)
Blocos Arrematados pela OGX e parceiros
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)
PARÁ-MARANHÃO
BARREIRINHAS
Zona de Fratura Romanche
CEARÁ
POTIGUAR
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34
ANP Round 11 – Equatorial Margin
Novo Portfolio de Exploração OGX – Bacias do Ceará e Potiguar
Blocos Assinados pela OGX
Fase de Exploração (Anos)
Bônus Mínimo
ANP (R$)
POT-M-475
65
768,0
5+2
3.738.483,00
POT-M-762
50
767,4
5+2
4.523.564,43
1
81.876.563
40.938.282
37%
55%
30
768,5
5+2
8.346.537,15
1
40.462.000
12.138.600
37%
65%
50
768,7
5+2
6.221.832,64
0
45.865.663
22.932.832
37%
55%
2
188.204.289
96.009.776
Potiguar
Potiguar
Ceara
Total
EXXON Op.
TOTAL Op.
Parceria
OGX*
EXXON (50%)
OGX
TOTAL (45%)
CE-M-661
OGX
QGEP (25%)
OGX
CE-M-603
EXXON (50%)
3.073
* Exxon fará farm-in e operará com 35%, a depender da aprovação da ANP
% OGX no
Bônus (R$)
Conteúdo Conteúdo
Local
Local
Exploração Desenv.
37%
56%
Area (km2)
Bloco
Ceara
Poços
Bônus
Firmes
Ofertado (R$)
Oferecidos
0
20.000.063
% OGX
Bacia
20.000.063
* PEM = Programa Exploratório Mínimo
35
EXPLORAÇÃO: Bacia do Ceará
11a Rodada da ANP
Recursos Prospectivos Recuperáveis* (Volumes Totais)
Blocos 11ª Rodada
Destaques da Bacia do Ceará
2 blocos (não operados pela OGX)
MM Boe Não Riscados
MM Boe com Risco
(Volume Recuperável) (Volumes Recuperáveis)
Ceará
1.940
277
Potiguar
1.819
303
Total
3.759
580
Bacia
Área total de 1.538 km²
Parceiros: Total E&P / QGEP / ExxonMobil
Expectativa de óleo leve > 30o API
Lâmina d’água de ~750 a 2.500 m
Recursos Prospectivos Recuperáveis* (% OGX)
Blocos 11ª Rodada
MM Boe Não Riscados
MM Boe com Risco
(Volume Recuperável) (Volumes Recuperáveis)
Ceará
482
118
Potiguar
1.127
159
Total
1.609
277
Bacia
50%
30%
* 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
EXPLORAÇÃO: Bacia Potiguar
11a Rodada da ANP
Destaques da Bacia Potiguar
2 blocos (a serem operados pela Exxon)
Recursos Prospectivos Recuperáveis (Volumes Totais)
Blocos 11ª Rodada
MM Boe Não Riscados
MM Boe com Risco
(Volume Recuperável) (Volumes Recuperáveis)
Ceará
1.940
277
Potiguar
1.819
303
Total
3.759
580
Área total de 1.535 km²
Bacia
Parceiro: ExxonMobil
Expectativa de óleo leve > 30o API
Lâmina D’água de ~1.700 – 1.950 m
Recursos Prospectivos Recuperáveis (% OGX)
Blocos 11ª Rodada
65%
MM Boe Não Riscados
MM Boe com Risco
(Volume Recuperável) (Volumes Recuperáveis)
Ceará
482
118
Potiguar
1.127
159
Total
1.609
277
Bacia
50%
* 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
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
39