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Poder Executivo ● 17/03/2015 ● Diário Oficial do Estado de Pernambuco

Recife, 17 de março de 2015

Diário Oficial do Estado de Pernambuco - Poder Executivo

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PETROGAL BRASIL S.A.
CNPJ nº 03.571.723/0001-39

1. FATOS RELEVANTES OCORRIDOS EM 2014: • Em 2014, a Petrogal Brasil registrou uma produção média de petróleo e gás natural
de 19,8 mil boepd, um aumento de 58% em comparação ao ano de
2013; • O FPSO Cidade de Mangaratiba instalado no campo de Iracema Sul iniciou a produção no mês de Outubro e encerrou 2014
FRPGRLVSRoRVSURGX]LQGRFHUFDGHPLOERSG‡1R¿QDOGRDQRD
produção (a 100%) de Lula-Iracema ultrapassou os 280 mil bopd,
provenientes de 3 FPSOs: Cidade de Angra dos Reis que produzia
100 mil bopd, a Cidade de Paraty com 120 mil bopd e a Cidade de
Mangaratiba com 66 mil bopd; • Foram concluídos os Testes de Longa Duração (TLD) em Lula Central e Lula Sul que apresentaram vazão sustentada de 15 mil bopd limitada às restrições de queima de
gás e foi realizado um outro TLD em Iara Oeste que apresentou vazão sustentada de 30 mil bopd no limite da capacidade do FPSO
Dynamic Producer; • Foram instalados 373 Km do trecho offshore e
2,4 km do trecho onshore do gasoduto de Cabiúnas (Rota 2); • Pela
primeira vez foi perfurado e completado um poço no Polo Pré Sal da
Bacia de Santos em Iracema Sul (poço 8-LL-38D-RJS), em tempo
recorde de 91,8 dias; • Na construção dos FPSOs “domésticos”, também chamados Replicantes foi entregue o casco da P-66, construído
integralmente no Estaleiro Rio Grande do Sul e foram entregues os
seus primeiros módulos dos topsides (facilidades de produção),
igualmente fabricados em estaleiros brasileiros; • O poço PITU (1RNS-158) perfurado no bloco POT-M-855 pode ser considerado
como a descoberta mais relevante em 2014 ao descobrir óleo (na
formação Alagamar) e gás (na formação Pescada) em reservatórios
de boa qualidade; • Igualmente na Bacia offshore de Potiguar, outros
dois poços exploratórios revelaram a presença de indícios de hidroFDUERQHWRVQmRFRPHUFLDLV‡1R¿QDOGRDQRIRLHQWUHJXHi$13D
Declaração de Comercialidade dos campos Berbigão, Sururu e Oeste de Atapu na área de IARA – BM-S-11; • A perfuração de dois poços exploratórios nos blocos terrestres do Amazonas foi iniciada no
¿QDOGRDQR‡)RLFRQFHGLGDSHOD$13DH[WHQVmRGHSUD]RDWp0DUço/2018 para o PAD da descoberta de Bem-te-vi no bloco BM-S-8 e
iniciou-se a campanha de perfuração do poço de avaliação da descoberta de Carcará. • No Bloco BM-S-24 foi realizado com sucesso
um Teste de Formação no poço Bracuhy, que comprovou a boa
produtividade na área da descoberta. • Devido ao atraso na obtenção da Licença Ambiental por parte do IBAMA, foi adiada a perfuração do poço compromisso no bloco PEPB-M-839; • No Bloco BM-SGHXVHFRQWLQXLGDGHDRWUDEDOKRGHLGHQWL¿FDomRGHSURVSHFWRV
económicos para serem perfurados; • No tocante à produção onshore, nomeadamente na Bacia terrestre Sergipe/Alagoas, dentre outras
actividades, deve-se enfatizar a performance do campo de Rabo
Branco, que manteve a produção estável ao longo de 2014, produzindo 188 bbl/dia de óleo através de métodos de elevação por surgência natural e bombeio mecânico. O campo de Sanhaçu, na Bacia
de Potiguar Onshore continuou produzindo cerca de 180 bbl/dia de
óleo e 140.000 m3/dia de gás; • Dando continuidade ao Plano de
Desenvolvimento do Campo de Rabo Branco, foi feito um poço de
desenvolvimento na área do poço descobridor 3-GALP-36-SE, que
LGHQWL¿FRXDSUHVHQoDGHKLGURFDUERQHWRVHPTXDQWLGDGHVQmRFRmerciais; • De realçar que a Petrogal Brasil desenvolveu as suas
operações onshore, tanto de produção quanto de perfuração, sem
ocorrência de acidentes; • Em Maio de 2014 foi assinado entre os
blocos BM-S-11 e BM-S-9 um acordo de cessão de capacidade permitindo ao BM-S-9 escoar até 2Mm3/d através do gasoduto Lula
Mexilhão; • No segundo trimestre de 2014 foi celebrado com a Petrobras o contrato de compra e venda de gás para os FPSOs Cidade
Angra dos Reis e Cidade de Paraty. Esta última iniciou a exportação
GHJiVHP-XQKRGH‡1R¿QDOGRDQRHVWDYDPHPFXUVRQHJRciações para a implementação do sistema integrado de escoamento
de gás natural dos projetos do polo Pré-Sal da Bacia de Santos. 2.
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO: 2.1 - Atividades exploratórias e de
avaliação: A Petrogal Brasil está presente nas principais bacias sedimentares brasileiras, com ativos de exploração e produção em áreas
terrestres (onshore) e marítimas (offshore). Em 31 de Dezembro de
2014, a Petrogal Brasil possuía participações em 21 blocos, sendo
10 deles onshore e 12 offshore. A Companhia é Operadora em 04
blocos nas bacias terrestres Potiguar e Sergipe-Alagoas. Presentemente, o principal ativo da Petrogal Brasil é representado por sua
participação de 10% no BMS-11, onde já existem diversas descobertas, entre elas o campo de Lula, já em fase de desenvolvimento. Este
campo de Lula é uma das principais descobertas comerciais do Presal no offshore brasileiro. BM-S-11: As actividades de exploração/
DYDOLDomRSDUDR%06¿FDUDPUHVWULWDVjiUHDGH,$5$(P
foram perfurados ainda 2 poços dentro do PAD do poço 1-RJS-656.
Na área central de IARA foi perfurado o poço 9-RJS-726 (IARA ADR1) e na área leste de IARA foi perfurado o poço 9-RJS-729 (IARA
ADR-2). Estes poços ajudaram no melhor entendimento das perspectivas de produção para toda a área de IARA. Os poços indicaram
a presença de bons reservatórios. Destes, somente o poço 9-RJS726 foi testado. Foi realizado um teste de longa duração no poço
3-RJS-706, localizado na área Oeste de IARA, que provou uma excelente produtividade do poço (30 mil bopd, limitado pela capacidade
do FPSO de teste). Ainda dentro das perspectivas de melhor entendimento das características da área Central de IARA, o Consórcio
liderado pela Petrobras SA e com participação da GB do Brasil e da
Petrogal Brasil, contratou estudos geológicos/geofísicos e de viabilidade de produção junto da Beicip, tendo os mesmos já sido iniciaGRV$R¿QDOGRDQRGHIRLGHFODUDGDDFRPHUFLDOLGDGHGH,$5$
em três campos distintos, referentes as suas áreas Oeste (campo de
Berbigão), Central (campo de Sururu) e Leste (campo de Atapu).
PERNAMBUCO-PARAIBA (BM-PEPB: PEPB-M-783 e PEPB-M-839): O ano de 2014 não apresentou nenhuma actividade exploratória dentro dos blocos PEPB-M-783 e PEPB-M-839, a não ser a
continuação do reprocessamento da sísmica existente para a melhor
GH¿QLomR GR SRoR FRPSURPLVVR D VHU SHUIXUDGR QR EORFR 3(3%-M-839. Entretanto, em função de atraso na liberação da licença de
perfuração, o Consórcio foi obrigado a solicitar a ANP a suspensão
do contrato e a reposição de 359 dias em função do atraso por parte
do IBAMA na liberação da licença de perfuração. Esta solicitação foi
feita em Dezembro/2014. AMAZONAS (AM-T-62, AM-T-84 e AM-T85): Foram concluídos em 2014 o processamento sísmico e a interpretação dos três levantamentos sísmicos 3Ds na área dos blocos
$07H$07$SDUWLUGDtIRUDPHQWmRGH¿QLGRVRVSURVSHFWRV
a serem perfurados (2 em cada bloco) como parte do PEM. Foi concedida pela ANP a extensão de 1 (um) ano para o primeiro período
H[SORUDWyULRHFRPEDVHQHVWDH[WHQVmRGH¿QLGRSHOR&RQVyUFLRD
nova estratégia de cumprimento do PEM, com a perfuração de no
mínimo 4 (quatro) poços. Ainda em 2014 foi iniciada e concluída a
perfuração (com utilização da sonda QG-III) do poço 1-RJP-1-AM no
bloco AM-T-85. Este poço revelou que os dois objetivos principais
HVWDYDPQDiJXDHIRLGH¿QLWLYDPHQWHDEDQGRQDGRDSyVDVXDSHUIXUDomR1R¿QDOGRDQRIRLLQLFLDGDDSHUIXUDomRGRSRoR66%
AM no bloco AM-T-62, com a sonda QG-IV. BM-S-21: O ano de 2014

RELATÓRIO DE GESTÃO 2014
IRLPDUFDGRSHODFRQFOXVmRGRVHVWXGRVSDUDGH¿QLomRGRSURVSHFWR o sistema composto pelo gasoduto Lula-Mexilhão e o gasoduto Mea ser perfurado como parte do compromisso do PAD do poço 1-SPS- xilhão-UTGCA, denominado Rota 1. A produção média anual da
 &DUDPED  (QWUHWDQWR R &RQVyUFLR QmR FRQVHJXLX GH¿QLU QH- unidade em 2014 foi de 72.520 mil boepd. Ao longo do ano foi perfunhum prospecto economicamente viável e a decisão foi de não per- rado um poço produtor e completados dois poços. O desenvolvimenfurar este poço compromisso do PAD, apresentando á ANP as to do projeto prosseguirá com a construção e interligação de novos
questões técnicas que levaram a esta conclusão. BM-S-8: Durante o SRoRV D ¿P GH PDQWHU D SURGXomR Pi[LPD GD XQLGDGH 7DPEpP
ano de 2014, as actividades relacionadas ao bloco BM-S-8 resumi- está prevista para o primeiro trimestre de 2015, a interligação a este
ram-se á perfuração da seção superior (até a base do sal) do poço FPSO do poço 9-LL-19-RJS, constituindo-se num Sistema de ProduCarcará NW (3-RJS-104D), que foi realizada em duas tentativas. Na ção Antecipada (SPA) de Lula Norte, com o objetivo de obter inforprimeira tentativa, o poço teve de ser abandonado por problemas mações do comportamento da produção dos reservatórios e fornecer
mecânicos durante a perfuração. Na segunda tentativa (poço 3-RJS- dados para o detalhamento do Plano de Drenagem daquela área do
-104DA), a perfuração da seção superior foi concluída com sucesso. Campo de Lula. Iracema Sul: Iniciou-se em Outubro a produção do
A reentrada deste poço para a perfuração da sua seção reservatório FPSO Cidade de Mangaratiba por meio do poço 4-RJS-647. Ainda
está prevista para a segunda metade de 2015. Ainda em 2014 foram em Dezembro, com a entrada em produção do segundo poço produdesenvolvidas as seguintes atividades: a continuação dos estudos tor e do primeiro poço injetor, foi possível iniciar a injeção de gás no
de interpretação e aquisição de informação sísmica disponível da reservatório e consequentemente aumentar a produção dos dois
iUHDDRQRUWHGREORFR%06GH¿QLomRGHH[WHQVmRGDHVWUXWXUD poços produtores. A excelente produtividade destes poços permitiu
do poço descobridor de Carcará, e o início dos estudos para o de- que a unidade iniciasse o ano de 2015 com a produção de 66,5 mil
senvolvimento da área do bloco e de sua extensão a norte. O prazo bopd. Ao longo de 2014, foram perfurados 7 poços e completados 6
de entrega da DoC foi estendido até Março de 2018, o que permitirá poços do projeto, entre produtores e injetores. Ao longo de 2015 está
DR&RQVyUFLRSHUIXUDUDLQGDPDLVSRoRVSDUDPHOKRUGH¿QLomRHFD- previsto o prosseguimento da interligação de poços produtores e inracterização da descoberta, assim como para a avaliação da área a jetores e o consequente aumento de produção da unidade rumo à
Oeste do bloco, onde deverá ser perfurado o poço Guanxuma. BM- sua capacidade máxima de produção de 150 mil bopd. Testes de
S-24: As actividades relacionadas ao bloco BM-S-24 em 2014 resu- Longa Duração (TLDs): No primeiro semestre de 2014, prosseguimiram-se á perfuração e avaliação com teste de formação do poço ram os TLDs de Lula Central e Lula Sul por meio da produção dos
Apolônia (3-RJS-732). Este poço se mostrou descobridor de óleo poços 9-LL-7-RJS para o FPSO Dynamic Producer e 3-RJS-678
leve nos reservatórios da formação Barra Velha com boas caracte- para o FPSO Cidade de São Vicente. Os TLDs foram ambos conclurísticas de reservatório. Este poço só deve ser testado em 2015. O ídos no mês de Abril. Os dois TLDs mantiveram o nível de produção
poço Bracuhy (3-RJS-713), perfurado em 2013, foi testado em 2014 em torno de 15 mil bopd, em função de limitações para a queima de
apresentando bons resultados de produção, mesmo com alto conte- gás e possibilitaram a aquisição de importantes informações dos reúdo de CO2. Além dessas atividades, foi dada continuidade nos es- servatórios nas áreas Sul e central do Campo de Lula e a consetudos de G&G das áreas do ring fence com vista a DoC em Março de quente otimização da malha de drenagem do campo. Em Junho ini2016. POTIGUAR OFFSHORE (BM-POT-16: POT-M-663 e POT- ciou-se o TLD de Iara, com a utilização do FPSO Dynamic Producer
-M-760): Durante o ano de 2014, as atividades relacionadas aos dois no poço 3-RJS-706, que apresentou excelente produtividade e problocos do BM-POT-16 (POT-M-663 e POT-M-760) consistiram em dução sustentada em torno de 30 mil bopd até Dezembro, quando foi
estudos de G&G, em particular na interpretação dos prospectos encerrado o teste. Gasoduto de Cabiúnas: $¿PGHDPSOLDUDFDSDUmbu e Louro. Ainda em 2014, foi apresentado á ANP e aprovado cidade de escoamento de gás natural dos projetos do polo Pré-Sal
por aquela Agência, o Plano de Avaliação de Descoberta do poço da Bacia de Santos, encontra-se em execução o Projeto Cabiúnas 1,
$UDUD~QDRQGHVHSURS}HDSHUIXUDomRGHXPSRoR¿UPHHDTXLVLomR que consiste num gasoduto de 24” de diâmetro e 383 km de compride sísmica 3D, sendo consideradas atividades contingentes testes mento e com capacidade para 16 milhões de m3/d e que interligará
de formação e testes de longa duração. POTIGUAR OFFSHORE o BM-S-11 ao Terminal de Cabiúnas (TECAB), no litoral norte do
(BM-POT-17: POT-M-665, POT-M-853 e POT-M-855): Três blocos estado do Rio de Janeiro. Em 2014, após a conclusão do processo
fazem parte do Consórcio BM-POT-17 (POT-M-665, POT-M-853 e de licenciamento ambiental do projeto, foi possível realizar a instalaPOT-M-855). Para o bloco POT-M-665, onde foi perfurado o poço ção de cerca de 373 km do gasoduto offshore em seus trechos ultraTANGO (1-RNS-161), as atividades em 2014 consistiram na inter- -profundo, profundo e raso, com a utilização das embarcações
pretação e avaliação do potencial do bloco e na preparação do Plano FDS2, Solitaire e Stingray. Para a conclusão do trecho offshore do
de Avaliação de Descobertas do poço 1-RNS-161, que foi encami- gasoduto falta a instalação de apenas 3,3 km do trecho near shore e
QKDGRi$13H¿QDOPHQWHDSURYDGRMiQRLQtFLRGH(VWH3$' a conclusão do furo direcional e instalação do duto em seu interior
WHPFRPRDWLYLGDGHV¿UPHVDDTXLVLomRGHXPDQRYDVtVPLFD'QD até a região da praia. Também foi realizada a instalação de 2,4 km
área remanescente do bloco. Para os blocos POT-M-853 e POT- do trecho onshore a partir do TECAB, faltando 1,7 km até a região da
-M-855 as atividades em 2014 concentraram-se na perfuração e praia. O gasoduto tem seu início de operação previsto para Setemavaliação do poço PITU (1-RNS-158), incluindo a realização de teste bro de 2015. Unidades de Produção: O Plano de Desenvolvimento
GHIRUPDomR2SRoR3,78FRQ¿UPRXXPDGHVFREHUWDGHyOHROHYH de Lula prevê a utilização de 10 unidades de produção do tipo FPSO,
ao nível da formação Alagamar e de gás ao nível da formação Pes- que somarão capacidade de produção total de cerca de 1,4 milhões
cada. As atividades que se seguiram a esta descoberta foram a rein- de bopd. No caso da área de Iara, cuja Declaração de ComercialidaWHUSUHWDomRGHiUHDDGMDFHQWHDRSRoRGHVFREULGRUHD¿QDOL]DomR de (DoC) ocorreu em Dezembro e propôs a separação dos reservade proposta de um plano de avaliação de descoberta para o poço WyULRVHPWUrVFDPSRVGHSHWUyOHRDLQGDHQFRQWUDPVHHPGH¿QLomR
1-RNS-158. A proposta foi entregue e aceita pela ANP. Nesta pro- os respectivos Planos de Desenvolvimento. Atualmente, prevê-se a
SRVWDHVWmRFRQWHPSODGDVFRPRDWLYLGDGHV¿UPHVDSHUIXUDomRGH utilização de três a quatro FPSOs para o desenvolvimento dos camum poço de avaliação à descoberta (“appraisal”), o reprocessamento pos após a unitização com áreas do Entorno de Iara (Cessão OneroPSDM da sísmica existente na área e a aquisição de uma nova sís- sa). Encontra-se em operação três FPSOs, o Cidade de Angra dos
mica 3D. 2.2- Atividades de Desenvolvimento e Produção: 2.2.1 Reis em Lula Piloto, o Cidade de Paraty em Lula NE Piloto e o Cida- Atividades no “offshore”: No ano de 2014, a Petrogal Brasil obte- de de Mangaratiba em Iracema Sul, sendo o primeiro e terceiro afreve um aumento da produção de petróleo e gás natural (working inte- tados junto à Modec e o segundo afretado junto a SBM. Encontra-se
rest) de 58% face ao período anterior, atingindo a marca de 19,8 mil em construção três FPSOs afretados: Cidade de Itaguaí afretado
boepd, dos quais 93% corresponderam à produção de petróleo. Este junto a Modec para a área de Iracema Norte, Cidade de Maricá e
aumento deveu-se principalmente ao aumento da produção do Cam- Cidade de Saquarema afretados junto a SBM para as áreas de Lula
po de Lula, nomeadamente por meio do FPSO Cidade de Paraty, Alto e Lula Central, respectivamente. O projeto denominado FPSOs
FXMDSURGXomRFUHVFHXVLJQL¿FDWLYDPHQWHDRORQJRGRSHUtRGRDWLQ- Replicantes encontra-se em execução e está em curso a construção
JLQGR D VXD FDSDFLGDGH Pi[LPD QR ¿QDO GR DQR $GLFLRQDOPHQWH de 6 FPSOs “domésticos” de propriedade da Tupi BV, a serem utilicontribuíram para o aumento da produção dois Testes de Longa zados no BM-S-11 nos módulos complementares de desenvolvimenDuração realizados em Lula Central e Lula Sul, por meio dos FPSOs to de Lula e no Plano de Desenvolvimento dos campos da área de
Dynamic Producer e Cidade de São Vicente, e do FPSO Cidade de Iara e Entorno de Iara (Cessão Onerosa). A construção do casco da
Mangaratiba que iniciou a produção na área de Iracema Sul no mês unidade P-66, primeiro dos FPSOs domésticos, foi concluída em Dede Outubro. Os projetos onshore das bacias Potiguar e Sergipe- zembro no Estaleiro Rio Grande e a fase de integração já iniciada
-Alagoas, que se encontram em fase de desenvolvimento e produ- com a instalação dos primeiros módulos dos topsides, no Estaleiro
ção apresentaram uma produção de cerca 720 boepd. BM-S-11: Brasfels em Angra dos Reis. Os demais FPSOs domésticos, da P-67
Durante o ano de 2014, foi dado prosseguimento às atividades ope- a P-71, encontram-se em diferentes fases de construção, com os
racionais do Plano de Desenvolvimento de Lula. Houve uma intensi- módulos de topsides e cascos sendo construídos em diversos esta¿FDomRQDVDWLYLGDGHVGHFRQVWUXomRGHSRoRVHPUHODomRDRSHUtR- leiros no Brasil e exterior. 2.2.2 - Atividades no “onshore”: Campo
do anterior, tendo sido perfurados 12 poços e completados 13 poços, de Rabo Branco: Durante o Ano de 2014 foi perfurado o Poço 7-RBprincipalmente nas áreas de Iracema Sul e Iracema Norte, sitas no 01D-SE e iniciada a perfuração do Poço 7-RB-02-SE. Realizada a
Campo de Lula. Para o desenvolvimento da área de Lula NE Piloto ampliação da estação Coletora do campo e iniciada negociação para
contribuiu principalmente a instalação das duas Bóias de Sustenta- venda de gás com a Empresa CDGN. Dado continuidade aos testes
ção de Risers (BSRs) e dos Steel Catenary Risers (SCRs), a interli- para enquadramento do petróleo com BSW de até 1%, conforme
gação de poços produtores e injetores e a interligação ao sistema de exigência da ANP. Campo de Do Re Mi: Continuada a negociação
escoamento de gás. Na área de Iracema Sul, as atividades de con- para assinatura de contrato e venda de GNC (Gás Natural Comprimiclusão da construção e instalação do FPSO Cidade de Mangaratiba do) com a Empresa CDGN. Preparada a base da locação para recee a consequente interligação de poços traduziram-se no início da ber a instalação da Planta de Compressão da Empresa CDGN.
produção e subsequente início da injeção de gás no reservatório. A Campo Andorinha: A produção do campo foi paralisada desde Seprincipal atividade de avaliação dos reservatórios ocorreu com a con- tembro/2014 devido à baixa lucratividade (elevado BSW e custo de
clusão da perfuração do poço 9-LL-19-RJS, na área de Lula Norte, logística). Decidido e informado à ANP a realização de processo de
com a utilização do sistema MPD e a posterior realização de teste de farm-out, até setembro de 2015. Campo Sanhaçu: Dada continuidaformação (DST). Adicionalmente, foram realizados DSTs e testes de de á produção de óleo e gás no campo operado pela Petrobrás.
produção/injeção em alguns poços de Lula e Cernambi. A constru- Campo Urutau: Depois de desenvolvidas todas as ações para o
ção de três FPSOs afretados (Cidade de Itaguaí, Cidade de Maricá e processo de farm-out do Campo de Urutau junto para a empresa
&LGDGH GH 6DTXDUHPD  DYDQoRX VLJQL¿FDWLYDPHQWH DR ORQJR GH 87&±ÏOHRH*iVQmRYHUL¿FRXVHXPDFRUGR¿QDOSDUDDFRQFOXVmR
2014, sendo previsto o início de produção do primeiro no último se- do referido processo de farm-out. Foi então solicitada pelo consórcio
mestre de 2015 e dos dois outros no primeiro semestre de 2016. Os a devolução do Campo de Urutau. Campo Chopim: 'H¿QLGRSHOR
DWUDVRVYHUL¿FDGRVQDFRQVWUXomRGRV)362V³GRPpVWLFRV´ 5HSOL- consórcio a devolução do campo e já realizada as ações de abandocantes P-66 a P-71), todos previstos para serem utilizados no desen- no da área junto à ANP. 2.3 – Atividades da Área Comercial: Univolvimento de Lula e Iara, levaram à implementação de medidas de tização: BM-S-11: Lula: Em 2014 o processo de Individualização de
mitigação para reduzir aqueles atrasos. Lula Piloto: Em 2014, com Produção envolvendo o campo de LULA foi caraterizado por inteno prosseguimento do desenvolvimento da produção da área, foi per- sas negociações. Não obstante o fato de o Acordo de Individualizafurado e completado o poço 8-LL-35D-RJS. Adicionalmente, o poço ção de produção ainda não ter sido submetido à aprovação da ANP,
7-LL-8H-RJS foi interligado em Dezembro ao FPSO Cidade de An- importa referir que no futuro as participações que cada uma das
gra dos Reis, permitindo o alcance da capacidade máxima de produ- partes envolvidas neste processo detém nos contratos originais, seção desta unidade (100 mil bopd). Ao longo de 2014, a produção UmRDOWHUDGDVSRUIRUPDDUHÀHWLUDSDUWLFLSDomRTXHFDGDXPDGDV
média deste sistema de produção foi de 94.380 boepd. Com o proje- partes terá na área unitizada. Iara: Em Fevereiro de 2014 a PPSA,
to Complementar de Lula Piloto, ora sendo implementado, a produ- 3HWUREUDV *DOS H %* FHOHEUDUDP XP DFRUGR GH FRQ¿GHQFLDOLGDGH
ção deverá manter-se num nível próximo à capacidade máxima da com vista à partilha de dados e informações. BM-S-24: Em agosto
unidade. Lula NE Piloto: O FPSO Cidade de Paraty atingiu a sua GH3HWUREUDVH*DOSFHOHEUDUDPXPDFRUGRGHFRQ¿GHQFLDOLGDcapacidade máxima de produção (120 mil bopd) em Dezembro, após de com vista à partilha de dados e informações relativas ao campo
o ramp-up obtido ao longo do ano com a instalação das duas BSRs de Sépia. BM-S-8: Em Setembro de 2014 PPSA, Petrobras, Galp,
e conjuntos de SCRs e da interligação de 4 poços produtores e de 4XHLUyV*DOYmRH%DUUD(QHUJLDFHOHEUDUDPXPDFRUGRGHFRQ¿GHQdois poços injetores. Em Maio foi iniciada a exportação de gás para cialidade com vista à partilha de dados e informações relativas ao

campo de Carcará. 3. RECURSOS HUMANOS: Em 31 de Dezembro
de 2014 o número total de recursos humanos ao serviço da Empresa, era de 45 sendo 42 como funcionários “CLT” e 3 “Pró-Labore”.
Adicionalmente, para o exercício da sua actividade, a Petrogal Brasil
S.A. continuou a recorrer aos serviços técnicos e administrativos da
empresa do Grupo, Galp Exploração Serviços do Brasil, Ltda
*(6% 'XUDQWHRDQRGHD(PSUHVDLQWHQVL¿FRXRGHVHQYROvimento dos seus colaboradores, através de novos programas de
formação, que envolveram mais de 5.566 horas e que visaram dotar
os recursos humanos de sólidas competências técnicas, de gestão e
comportamentais.
4. ANÁLISE ECONÔMICO-FINANCEIRA: 4.1 Análise Econômica
Milhões de Reais
Variação
Demonstração de Resultados
2014 2013 Valor
%
Receita líquida de vendas
1.526 937 590 63%
Receita líquida de serviços
1
1 s.s.
Custo do produto vendido
(900) (443) (457)103%
Lucro Bruto
628 493 134 27%
Fornecimentos e serviços externos
(93) (104)
12 -11%
Despesas com pessoal
(25) (20)
(5) 24%
Outras receitas (despesas)
operacionais líquidas
1 (28)
29 s.s.
Lucro Operacional
511 341 171 50%
'HVSHVDV¿QDQFHLUDV
(483) (389) (94) 24%
5HFHLWDV¿QDQFHLUDV
64
64
1
1%
Ganho/perdas) com equivalência
patrimonial
1
1 s.s.
Receitas (Despesas) Operacionais
Líquidas
(418) (325) (92) 28%
Lucro antes do IR e contribuição social 93
15
78 511%
Impostos
(32) (5) (27) 496%
Lucro Líquido do Exercício
62
10 (52)519%
A receita líquida de vendas aumentou R$590m face ao período
homólogo, atingido os R$1.526m. Este crescimento deve-se, essencialmente, ao aumento da produção em 58%, de 12,5 kboepd
para 19,8 kboepd. Esta evolução foi sustentada pelo aumento da
produção da FPSO Cidade de Paraty, à contribuição dos Testes
de Longa Duração realizados nas áreas de Lula Central, Lula Sul
e Iara Oeste ao longo do ano, e ao início das operações da FPSO
Cidade de Mangaratiba no quarto trimestre. Este aumento das vendas traduziu-se, por sua vez, num incremento do custo do produto
YHQGLGR GH 5P IDFH DR SHUtRGR KRPyORJR FRPR UHÀH[R GRV
acréscimos dos custos operacionais de produção, das depreciações
dos blocos em operação e dos impostos associados à produção,
nomeadamente, Royalties e Participação Especial. Assim, o Lucro
Bruto aumentou R$134m face aos doze meses de 2013, situando-se nos R$ 628m. Os custos de estrutura da Empresa baixaram R$
35m o que permitiu atingir um Lucro Operacional de R$511m, um incremento de 50% face ao ano anterior. Entretanto, face ao exercício
anterior, os Resultados Financeiros apresentam uma evolução desfavorável de R$ 92m devido, sobretudo, à contabilização de R$88m
de juros de capital próprio, o que ocorreu pela 1ª vez na sua história.
Como resultado desta contabilização e das variações cambiais reais
e potenciais dos empréstimos, o exercício de 2014 encerrou com
um Lucro Líquido de R$62m, o que se traduz num acréscimo de
R$52m face ao ano anterior. 4.2. Análise Financeira: O ativo da
empresa aumentou R$1,1bi face ao período homólogo, atingindo os
5EL(VWHDXPHQWRGHDWLYRUHÀHWHRLQFUHPHQWRGRLPRELOL]DGR
resultante do forte programa de investimentos concretizado ao longo do ano, essencialmente em atividades de desenvolvimento do
campo Lula/Cernambi, que absorveu cerca de 70% do valor total
LQYHVWLGR3DUD¿QDQFLDUHVWHSURJUDPDGHLQYHVWLPHQWRVD(PSUHVD
reduziu as suas disponibilidades em R$ 130m e aumentou a sua
divida para com as partes relacionadas em R$ 737m.
Milhões de Reais
Variação
Balanço Patrimonial
2014 2013 Valor
%
Activo
Activo Circulante
Disponibilidades
92 222 (130) -58
Contas a Receber
154 139
15
11
Estoques
18
59 (40)
-69
Tributos a recuperar
25
4
21 477
Adiantamentos
147 350 (203)
-58
Outros Créditos
43
23
19
83
Total do Ativo Circulante
480 798 (318)
-40
Activo Não Circulante
Investimento societários
4
4
Activo diferido
248 176
71
40
Imobilizado
4.443 3.089 1.354
44
Intangível
42
41
1
3
Total do Ativo Não Circulante
4.737 3.306 1.430
43
Total do Ativo
5.216 4.104 1.112
27
Passivo
Passivo Circulante
Fornecedores
112 185 (73)
-39
Obrigações Tributárias
102
53
49
93
Outras contas a pagar
200 111
89
80
Total do Passivo Circulante
414 349
65
19
Passivo Não Circulante
Instrumento Financeiro
Empr. e Financiamento de Partes
Relacionadas
2.730 1.963
767
39
Provisões para Abandono de Blocos
88
35
53 150
Outras contas a pagar
3
2
1
49
Total do Passivo Não Circulante
2.822 2.000
821
41
Total do Passivo
3.236 2.350
886
38
Patrimônio Líquido
Capital Social
18
18
Reservas Especiais
1.856 1.691 165
10
Lucros/Prejuízos Acumulados
45
35
10
28
Prejuízos do Exercício
62
10
52 519
Total do Patrimônio Líquido
1.980 1.754 226
13
Total do Passivo e Patrimônio
5.216 4.104 1.112
27
5. REFERÊNCIAS FINAIS: A Diretoria Executiva e o Conselho de
Administração agradecem aos sócios, aos colaboradores e empresas que, das mais variadas formas contribuíram para o cumprimento dos objetivos traçados para a Petrogal Brasil, S.A. no ano de
2014. 6. PROPOSTA DE APLICAÇÃO DE RESULTADOS: A Petrogal Brasil apurou em 31 de Dezembro de 2014 um resultado liquido positivo de R$ 61 559 384 (Sessenta e um milhões, quinhentos
e cinquenta e nove mil e trezentos e oitenta e quatro reais), o qual
deverá ser transferido para Reserva de Retenção de Lucro. Recife,
2 de Março de 2015. A Diretoria Executiva: Carlos Alberto da Costa
Alves - Diretor Presidente; Yanxia Ding - Diretor Financeiro; Alberto
Sampaio de Almeida - Diretor de Operações.