Dommo Energia S.A.

Dommo Energia S.A.

CNPJ/MF: 08.926.302/0001-05

Companhia Aberta – B3: DMMO3

Fato Relevante

– Novo Contrato de Afretamento da FPSO OSX-3 –

Rio de Janeiro, 26 de novembro de 2018 – Dommo Energia S.A. (“Dommo Energia” ou “Companhia”) (B3: DMMO3; OTC: DMMOY), nos termos do artigo 157, parágrafo 4º da Lei nº 6.404/76 e da Instrução CVM nº 358/02, comunica aos seus acionistas e ao mercado em geral que em 26 de novembro de 2018 a Companhia celebrou, mediante aprovação de seu Conselho de Administração, um novo aditamento ao contrato de afretamento (“Novo Afretamento”) com a OSX 3 Leasing B.V. (“OSX 3”), para prolongar o afretamento existente por um período de até 20 anos. A OSX 3 é a proprietária da FPSO OSX-3 (“FPSO”), utilizada como unidade de produção no Campo de Tubarão Martelo (“TBMT”), que atualmente produz em torno de 6.000 barris de petróleo por dia. Adicionalmente, em conjunto ao Novo Afretamento, a Companhia e a OSX 3 também cancelaram a opção de compra para a aquisição do TBMT, opção esta que era detida pela OSX 3 após a recuperação judicial.

Nos termos do contrato de afretamento anterior (“Antigo Afretamento”), que havia sido negociado como parte da reestruturação do endividamento da Companhia enquanto ainda estava em recuperação judicial (conforme informado no Fato Relevante divulgado em 24 de julho de 2017), a OSX 3 poderia notificar a Companhia a qualquer momento sobre sua intenção de remover a embarcação do TBMT. Além disso, como proteção adicional à OSX 3, a Companhia concedeu uma opção de compra que permitia à OSX 3 adquirir o TBMT por USD 1,00 sob certas condições.

Os termos do Antigo Afretamento dificultavam que a Dommo Energia continuasse com os investimentos planejados e aprovados no TBMT, dada a incerteza quanto à permanência da FPSO como unidade de produção do TBMT. O Novo Afretamento foi negociado pelas partes a fim de proporcionar à Dommo Energia a visibilidade necessária e o comprometimento de longo-prazo para investir no TBMT e aumentar sua capacidade produção.

Como resultado do Novo Afretamento, a Companhia será capaz de retomar os investimentos planejados e aprovados no TBMT (“Revitalização”). A Revitalização consiste na conclusão do quinto poço, 4HP, que já foi perfurado e precisa ser conectado ao FPSO, bem como atividades de workover nos quatro poços produtores, conhecidos como 2HP, 6HP, 8H e 44HP. O objetivo da Revitalização é elevar a produção do TBMT para uma estimativa de 10.000 barris de petróleo por dia até o final de 2019. A Companhia estima que o gasto da Revitalização será de USD 80,0MM (“Gasto de Revitalização”), montante este que deverá

ser desembolsado ao longo dos próximos 12 a 18 meses e será financiado pelos saldos de caixa existentes e pela futura geração de caixa.

Histórico: Antigo Contrato de Afretamento

Abaixo estão os termos gerais do Antigo Afretamento, em vigor desde a implementação do acordo celebrado com os credores da Companhia em 24 de julho de 2017 (“Omnibus Deed”)1:

(i) a outorga, pela Dommo Energia à OSX 3, de uma opção de compra sobre TBMT, através do pagamento de USD 1,00 acrescido da soma de outros valores ("Opção de Compra TBMT");

(ii) dadas certas condições precedentes, a outorga, pela OSX 3 à Dommo Energia, de uma opção de compra sobre 4.958.471 ações emitidas pela Eneva e detidas pela OSX 3, mediante o pagamento de USD 1,00 ("Opção de Compra Eneva");

(iii) ausência de um prazo determinado. A Dommo Energia, quando notificada a qualquer momento, teria que tomar todas as medidas necessárias para concluir o processo de devolução da FPSO em até 240 dias contados do recebimento da notificação;

(iv) pagamentos de afretamento baseados em uma fórmula estabelecida e efetivos até a devolução da FPSO à OSX 32.

Termos Gerais do Novo Afretamento

Abaixo estão os termos gerais do Novo Afretamento:

(i) cancelamento da Opção de Compra TBMT;

(ii) cancelamento da Opção de Compra Eneva;

(iii) prazo de 20 (vinte) anos de vigência do afretamento, sujeito às disposições de rescisão antecipada, conforme descritos abaixo;

(iv) os pagamentos de afretamento serão calculados e pagos a cada offload, com base em uma fórmula que distribuirá os fluxos de caixa gerados por TBMT entre as partes da seguinte forma:

Receita Bruta do TBMT, menos os royalties da ANP, menos o Gasto de Revitalização do TBMT, menos os depósitos para o fundo de abandono (quando aplicável) = Fluxo de Caixa Bruto do TBMT (“TBMT-FCB”).

A divisão do TBMT-FCB entre as partes será da seguinte forma (cálculo pro-rata de acordo com o número de dias corridos entre os offloads):

1 Conforme publicado pela Companhia por meio de Fatos Relevantes divulgados em 24 de julho de 2017, 3 de outubro de 2017 e 22 de dezembro de 2017, e pelo Formulário de Referência arquivado na Comissão de Valores Mobiliários.

2 Detalhes dos termos do Antigo Afretamento e detalhes adicionais sobre o Omnibus Deed podem ser encontrados na documentação listada na nota de rodapé (1) acima, as quais podem ser encontradas no site corporativo da Companhia: xxx.xxxxxxxxxxxx.xxx.xx.

3 Estimativa baseada na taxa de câmbio USD/BRL no momento da negociação – o valor corrente será baseado no Opex e SG&A da Companhia para o ano, sendo revisado anualmente pelas partes, dessa forma as economias serão divididas igualmente.

▪ Pagamento pela Dommo Energia (“PD”): 100% do TBMT-FCB até USD 58,5MM por ano3;

▪ Pagamento do Afretamento (“PA”): 100% do TBMT-FCB até USD 47,2 MM por ano – equivalente a USD 129.315 de taxa diária.

Após os pagamentos acima, o fluxo de caixa remanescente do TBMT será dividido em 20% para a Dommo Energia, o pagamento variável da Dommo Energia (“PVD”), e 80% para o OSX 3, o pagamento variável do afretamento (“PVA”).

(v) a fim de garantir um contrato de afretamento de longo prazo e cancelar a Opção de Compra TBMT, a Dommo Energia efetuará um pagamento de USD 50,0MM à OSX 3, após a assinatura do Novo Afretamento, e outro pagamento de USD 15,0MM até 30 de setembro de 2019:

a. No caso de rescisão do Novo Afretamento pela OSX 3 antes do vencimento do prazo contratual, haverá uma taxa de rescisão antecipada a ser paga pela OSX 3 à Dommo Energia 4 da seguinte forma: 2019: USD 65,0MM / 2020: USD 50,0MM / 2021: USD 25,0MM / 2022: USD 12,0MM / 2023: USD 6,0MM.

Em conjunto com os termos financeiros descritos acima, o Novo Afretamento também inclui termos adicionais como: covenants financeiros e operacionais; garantias (penhora sobre o óleo, campo e recebíveis); penalidades por inadimplemento (para ambas as partes); conta de cobrança para o desembolso de pagamentos; e outros termos negociados pelas partes.

Divulgação de Informações Adicionais para o Mercado:

Durante a negociação e discussões referentes ao Novo Afretamento junto à OSX 3, a Dommo Energia preparou diversos estudos (“Materiais”) em relação à produção potencial do TBMT, a Revitalização, e um projeto de eficiência energética na FPSO. Considerando que os Materiais foram divididos com terceiros durante as discussões do afretamento, a Companhia decidiu divulgar os Materiais ao mercado em geral, esclarecendo, contudo, que as informações contidas nos Materiais não devem ser consideradas como previsões oficiais da Companhia, como orientações ou indicações futuras de expectativa de desempenho operacional e financeiro. Os estudos e conclusões contidos nos Materiais estão sujeitos a um número significativo de premissas internas que foram parte da negociação do Novo Afretamento e investidores não devem considerar ou se apoiar nos Materiais quando de seu processo de decisão de investimento em valores mobiliários da Companhia.

4 Montantes calculados na data de aniversário e entre os anos de forma pro-rata. A taxa será depositada em uma conta para o abandono do TBMT. Nenhuma taxa será devida pela OSX 3 (inclui incapacidade de pagar o PA ou a produção do TBMT ser menor que os níveis projetados conforme versão final do acordo).

Os Materiais que foram preparados e compartilhados junto a terceiros incluem: (A) projeção interna de produção do TBMT; (B) Relatório de Auditoria da Produção do TBMT preparado pela Gaffney Cline & Associates (“GCA”); (C) Estudo de Cogeração para a FPSO.

(A) Projeção interna de produção do TBMT

A Revitalização deve prolongar a vida útil do TBMT até, pelo menos, 2024. A produção projetada da Companhia a partir do 4T18, e terminando em 2024, totaliza 13,60MM bbls, considerando um perfil de curva de produção P50 e 12,15MM bbls, considerando um perfil de curva de produção P90.

Tabela 1: Projeção interna da Companhia da produção de TBMT (P50 e P90)

Estimativa da Companhia (em MM bbls)	4T18	2019	2020	2021	2022	2023	2024	Total
Curva de Produção Estimada P90	0,53	2,84	2,83	2,17	1,66	1,17	0,95	12,15
Curva de Produção Estimada P50	0,53	2,94	2,89	2,33	1,93	1,62	1,36	13,60

(B) Relatório de Auditoria da GCA

A fim de fornecer à OSX 3 uma avaliação independente das estimativas de produção preparadas internamente, em agosto deste ano a Dommo Energia contratou a GCA para auditar as projeções de produção do TBMT. Antes de analisar as informações contidas no relatório da GCA, é crucial que os investidores leiam o relatório inteiro incluindo a metodologia e a opinião dos auditores, anexo a este Fato Relevante.

Tabela 2: Projeção auditada pela GCA da produção de TBMT (P50)

Estimativa da GCA (em MM bbls)	4T18	2019	2020	2021	2022	2023	2024	Total
Projeção de Produção da GCA	0,53	2,60	2,47	2,02	1,70	1,36	1,07	11,76

(C) Projeto de Eficiência Energética

Conforme consta nas demonstrações financeiras da Companhia, o custo de diesel é atualmente um dos maiores componentes das despesas operacionais da FPSO. Para reduzir o consumo de diesel, a equipe técnica da Companhia vem atuando em conjunto com um consultor externo, especializado em soluções de eficiência energética. A Companhia está trabalhando para implementar, no curto prazo, a instalação de geradores a diesel na FPSO. O uso de geradores deve reduzir a utilização das turbinas a gás/diesel existentes, que são ineficientes devido às necessidades energéticas atuais da FPSO. A FPSO consome atualmente cerca de 43.000 litros de diesel por dia nas turbinas e, após a instalação dos geradores, a Companhia espera reduzir o consumo de diesel para cerca de 25.000 litros por dia, com uma redução de custo líquido potencial de BRL 1,5MM por mês.

A Companhia reitera que os Materiais acima descritos não devem ser considerados como estimativas oficiais da Companhia, como orientação ou indicação futura de desempenho operacional ou financeiro. Os estudos e conclusões contidos nos Materiais estão sujeitos a diversas premissas internas e os investidores

não devem considerar os Materiais quando de seu processo de decisão de investimento em valores mobiliários da Companhia.

Nota Importante

O conjunto de informações abrangido neste Fato Relevante é definido como "Informações Divulgadas".

As Informações Divulgadas não deverão ser utilizadas como indicativa de que a Companhia ou qualquer outra pessoa considerou, ou considera, tal informação como previsão dos resultados futuros reais da Companhia, e não consiste em uma admissão ou declaração por qualquer pessoa de que tal informação é relevante, ou de que as expectativas, entendimentos, opiniões e suposições que permeiam tais informações permanecem as mesmas desde a data desta divulgação e a informação aqui contida pode ter sido substituída por acontecimentos subsequentes. Os leitores são avisados a não confiar indevidamente nessas informações e são direcionados às divulgações públicas atuais da Companhia.

Projeções/Informações Prospectivas

Projeções, incluindo aquelas referentes a fluxos de caixa, podem ter sido incluídas neste material e não foram examinadas por auditores.

As projeções e outras informações previstas neste documento contêm certas declarações que são “declarações prospectivas”. Tais declarações estão sujeitas a uma série de premissas, riscos e incertezas, muitas das quais são e permanecerão além do controle da Companhia.

Essas projeções são consideradas a partir das datas indicadas e não são garantias de desempenho futuro. Resultados reais ou desenvolvimentos podem mudar de forma relevante com relação às expectativas explícitas ou implícitas previstas nas projeções prospectivas, e a Companhia não se compromete a atualizar tais projeções.

Tais projeções, ainda que apresentadas com detalhes numéricos, são necessariamente baseadas em uma variedade de estimativas e premissas as quais, apesar de consideradas razoáveis pela Companhia, podem não se realizar e estão inerentemente sujeitas a incertezas e contingências negociais, econômicas, competitivas, industriais, regulatórias, de mercado e financeiras, muitas das quais são e permanecerão além do controle da Companhia. A Companhia reitera que nenhuma declaração pode ser realizada ou é realizada quanto à precisão do histórico das informações financeiras ou das projeções ou da capacidade da Companhia de atingir os resultados previstos. Algumas premissas podem revelar-se imprecisas. Além disso, eventos e circunstâncias ocorridos subsequentes à data em que as projeções foram preparadas podem diferir daquelas assumidas, ou, alternativamente, podem não ter sido antecipadas e, portanto, a ocorrência de tais eventos pode afetar os resultados financeiros de forma material adversa ou de forma benéfica.

Informação Não-GAAP

A informação financeira refletida nas Informações Divulgadas não supõe a apresentação das condições financeiras da Companhia de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos ou qualquer outro país. Os auditores independentes da Companhia não auditaram ou realizaram quaisquer procedimentos revisionais das Informações Divulgadas (exceto na medida em que certas informações financeiras históricas podem ter advindo em parte das demonstrações financeiras históricas da Companhia).

Rio de Janeiro, 26 de novembro de 2018

Xxxxxxx Xxxx Xxxxx

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Dommo Energia S.A.

Aviso Legal

Este documento contém algumas afirmações e informações relacionadas à Companhia que refletem a atual visão e/ou expectativa da Companhia e de sua administração a respeito do seu plano de negócios. Estas afirmações incluem, entre outras, todas as afirmações que denotam previsão, projeção, indicam ou implicam resultados, desempenho ou realizações futuras, podendo conter palavras como “acreditar”, “prever”, “esperar”, “contemplar”, “provavelmente resultará” ou outras palavras ou expressões de acepção semelhante. Tais afirmações estão sujeitas a uma série de expressivos riscos, incertezas e premissas. Advertimos que diversos fatores importantes podem fazer com que os resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos, expectativas, estimativas e intenções expressas neste documento. Em nenhuma hipótese a Companhia ou seus conselheiros, diretores, representantes ou empregados serão responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive investidores) por decisões ou atos de investimento ou negócios tomados com base nas informações e afirmações constantes desta apresentação, e tampouco por danos indiretos, lucros cessantes ou afins. A Companhia não tem intenção de fornecer aos eventuais detentores de ações uma revisão das afirmações ou análise das diferenças entre as afirmações e os resultados reais. Cada investidor deve fazer sua própria avaliação, incluindo os riscos associados, pra tomada de decisão de investimento.

Contatos Investidores:

Xxxxxxx Xxxxx

Xxxxxx Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx

xx@xxxxxxxxxxxx.xxx.xx

x00 00 0000-0000

Mídia:

Xxxxxx Xxxxxx xxxxxxxxxxx@xxxxxxxxxxxx.xxx.xx

x00 00 0000-0000

Anexo A | Relatório de Auditoria Técnica GCA

Tradução livre para português do relatório original em inglês “Technical Production Forecast Audit of the Tiburao Martelo Field Offshore Brazil, as of July 31, 2018”, emitido pela Gaffney, Cline and & Associates em 7 de setembro de 2018.

Auditoria Técnica da Produção Projetada do Campo Offshore de Tubarão Martelo - no Brasil, em 31 de julho de 2018

Introdução

Esta auditoria técnica da produção projetada foi preparada pela Gaffney, Cline and & Associates (GCA) e emitida em 5 de setembro de 2018 a pedido da Dommo Energia (“DE” ou “Cliente”), operadora do Campo Offshore de Tubarão Martelo (TBMT) no Brasil. A DE solicitou que GCA preparasse uma versão do relatório final que pudesse ser divulgado ao mercado, de acordo com os regulamentos da CVM para a divulgação de informações públicas relevantes.

O campo de TBMT é um reservatório de carbonato localizado a aproximadamente 80 km da costa do Brasil, em lâmina d’água de 100 metros de profundidade, tendo iniciado a produção em 2013. Todos os poços de produção são horizontais com uma média de 900 metros de comprimento lateral e produzem usando bombas centrífugas submersas (BCS). Este reservatório está sujeito a um influxo moderado de água do aquífero.

Em julho de 2018, o campo estava produzindo 6.200 Bbl/dia de óleo e 2.100 Bbl/dia de água com três poços ativos (poços #44, #6 e #8). Existem mais três poços (#2, #4 e #10) cujos status são:

▪ O poço #2 está fechado devido à falha da bomba centrífuga submersa (BCS) em junho de 2018. Está planejada a retomada da produção em abril de 2019, quando a BCS for su bstituída.

▪ O poço #4 foi perfurado em 2014, mas a completação e a conexão às instalações não foram concluídas naquele momento devido à situação financeira da empresa. Este poço está planejado para ser completado, conectado e colocado em produção em junho de 2019.

▪ Poço (#10) foi perfurado em 2014, mas não foi completado. A produção desse poço está condicionada à conclusão do acordo de unitização com o Campo de Polvo.

As localizações dos poços acima mencionados são mostradas no seguinte mapa estrutural no nível do topo do reservatório.

Figura 1: Mapa Estrutural – no topo da formação de reservatório do Campo de Tubarão Martelo

O trabalho da GCA se concentrou inteiramente em projeções técnicas de desempenho do poço (volumes tecnicamente remanescentes de 15 de agosto de 2018). O escopo do trabalho não incluiu uma avaliação completa do campo, incluindo o poço #10, suas instalações ou quaisquer considerações econômicas.

Este relatório refere-se especificamente e exclusivamente ao assunto abordado, conforme definido no escopo do trabalho aqui estabelecido, e está condicionado às premissas especificadas. O relatório também deve ser considerado em sua totalidade e só deve ser usado para o propósito para o qual é pretendido.

Conclusões

1. As previsões de produção contidas neste relatório devem ser consideradas a melhor estimativa com base na natureza dos dados disponíveis e nas incertezas inerentes às características deste campo.

2. A GCA analisou o modelo de simulação de reservatórios internos da DE e as informações fornecidas pela DE no “Relatório de Caracterização e Engenharia do Reservatório” e concluiu que o método de análise da curva de declínio (ACD) é a técnica mais adequada para a previsão de produção do campo TBMT. A DE concordou com o uso desta metodologia para prever a produção do campo.

3. A tabela abaixo resume os volumes tecnicamente remanescentes (VTR) e os volumes de recuperação técnica máxima estimados (VRE) para cada poço.

4. A previsão para o novo poço #4 é baseada no desempenho análogo aos poços existentes.

5. É opinião da GCA que o tempo médio esperado de vida útil de quatro anos das BCSs é razoável e este foi usado na preparação da previsão de produção do campo.

Tabela 1: Volumes Técnicos Remanescentes, Recuperação Técnica Máxima Estimada e Produção Cumulativa em 31 de julho de 2018

Poço	Data da Primeira Produção	Produção Cumulativa de Óleo (MMBbl)	Volumes Remanescentes (MMBbl)	VRE Óleo (MMBbl)
#8	dez/13	3,7	2,5	6,2
#44	dez/13	5,5	2,5	8
#2	Jul.-14	2	1,7	3,7
#6	set/14	3,1	3,7	6,8
#4	Abril-19 (planejado)	0	3,5	3,5

Discussão

1. Método de Projeção

Embora os estudos de simulação de reservatório tenham sido realizados para o campo pela DE, a complexidade geológica resulta em projeções incertas, portanto, foi acordado que a ACD é a abordagem técnica preferencial para prever a produção a partir de poços existentes.

O relatório “Caracterização e Engenharia de Reservatório” fornecido pela DE (que também levava em conta a condução da análise do declínio em uma base de poço-a-poço).

2. Falha da BCS

Espera-se que as BCSs falhem durante as operações normais. O histórico atual de desempenho das BCSs é mostrado na tabela abaixo.

Tabela 2: Histórico de Vida Útil das BCSs

Poço	Início BCS	Data de Falha	Tempo Total de Operação a partir de 15 de agosto de 2018 (Anos)
#8	Dez. -13	Em Operação	3,78
#44	Dez. -13	Em Operação	4,34
#2	Jul. -14	Jun. -18	2,45
#6	Set. -14	Em Operação	3,57

Obs.: o tempo de operação exclui os períodos durante os quais o poço estava fechado.

A BCS no poço #2 falhou após 2,45 anos, enquanto as BCSs nos outros três poços ainda estão operando. A GCA considera que, em geral, quatro anos é uma estimativa razoável para a vida útil da BCS. No entanto, um poço (#44) excedeu esse valor e outros dois (#8 e #6) estão próximos. Com o propósito de preparar uma melhor estimativa de previsão de produção, a GCA assumiu que as BCSs do poço #44 falharão após um período adicional de seis meses de produção.

A primeira campanha de poços (de março à maio de 2019) planeja realizar o seguinte:

▪ Substituição das BCSs nos poços #44, #8, #2 e #6.

▪ Finalização da completação do poço #4 incluindo a conexão das linhas de fluxo a FPSO.

Como tempo aproximado de todas as campanhas de poços subsequentes, a GCA assumiu que o tempo médio de vida útil das BCSs será de quatro anos. É provável que os workovers sejam iniciados uma vez que a primeira BCS falhe e que todas as BCSs sejam substituídas ao mesmo tempo (durante a mesma campanha).

▪ Campanha 2 aproximadamente em março, abril e maio de 2023 para substituição de BCS nos poços #6, #4, #2, #44 e #8.

▪ Campanha 3 aproximadamente em março de 2027 para substituição de BCS nos poços #6 e #4.

O poço #10 não foi incluído nas campanhas de poços, pois é considerado contingente ao Acordo de Unitização com o campo de Polvo.

3. Projeção de Produção do Campo

A partir de analises conduzidas em base poço-a-poço, o resultado de perfil da produção no campo está retratado abaixo.

Figura 2: Melhor Estimativa Técnica de Projeção da Produção

4. Projeções Individuais de Produção dos Poços

A produção histórica de cada poço foi extraída do arquivo de excel fornecida pela DE em base diária e importada em um software de análise de produção.

4.1. Poço #2

O Poço #2 possui uma extensão horizontal de aproximadamente 700 metros e atualmente não está produzindo por conta de uma falha na BCS ocorrida em junho de 2018. A BCS será substituída e está programada para retomar a produção em abril de 2019.

A distância vertical da lateral horizontal para o contato óleo-água é de aproximadamente 90 metros.

A Operadora está planejando iniciar a produção no poço com 1.500 Bbl/dia. A GCA concordou com a taxa inicial supracitada e estimou uma taxa de declínio efetiva anual (Defa) de 14%. Esta Defa foi estimada considerando a tendência em que as condições operacionais da BCS fossem estáveis e todos os estágios da bomba estivessem operacionais e sem danificações.

4.2. Poço #44

Em julho de 2018 este poço estava produzindo cerca de 2.000 Bbl/d de óleo com um corte de água de 50%. O resultado de Defa é de 19,3%.

Este poço possui uma extensão horizontal de cerca de 900 metros e está a aproximadamente 140 metros acima do contato óleo-água. É razoável pensar que um caminho de água foi estabelecido entre o aquífero e o poço.

4.3. Poço #8

Este poço está localizado no nível superior da estrutura e possui uma extensão horizontal de cerca de

1.000 metros e está aproximadamente 180 metros acima do contato óleo-água. Em julho de 2018 estava produzindo aproximadamente 2.200 Bbl/d de óleo com um corte de água de 0,6%.

A análise ACD segue a tendência da produção de óleo (Defa= 21%).

4.4. Poço #6

Este poço possui uma extensão horizontal de 1.000 metros e está aproximadamente 120 metros acima do contato óleo-água. Em julho de 2018 o poço #6 estava produzindo aproximadamente 2.000 Bbl/d com um corte de água de 1%.

O resultado Defa foi de 13% baseado no desempenho atual.

4.5. Poço #4

Este novo poço #4 está no declive baixo da estrutura com 900 metros de extensão horizontal, estando há 90 metros acima do contato óleo-água. O poço foi perfurado em 2014 mas não foi completado na época. A completação e tie-in estão programados para junho de 2019. O poço produtivo #2 foi escolhido como análogo para a projeção do poço #4.

Base para Opinião

Esse documento reflete o julgamento profissional da GCA conforme informado, tendo sido baseado em padrões aceitáveis de investigação profissional e, conforme aplicável, nos dados e informações fornecidas pelo Cliente, o escopo de engajamento limitado, e o tempo permitido para conduzir a avaliação.

Em linha com os padrões aceitáveis, esse documento não constitui de nenhuma forma ou atesta a garantia ou previsão de resultados, e nenhuma garantia está implícita ou menciona que o resultado atual estará alinhado com os resultados aqui apresentados. A GCA não verificou de forma independente qualquer informação fornecida pelo, ou direcionada, Cliente e aceitou a precisão e plenitude dos dados. A GCA não possui razão para acreditar que quaisquer fatos relevantes tenham sido negados, mas não garante que seus questionamentos tenham revelado todos os assuntos que uma análise mais extensiva poderia ter demonstrado.

As opiniões aqui expressas estão sujeitas à, e qualificadas em sua totalidade, pelas incertezas geralmente aceitas associadas à interpretação dos dados de geociência e engenharia e não refletem integralmente as circunstâncias, cenários e informações que poderiam potencialmente afetar as decisões tomadas pelos destinatários deste relatório e/ou os resultados atuais. As opiniões e declarações contidas neste relatório foram feitas de boa fé e na crença de que tais opiniões e declarações são representativas de circunstâncias físicas e econômicas predominantes.

Existem diversas incertezas inerentes à projeção de produção futura. As atividades de recuperação de petróleo e gás devem ser reconhecidas como um processo subjetivo de estimativa das acumulações de petróleo e gás na subsuperfície que não podem ser medidas de forma exata. Estimativas de recursos de petróleo e gás preparadas por outras partes podem diferir, talvez de forma material, das estimativas contidas neste relatório.

A precisão da estimativa de quaisquer recursos é um resultado da qualidade dos dados disponíveis e da interpretação de engenharia e geologia. Os resultados de perfuração, teste e produção obtidos após a preparação das estimativas podem justificar as revisões de uma parte ou da totalidade que seja material. Por consequência, os recursos estimados são, por vezes, diferentes da quantidade de petróleo e gás que são recuperados, e o tempo e custos desses volumes recuperados podem variar dos volumes assumidos.

Qualificações

Durante a condução desse estudo, a GCA não tomou ciência de qualquer conflito de interesse existente. Como uma consultoria independente, a GCA está fornecendo imparcialmente conselhos técnicos, comerciais e estratégicos no setor de energia. A remuneração do GCA não é, de forma alguma, dependente do conteúdo deste relatório.

Durante a preparação deste documento a GCA manteve, e continua a manter, uma relação estrita de independência junto à DE e OSX3. Além disso, a administração e empregados da GCA não possuem interesse em nenhum dos ativos avaliados ou estão relacionados às analises realizadas, como parte deste relatório.

Membros da equipe que prepararam este relatório possuem as qualificações profissionais e educacionais apropriadas e possuem o nível de experiência necessário e conhecimento para desempenhar o trabalho.

Aviso

Este documento é confidencial e foi preparado exclusivamente para o uso da DE e para divulgação ao mercado com base na regulação da CVM no Brasil. Essa versão do Relatório Final exclui os anexos que contém informação sensível e confidencial para a DE. Exceto quando for dado consentimento expresso prévio por escrito pelo GCA, este relatório não deve ser distribuído ou disponibilizado, integralmente ou parcialmente, para qualquer pessoa jurídica ou física. Nenhuma pessoa jurídica ou física, que não sejam aqueles em que o relatório se destina diretamente ou indiretamente podem confiar em seu conteúdo. A GCA somente está atuando como consultora e, ao máximo permitido por lei, se exime de quaisquer passivos gerados pelas ações ou perdas derivadas da confiança real ou suposta deste documento (ou qualquer outra declaração ou opinião dada pela GCA) pelo Cliente ou por qualquer outra pessoa jurídica ou física.