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quinta-feira, 14 de fevereiro de 2013

Produção de petróleo no país cai 4,9% em dezembro, diz ANP

A produção de petróleo no Brasil em dezembro foi de 2.105 mil barris por dia, uma redução de 4,9% em relação a dezembro de 2011 e um crescimento de 2,9% na comparação com novembro de 2012, informou a Agência Nacional de Petróleo (ANP).

Já o gás natural marcou um novo recorde de produção em dezembro: 76,2 milhões de metros cúbicos por dia, superando a produção de novembro de 2012, de 73,3 MMm³/d. Houve um aumento de 6,8% na produção de gás natural em relação ao mesmo mês em 2011 e de 3,9% na comparação com o mês anterior. A queima de gás natural foi de cerca de 4,3 MMm³/d, queda de 15,2% se comparada ao mesmo mês em 2011 e de 4,7% em relação ao mês anterior.

Durante todo o ano de 2012, foram produzidos cerca de 754 milhões de barris de petróleo e 26 bilhões de metros cúbicos de gás natural, com média de produção de 2.067 Mbbl/d e 71,7 MMm³/d, respectivamente.

Em dezembro, a produção do pré-sal foi de 242,7 Mbbl/d de petróleo e 7,9 MMm³/d de gás natural, totalizando 292,5 mil barris de óleo equivalente por dia (Mboe/d), aumento de 7,5% em relação ao mês passado. O destaque, segundo a agência, foi o início de produção de um novo poço do pré-sal, 6BRSA631DBESS (Baleia Azul), com produção de 6,1 Mboe/d.

A produção de petróleo e gás natural no Brasil veio de 9.018 poços, sendo 791 marítimos e 8.227 terrestres. O campo com o maior número de poços produtores foi Carmópolis, bacia de Sergipe, com 1.106 poços, segundo a ANP.

O campo de Marlim Sul, na bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo e o segundo maior produtor de gás natural, com uma produção média de 346,3 Mboe/d. Já o campo com maior produção de gás natural foi Manati, na bacia de Camamu, com produção média de 6,3 MMm³/d. A plataforma P-56, no campo de Marlim Sul, marcou a maior produção: 143,4 Mboe/d por meio de oito poços interligados a ela, informou a agência.

(Fonte: G1.Globo, 2013-02-04).

sexta-feira, 1 de fevereiro de 2013

OGX e Petrobras anunciam novas descobertas de petróleo

A Petrobras (PETR3; PETR4) e a OGX Petróleo (OGXP3) anunciaram na última terça-feira (29) a descoberta de petróleo em terra e no mar, respectivamente. Segundo a ANP (Agência Nacional de Petróleo, Biocombustíveis e Gás Natural), a notificação indica apenas a presença de indícios de hidrocarbonetos, que pode não se constituir em uma acumulação comercial.

A descoberta da OGX situa-se em campo C-M-560, no poço 1OGX104RJS, localizado na bacia de Campos, no litoral sudeste do Brasil.

Já a constatação de existência de petróleo em terra feito pela Petrobras encontra-se no poço4BRSA1156ES, em Jacupemba, Espírito Santo.


(Fonte: InfoMoney, 2013-01-30). 

OGX perfura poço em Campos e não encontra petróleo

Um poço de petróleo perfurado pela petrolífera OGX no prospecto de Cozumel, na bacia de Campos, não encontrou indícios de petróleo, segundo informações da empresa. A notícia provocou uma queda relevante nas ações da companhia pelo segundo dia consecutivo.

A OGX, braço de petróleo do conglomerado de Eike Batista, tinha expectativa de que no prospecto de Cozumel houvesse um total de 168 milhões de barris de óleo equivalente, segundo relatório do Citi Research desta quinta-feira.As ações da petrolífera brasileira fecharam o pregão em baixa de 6,18%, depois de caírem mais de 10% na mínima do pregão. O Ibovespa fechou em alta de 0,72%.A descoberta em Cozumel, segundo o Citi, seria necessária para viabilizar a construção da plataforma OSX 5, o que afetou também as ações da empresa de construção naval de Eike, a OSX, que encerrou o pregão desta quinta-feira em queda de 8,54%.Com o poço seco em Cozumel, a OGX remanejou sua sonda de perfuração para outro prospecto, o de Cancun, onde há a perspectiva de haver até 205 milhões de barris de óleo equivalente, disse o relatório.

Descoberta em Tulum
A companhia informou também em seu website que encontrou indícios de hidrocarbonetos no prospecto de Tulum, também na bacia de Campos. A estimativa da OGX é de até 196 milhões de barris de óleo equivalente em Tulum.

(Fonte: Terra, 2013-01-31)

sexta-feira, 1 de outubro de 2010

Empresa colombiana anuncia descoberta de petróleo na Bacia de Campos


A estatal Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) anunciou nesta quarta-feira a descoberta de petróleo num poço da Bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro, no qual tem participação de 50% através de sua filial brasileira.


"O operador do bloco BM-C-29, a empresa Anadarko, provou a presença de hidrocarbonetos no poço Itaúna", assinala um comunicado.


A fonte assinalou que no momento não se tem informações sobre as reservas do poço, pois é preciso dar continuidade aos trabalhos de exploração.


A Ecopetrol, uma das quatro principais companhias petroleiras da América Latina que gera mais e 60% da produção colombiana, opera, além do Brasil, no Peru e Estados Unidos.

(Fonte: Google / AFP, 2010-09-29).

domingo, 19 de setembro de 2010

Brasil se tornará exportador líquido de petróleo em 2011, diz AIE


O Brasil se tornará exportador líquido de petróleo em 2011, afirma a Agência Internacional de Energia (AIE), no relatório mensal sobre o setor. A entidade estima que a produção brasileira de óleo crescerá de 2,2 milhões de barris por dia em 2010 para 2,4 milhões de barris por dia no próximo ano.

"(2011) será o primeiro ano do Brasil como exportador líquido de petróleo, embora volumes mais significativos só devam ficar disponíveis para o mercado mundial nos anos seguintes", diz o relatório.

A agência nota que a produção de Tupi avançará até o fim deste ano, saindo do atual estágio de piloto, com 20 mil barris diários, para a próxima fase, com 100 mil barris diários. Trata-se do primeiro desenvolvimento em larga escala do pré-sal. Em junho, os campos de Uruguá e Cachalote iniciaram produção com capacidade de 35 mil e 100 mil barris por dia, respectivamente.

Na avaliação da AIE, ainda não está claro qual será o impacto da interrupção da produção da P-33, na Bacia de Campos, e das reclamações dos trabalhadores sobre questões de segurança.

"Greve e protestos dos funcionários realçaram preocupações com a segurança das plataformas mais velhas e o sindicato vem, desde então, pedindo a suspensão do trabalho em outros locais, incluindo a P-31 e a P-35."

As atividades da P-33 foram suspensas, em meados de agosto, pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Segundo a Petrobras, antes da interrupção a plataforma registrava produção de 19 mil barris diários, bem abaixo da capacidade de 60 mil. O Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense alega problemas em pelo menos outras quatro plataformas na Bacia de Campos. (Fonte: Estadão/Agência Estado, 2010-09-10).

sexta-feira, 26 de fevereiro de 2010

Petrobras acha óleo no pré-sal de Campos


A Petrobras anunciou ontem uma nova descoberta no pré-sal da Bacia de Campos, que hoje já está em produção por meio da plataforma de Jubarte, no litoral capixaba. Desta vez, a empresa encontrou um reservatório abaixo da camada de sal na região central da bacia, na área de concessão do campo de Barracuda.

As reservas foram estimadas em 40 milhões de barris de petróleo de boa qualidade. O mesmo poço encontrou 25 milhões de barris em uma jazida acima do sal.


O volume é pequeno, se comparado às descobertas do pré-sal da Bacia de Santos, na casa dos bilhões de barris, mas poderá ser posto rapidamente em operação, por se tratar de uma área com infraestrutura já instalada.

Segundo comunicado divulgado ontem, a Petrobras estuda conectar o novo poço à plataforma P-43, que produz as reservas de Barracuda. Um plano de avaliação da descoberta será submetido à Agência Nacional do Petróleo (ANP).

A descoberta faz parte de estratégia da estatal brasileira de buscar novos reservatórios próximos aos campos em que já iniciou a produção.

Há duas semanas, a Petrobras anunciou ter encontrado um reservatório de 25 milhões de barris de petróleo acima da camada de sal ao lado do Campo de Pampo, em águas rasas na Bacia de Campos.

Também neste caso, a produção se dará por meio de uma plataforma já instalada na área de concessão.

LÂMINA DÁGUA
As descobertas da Petrobras anunciadas ontem estão localizadas a 100 quilômetros do litoral fluminense, em lâmina dágua (distância entre a superfície e o fundo do mar) de 860 metros. A jazida do pré-sal foi encontrado a 4,3 mil metros de profundidade, mais raso, portanto, que os mais de 6 mil do pré-sal da Bacia de Santos. Segundo a companhia, testes no poço indicaram que o reservatório tem boa produtividade.

O foco principal da atividade exploratória da Petrobras continua na Bacia de Santos, reconhecidamente a maior província petrolífera do País, mas há bons resultados na busca pelo pré-sal também em Campos.

Ainda este ano, a empresa inicia a produção no campo de Cachalote, também com reservatórios abaixo do sal, que receberá o navio-plataforma FPSO Capixaba, com capacidade de 100 mil barris por dia.

O complexo petrolífero onde estão Jubarte e Cachalote, chamado de Parque das Baleias, tem reservas no pré-sal estimadas em 1,5 bilhão a 2 bilhões de barris de petróleo de boa qualidade.

Como em Barracuda, também tem reservas acima da camada de sal, de volumes semelhantes aos encontrados abaixo do sal.

Em uma concessão 40 quilômetros ao sul, a americana Anadarko confirmou duas descobertas de petróleo abaixo da camada de sal, batizadas provisoriamente de Wahoo e Wahoo Norte.

A empresa ainda não fez projeções de reservas de petróleo para a área (Fonte: Último Minuto - IG / Agência Estado, 2010-02-26).

quarta-feira, 24 de fevereiro de 2010

Manutenção em plataformas reduz produção de petróleo da Petrobras


A produção de petróleo da Petrobras nos campos nacionais recuou 0,7% em janeiro na comparação com o mês anterior, para de 1.972.792 barris/dia. Incluindo gás, a produção da Petrobras alcançou 2.284.440 barris diários, uma queda de 1,0% frente a dezembro.


Segundo a estatal, o recuo foi conseqüência de manutenção preventiva em três plataformas da Bacia de Campos. Na comparação com janeiro de 2009, no entanto, esses volumes representam um crescimento de 2,5% na produção de petróleo e de aumento de 2,9% incluindo gás. Considerando as operações da estatal no país e no exterior, a produção média de petróleo e gás natural atingiu, em janeiro deste ano, a média diária de 2.525.754 barris de óleo equivalente (boed) - resultado 3,8% acima do volume do mesmo mês de 2009.


Apenas no exterior, o volume atingiu 241.314 boed em janeiro, uma alta de 12,3% sobre a produção de janeiro de 2009. "Contribuíram para o resultado a entrada em produção do campo de Akpo e de novos poços no campo de Agbami, ambos na Nigéria. Quando comparado com dezembro de 2009, o volume apresentou uma redução de 1%, devido a intervenções em poços para recuperação de produção no campo de Akpo, na Nigéria", diz a estatal em nota (Fonte: G1 - Globo, 2010-02-24).

terça-feira, 8 de setembro de 2009

LLX deve apoiar produção de petróleo em Campos


O complexo portuário do Porto do Açu da LLX, braço logístico do grupo EBX do empresário Eike Batista, deve incluir em seu plano de negócios apoio à crescente produção de petróleo na Bacia de Campos (RJ). Localizado no município de São João da Barra, na região norte do Estado do Rio, o porto fica próximo à bacia, uma das maiores localidades de exploração de petróleo do País.

Para o gerente de Relações com Investidores da LLX, Antonio Castelo Branco, a ideia da empresa é usar o complexo portuário para receber o petróleo extraído da Bacia de Campos; agregar valor no produto ainda no porto para, em seguida, exportá-lo - o que deve conduzir a economia no custo do frete do produto. Castelo Branco participou hoje do seminário "A Força do Estado do Rio de Janeiro", realizado pela Câmara Americana de Comércio (AmCham), em parceria com a PricewaterhouseCoopers.

Ele explicou que o petróleo produzido na Bacia normalmente é transportado em grandes navios plataformas, do tipo FSPO, que normalmente carrega um óleo mais bruto, cheio de "impurezas". Para o gerente, o petróleo poderia ser carregado em navios menores até o Porto do Açu, onde seria tratado de forma mais eficiente, e receberia um aprimoramento de valor "em solo". "Com essa agregação de valor, ele partiria do porto direto para ser exportado", resumiu o gerente (Fonte: Abril / Agência Estado, 2009-08-31).

sexta-feira, 28 de agosto de 2009

Petrobras pode ter nova fronteira exploratória

A descoberta de um novo reservatório de petróleo leve na Bacia de Campos, anunciado anteontem pela Petrobras, pode significar a abertura de nova fronteira exploratória no País, na opinião de especialistas.

Para eles, as novas reservas de Aruanã e a alta do preço do petróleo justificam o bom desempenho das ações da estatal no dia seguinte ao anúncio. As ordinárias (ON) subiram 2,04% e as preferenciais (PN), 1,75%.

Com concessões na mesma região, a OGX foi a reboque, fechando em alta de 3,87%. As duas empresas foram beneficiadas também pela alta do preço do petróleo, para US$ 73,89

“Na prática, a Petrobras está obtendo sucesso agora com esse tipo de rocha carbonática, que pode resultar numa nova série de outras descobertas na área”, comentou o analista do Banco do Brasil Investimentos, Nelson Rodrigues de Mattos.


Recorde

A companhia lembrou, em nota, na quinta-feira, que já havia realizado duas descobertas parecidas na região. Em um poço, a estatal bateu o recorde mundial de produção em rochas carbonáticas - semelhantes às do pré-sal -, com a marca de 43,5 mil barris por dia. A Petrobras afirmou ter encontrado 280 milhões barris de petróleo de boa qualidade em Aruanã. Nas descobertas anteriores, estima ter encontrado outros 695 milhões de barris. “Essa descoberta se soma a outras recentes, que mostram a grande eficiência da empresa em manter níveis elevados de sucesso na exploração”, comentou a analista Mônica Araújo, da corretora Ativa, completando que espera novos anúncios de descobertas em breve.

Para os especialistas, a maior vantagem da nova frente exploratória é já contar com a infraestrutura de escoamento. “A Petrobras pode desenvolver a área em, no máximo, três anos. Basta deslocar uma unidade que esteja subutilizada perto do local e tenha características semelhantes”, disse Mônica. Essa estratégia já foi adotada em Cachalote, no pré-sal da Bacia de Campos, que receberá a plataforma que estava em Golfinho (ES). (Fonte: G1 / Agência Estado - Jornal O Estado de S. Paulo, 2009-08-22).

Petrobras descobre mais petróleo leve na Bacia de Campos

A Petrobras anunciou nesta quinta-feira uma nova descoberta de petróleo leve no pós-sal (reservatórios carbonáticos) na Bacia de Campos, com a perfuração do poço 1-BRSA-713-RJS (1-RJS-661), informalmente denominado Aruanã, na Concessão Exploratória BM-C-36 (bloco C-M-401), onde é operadora exclusiva. Análises preliminares indicam a presença de volumes recuperáveis em torno de 280 milhões de barris de óleo leve (28º API) e com boa produtividade. O Bloco BM-C-36 foi adquirido na 7ª rodada de licitação da Agência Nacional do Petróleo (ANP), em outubro de 2005.


O poço descobridor está localizado a cerca de 120 km da costa do Estado do Rio, em águas onde a profundidade é de 976 metros. A descoberta foi comprovada por avaliações em reservatórios localizados entre 2.993 e 3.123 metros de profundidade. A descoberta será, em seguida, objeto de Plano de Avaliação a ser apresentado à ANP.


Embora esteja acima da camada de sal, o anúncio é importante porque o petróleo encontrado é considerado leve, de maior valor que o pesado. Além disso, a Bacia de Campos é tradicionalmente conhecida por suas jazidas de óleo mais denso.



Marlim Sul


Em reservatórios geologicamente semelhantes à esta descoberta, no Campo de Marlim Sul, também na Bacia de Campos, a Petrobras perfurou dois poços 6-MLS-122-RJS (Jurará) e 6-MLS-146D-RJS (Muçuã), nos anos de 2007 e 2009, em águas de 1.200 metros de profundidade. Esses poços permitiram estimativas, em conjunto, de 350 milhões de barris recuperáveis de petróleo de 27º API. O desenvolvimento desses projetos está previsto no Plano Estratégico 2009-2013, com início de produção em implantação na plataforma P-51, que já produz petróleo na área e, em 2011, na plataforma P-56, que está em construção.


A empresa destaca que ganhou experiência para exploração desse tipo de reservatório no campo de Marlim Leste, com o poço 6-MLL-14-RJS, informalmente denominado Jabuti, em lâmina d'água de 1.300 metros, distante 120 quilômetros da costa, que identificou reservatório portador de um volume recuperável de cerca de 345 milhões de barris de óleo de 28º API. O primeiro óleo desse reservatório foi produzido em 2008 com a plataforma FPSO Seillean.


''A produção do conjunto dessas áreas deve contribuir a curto e médio prazos para o crescimento da curva de produção da companhia, pois já existem instaladas estruturas de produção e escoamento", diz a nota divulgada pela empresa, acrescentando que as descobertas de Jabuti e Jurará já estão computadas nas reservas provadas da Petrobras de 2008 (Fonte: O Globo - Globo, 2009-08.

sexta-feira, 31 de julho de 2009

Meta de produção de petróleo está ameaçada

Pelo terceiro ano seguido, a Petrobras vê ameaçada sua meta de produção diária de óleo. Depois de divulgar, na sexta-feira, que sua produção média de junho ficou 3,2% menor do que a de maio, analistas do setor elaboraram relatórios destacando a dificuldade que a estatal enfrentará para atingir a meta prevista para o ano, na casa dos 2,05 milhões de barris por dia.
O analista do Banco do Brasil, Nelson Rodrigues de Mattos, calcula que para atingir a meta a Petrobras terá de registrar produção média de 2,142 milhões de barris/dia ao longo de todo o segundo semestre. Isso representa aumento de 15,5% em relação ao mesmo período no ano passado. Apenas assim a produção média do primeiro semestre, de 1,958 milhão de bpd, seria compensada.
Para ele, o cumprimento da meta para este ano está diretamente relacionado ao "ritmo de conexão" dos 50 poços produtores ou injetores previstos nos projetos das plataformas P-53, P-51 e FPSO Cidade de Niterói, nos Campos de Marlim Leste e Marlim Sul, na Bacia de Campos. As unidades começaram a operar entre o fim do ano passado e início deste ano, e ainda estão longe de atingir seu pico de produção. Como não acredita ser possível reverter a situação a tempo, Mattos já projeta uma nova média, de 2 milhões de bpd para o ano.
Segundo o analista Emerson Leite, do Credit Suisse, para conseguir atingir a média que compensaria o desempenho menor no primeiro semestre, a Petrobras teria de ter uma "rampa crescente" de produção nos próximos meses. "Assumida essa rampa crescente, a estatal poderia atingir "deslumbrantes" 2,3 milhões de bpd no fim de 2009, o que não parece realista dada a fraca capacidade definida para ser adicionada nos próximos meses." (Fonte: Último Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-21).

quinta-feira, 30 de julho de 2009

Exploração do pré-sal e de áreas estratégicas será pelo sistema de partilha, informou Lobão


O novo marco regulatório para o petróleo irá prever um sistema de partilha de produção entre a União e as empresas ganhadoras das licitações para área do pré-sal e regiões estratégicas, regiões onde há petróleo em abundância, em terra e no mar. A informação foi dada nesta segunda-feira pelo ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, após reunião ministerial, que contou com a participação do presidente Luiz Inácio Lula da Silva. Lobão explicou que o sistema de concessão, hoje em vigor, permanecerá para os contratos já firmados. O novo marco regulatório também prevê a criação de uma empresa estatal específica para o setor.


O ministro não respondeu a perguntas, mas deu a entender que estas áreas são aquelas em que há muito petróleo - independentemente de ser no pré-sal. Segundo uma fonte que participou da reunião, estas áreas são os campos em terra e no mar que ainda não foram licitados. Entre elas estão as chamadas "franjas do pré-sal", que são blocos no cluster da Bacia de Santos, onde está a maior reserva confirmada do pré-sal. Na Bacia de Campos, também há áreas estratégicas.


- São regiões generosas, que se revelam possuidoras de grandes reservas de petróleo - resumiu o ministro de Minas e Energia.


As áreas estratégicas abrangem ainda regiões não mapeadas, mas que venham a apresentar grande potencial, disse mais tarde Lobão ao GLOBO. Por exemplo, Parecis, no Mato Grosso, hoje fora do mapa do petróleo, apresenta-se como nova frente, disse um técnico do Ministério de Minas e Energia.


O sistema de partilha de produção prevê que o óleo pertence à União, e as empresas que são contratadas para explorar e produzir o petróleo recebem em troca um pagamento, que pode ser em dinheiro ou com parte da produção. Esse modelo é utilizado em países que são grandes produtores de petróleo, como Nigéria, Líbia e alguns países do Oriente Médio. De acordo com especialistas, a vantagem desse sistema é a garantia de que parte do petróleo produzido permaneça no Brasil.


A criação de uma estatal específica para cuidar da exploração dos novos campos de petróleo foi defendida pelo ministro Lobão desde o início das discussões sobre o óleo descoberto na camada pré-sal. Para ele, essa empresa poderia garantir que os lucros da exploração fiquem totalmente nas mãos do Brasil. A empresa deverá ter uma estrutura enxuta, com poucos funcionários, pois irá cuidar apenas da parte administrativa, valendo-se de outras exploradoras de petróleo como prestadoras de serviços.



Fundo social e trabalhista


Lobão disse que, além da criação de uma empresa específica para gerir o setor, o governo instituirá um fundo social e trabalhista, alimentado por recursos que virão dos ganhos obtidos na exploração.


- Os contratos de partilha renderão à União, que destinará os recursos ao fundo social, que será gerido pelo Ministério da Fazenda - afirmou o ministro, que acrescentou que o fundo será gerido pelo Ministério da Fazenda e será voltado para as áreas de educação, saúde, trabalho e outras questões sociais.


Perguntado sobre como será feito o rateio da parcela a ser entregue à União pelo operador do campo no regime de partilha, o ministro desconversou. Como O GLOBO mostrou semana passada, a divsão da renda do petróleo com estados e municípios é o tema mais espinhoso da nova legislação e sera definido por Lula.
A tendência é que a União não divida sua parte com os entes da federação, que receberiam apenas royalties.

Lobão disse ainda que ele e a ministra da Casa Civil, Dilma Rousseff, acertaram com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva o fechamento da proposta com as novas regras em até 15 dias, após os últimos ajustes, para o projeto de lei seja encaminhado o mais rápido possível ao Congresso, para apreciação dos parlamentares.


- O presidente vai ouvir algumas pessoas, fazer algumas consultas, e depois encaminhar ao Congresso Nacional, com recomendação de urgência constitucional - informou o ministro.


O governo discute a criação de um novo marco regulatório para o petróleo há mais de um ano, depois que a Petrobras anunciou a descoberta de novos campos de produção na região do pré-sal. O pré-sal é uma área de cerca de 800 quilômetros de extensão, que vai do litoral do Espírito Santo até Santa Catarina. O óleo está localizado abaixo da camada de sal, a mais de 2 mil metros de profundidade.


A conjuntura econômica também foi tema da reunião ministerial. O ministro da Fazenda, Guido Mantega, disse que economia deve ter crescimento positivo este ano, em torno de 1%, registrando 4,5% em 2010 (Fonte: O Globo - Globo / Agência Brasil, 2009-07-13).

Shell inicia produção em sua 2a área de petróleo e gás no Brasil


A Shell começou a produzir em sua segunda área de petróleo e gás natural no Brasil, agora no Parque das Conchas (antigo BC-10), cujo pico de produção diária será atingido no início de 2010.


Segundo a assessoria da Shell, a plataforma flutuante instalada para receber os quatro campos da região, a FPSO Espírito Santo, tem capacidade para produzir 100 mil barris diários e 1,42 milhão de metros cúbicos de gás natural, além de estocar 1,5 milhão de barris de petróleo.
Ainda não está definido, no entanto, quanto será alcançado no pico de produção, segundo um assessor da Shell.


A empresa já produz entre 30 e 40 mil barris de petróleo nos campos de Bijupirá-Salema, também na bacia de Campos, que são integralmente exportados.


Segundo a companhia, o novo projeto inaugura no Brasil o uso de tecnologia que separa o gás natural do petróleo no fundo do mar -os produtos são levados por dutos diferentes até a FPSO.


O óleo descoberto no local é de baixa qualidade, entre 16 e 24 graus API, e segundo a Shell foi necessário o desenvolvimento de uma tecnologia complexa para sua extração.


Ao todo são quatro campos que serão explorados -Abalone, Ostra e Argonauta B-West, na primeira fase, e Argonauta O-North, na segunda fase.


Os campos de óleo pesado ficam a 110 quilômetros da costa do Espírito Santo e a quase dois quilômetros de profundidade na bacia de Campos.

"A Shell executou uma série de novas e avançadas tecnologias para fazer frente aos diversos desafios do projeto, entre eles a profundidade da água e a viscosidade do óleo", declarou a companhia em nota (Fonte: O Globo - Globo /Reuters - Brasil Online, 2009-07-13).

segunda-feira, 29 de junho de 2009

Chevron começa a produzir petróleo no campo de Frade


A norte-americana Chevron informou nesta terça-feira que iniciou a sua primeira produção de petróleo no Brasil, no campo de Frade, na bacia de Campos (RJ), com expectativa de atingir um pico de produção de 90 mil barris de óleo equivalente por dia em 2011.


O investimento no campo é estimado em 3 bilhões de dólares, sendo 51,7 por cento da Chevron, operadora do campo, e 30 por cento da Petrobras. O restante, ou 18,26 por cento, pertence a acionistas japoneses reunidos na Frade Japão Petróleo Ltda.


Segundo comunicado da Chevron enviado ao mercado nesta terça, o petróleo extraído no Brasil será exportado e o gás natural, vendido no mercado interno brasileiro.


"A evolução positiva do campo de Frade abre uma nova grande fonte de energia para as próximas duas décadas, enquanto cria uma plataforma importante para que a Chevron possa crescer o seu negócio dentro de uma das mais promissoras regiões de petróleo e gás do mundo", disse em uma nota o vice-presidente executivo de upstream e gás, George Kirkland.


Frade não está localizado na região pré-sal e empresa já afirmou interesse em avaliar sua participação na exploração do pré-sal brasileiro, área que pode conter bilhões de barris em reservas mas que depende de um novo marco regulatório para ser ofertada ao mercado.


O campo de Frade, cuja exploração é feita em águas profundas a 370 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, tem reservas entre 200 e 300 milhões de barris de óleo equivalente (boe) de óleo pesado, de cerca de 18 graus API (Fonte: Ultimo Segundo - IG, 2009-06-23).

Petrobras testa novas áreas em Campos


A Petrobrás realiza testes em duas importantes fronteiras na Bacia de Campos, maior produtora nacional de petróleo, que foi relegada ao segundo plano após a descoberta do pré-sal. Segundo o gerente executivo da estatal para a região, José Airton de Lacerda Martins, Campos continuará a ter sua importância nos próximos anos com investimentos para manter a autossuficiência nacional enquanto as reservas gigantes de Santos não atingem produção expressiva.


A empresa tem como objetivo chegar à produção de 2 milhões de barris de petróleo por dia em Campos - hoje são 1,75 milhão - e manter esse volume até que o pré-sal esteja desenvolvido. Para isso, estão sendo realizados investimentos em três diferentes frentes: desenvolvimento de novos projetos; aumento da produção em campos já existentes; e exploração de novas fronteiras.


Nesse caso, enquadram-se, principalmente, os projetos Siri e Jabuti, que estão produzindo petróleo em rochas semelhantes às do pré-sal de Santos, que têm o nome técnico de carbonatos. Jabuti, por exemplo, bateu no mês passado o recorde de produção nacional em um só poço, com a marca de 43,5 mil barris por dia. "Os carbonatos têm se mostrado bastante produtivos na Bacia de Campos", disse Martins, em entrevista durante a feira Brasil Offshore.


Jabuti é um reservatório dentro do campo de Marlim Leste, um dos maiores em desenvolvimento atualmente no País. Já Siri fica no campo de Badejo, um dos primeiros desenvolvidos pela estatal na região.


O projeto está produzindo atualmente 10 mil barris por dia, em fase de testes. A área técnica da Petrobras já desenhou o projeto definitivo de produção, com capacidade para produzir 100 mil barris por dia e previsão de início das operações em 2015.


Os dois estão inseridos em uma estratégia da estatal para evitar o declínio de Campos prospectando novas reservas em áreas já produtivas.


Além disso, a empresa desenvolve tecnologias para garantir sobrevida aos campos em declínio. Em palestra realizada anteontem, o gerente executivo do pré-sal da companhia, José Formigli, disse que o aumento da recuperação de petróleo em campos existentes é hoje responsável por mais de 80% do "petróleo novo" encontrado no mundo.


Em Campos, a Petrobras iniciou um programa para ampliar o fator de recuperação das reservas - ou o porcentual de petróleo que pode ser retirado de um reservatório. Até agora, a companhia conseguiu um incremento de quatro pontos porcentuais nesse índice, cujo valor absoluto não é revelado pela companhia. Para os próximos quatro anos, a meta é conseguir mais três pontos porcentuais."Trabalhamos para manter os níveis atuais de produção, apesar do declínio natural dos reservatórios", afirmou o executivo.


O esforço é justificado pelo fato de que o pré-sal de Santos só vai atingir seu primeiro milhão de barris de petróleo por dia em meados da próxima década. Em 2020, a Petrobras estima que as reservas das águas profundas da Bacia de Santos atingirão produção semelhante à da Bacia de Campos atualmente (Fonte: Último Segundo - IG, 2009-06-18).

segunda-feira, 22 de junho de 2009

Petrobras aprova projeto de petróleo extrapesado no RJ


A Petrobras aprovou o projeto de desenvolvimento do Campo de Siri, na Bacia de Campos, primeira produção de petróleo extrapesado em campos marítimos no mundo. O campo já está em produção desde o fim de março, mas em fase de testes, e a ideia é ir ao mercado para contratar os equipamentos definitivos em 2011.


Segundo o coordenador do projeto Siri, André Moço, o desenho aprovado pela companhia prevê a instalação de duas plataformas de perfuração conectadas a um navio tipo FPSO com capacidade para extrair 100 mil barris por dia, com previsão de início das operações entre 2015 e 2016. O projeto conceitual será levado à diretoria da empresa em setembro de 2009, para início da avaliação de custos e prazos do projeto.


Siri tem reservas recuperáveis de 270 milhões de barris de óleo altamente pesado, na faixa de 12,3º API - sendo que, quanto menor o grau API, menor o valor do petróleo no mercado -, que necessita de tecnologias especiais para extração e processamento. Até agora, a companhia vem produzindo uma média de 10 mil barris por dia na fase de testes e já identificou alguns desafios, como a necessidade de manter alta temperatura na planta de processamento.


Moço diz que o desenvolvimento do projeto pode servir de experiência para a camada do pré-sal, uma vez que o tipo de reservatório encontrado em Siri é semelhante ao das reservas localizada abaixo do leito marinho. Em Siri, porém, não há presença de sal. Segundo o coordenador do projeto, a companhia trabalha ainda no desenvolvimento de tecnologias para aumentar o fator de recuperação do óleo no campo, que tem quase 3 bilhões de barris de óleo in place (dos quais, hoje, apenas 10% são recuperáveis). "Acho que podemos chegar a um fator de recuperação de 12%", afirmou, em entrevista após apresentar o projeto em conferência na feira Brasil Offshore.


Moço não quis informar o custo de produção do projeto e evitou comentar a viabilidade de produção de petróleo extrapesado em um momento de baixas cotações, limitando-se a dizer que a questão depende "do cenário de preços do petróleo de cada empresa" (Fonte: Abril, 2009-06-17).

Poço da Petrobras na Bacia de Campos bate recorde nacional de produção


O poço da Petrobras MLL-54HP, localizado a 120 quilômetros da costa, no reservatório conhecido como Jabuti, no campo de Marlim Leste, na Bacia de Campos, tornou-se o recordista brasileiro em produção diária de petróleo ao atingir, em maio, o volume de 43.588 barris de petróleo, segundo nota divulgada nesta segunda-feira pela empresa. Este número supera os 43.299 barris do poço MLS-42, interligado à plataforma P-40, registrado em dezembro de 2002.


O MLL-54HP já havia batido o recorde mundial de profundidade de água (1.413m) para produção em carbonatos fraturados (tipo de rocha reservatório). Interligado há três meses ao navio FPSO Cidade de Niterói, o MLL-54 já acumula uma produção, desde que entrou em operação, de cerca de três milhões de barris de petróleo.


O recorde é um novo marco para a companhia, já que evidencia o alto potencial dos carbonatos fraturados, e estimula a exploração e o desenvolvimento de várias jazidas similares recém-descobertas e outras já mapeadas na Bacia de Campos.


O plano de drenagem da jazida foi resultado de estudos detalhados. Por ser um reservatório fraturado, o principal desafio foi projetar o poço de forma a otimizar a produção. Para isso, buscou-se uma trajetória que conciliasse a interceptação de um grande número de fraturas com a contribuição das regiões mais porosas e permeáveis da rocha.


O MLL-54 foi o primeiro poço a produzir para o FPSO Cidade de Niterói. A plataforma conta, também, com a produção do poço MLL-20D para atingir os atuais 53 mil barris por dia (bpd). No total, a unidade marítima, com capacidade diária para produzir 100 mil barris de petróleo e 3,5 milhões de m³ de gás, terá mais sete poços de petróleo e um de gás, com pico de produção previsto para 2011 (Fonte: O Globo - Globo, 2009-06-15).

domingo, 31 de maio de 2009

Petróleo: um fim de festa


Através da História, a Indústria do Petróleo foi marcada por um fluxo constante e transitório de grandes lucros e subseqüentes grandes perdas. No artigo a seguir, nosso professor Giuseppe Bacoccoli traça um panorama sobre a triste história do Mar do Norte, levando-nos a refletir que, se hoje é o norte que lamenta o fim da era do petróleo, amanhã poderá muito bem ser o sul. Que este futuro seja certo, não podemos afirmar. Mas a reflexão se faz necessária para que os mesmos erros não sejam repetidos.


Ao contrário do que vinha acontecendo antigamente, há muitos anos, ninguém mais informa sobre novas descobertas. Até os geólogos, sempre otimistas, não contam mais com eventuais agradáveis surpresas, tanto no pré quanto no pós-sal. De fato, todos os cantos daquela extensa província petrolífera já haviam sido vasculhados em exaustivos levantamentos sísmicos e/ou com outros métodos exploratórios. Muitos poços de exploração e de desenvolvimento foram perfurados por diversos operadores e importantes campos produtores foram descobertos, no tempo das vacas gordas, no passado. Agora, no entanto, toda aquela região sedimentar costuma ser considerada como exploratoriamente madura. No jargão dos geólogos, isto significa que, ali, a maioria das jazidas de petróleo e gás natural já teria sido encontrada, restando poucas chances de ainda se descobrirem acumulações de algum porte. “Melhor trabalhar em outras áreas” – comentam os geólogos mais preparados e experientes – “Ainda mais se for possível encontrar alhures áreas de fronteira, pouco exploradas. Quem sabe, em algum lugar do mundo...” Além disto, a presente crise econômica e o atual preço do petróleo pouco contribuem para a retomada dos trabalhos exploratórios.


Antigas enormes plataformas marítimas de produção – verdadeiros monumentos de aço implantados por toda a parte offshore, ícones emblemáticos da tecnologia e do empreendedorismo da vigorosa indústria do petróleo do passado – vem sendo desativadas (decomissioned) de tempos em tempos. Sempre que os custos operacionais destas plataformas superam as receitas oriundas da produção, os operadores decidem pelo seu abandono. E isto vem ocorrendo com muita freqüência. As grandes estruturas são desmontadas, seus equipamentos viram sucata, numerosas equipes de trabalhadores experientes acabam perdendo o emprego e, mais do que isto, perdendo o orgulho pelo que faziam. Muitos profissionais, depois de procurar sem sucesso outra atividade, mesmo no exterior, acabam abandonando o setor e trabalhando em ramos diferentes. As plataformas são totalmente arrasadas e desaparecem sem deixar sinais de sua presença, na superfície ou no fundo do mar, para não oferecer riscos à pesca ou à navegação. Para conduzir as caras operações de arrasamento foram até formalizados acordos cooperativos entre os diversos operadores, compartilhando todo o tipo de recursos necessários. No mar, onde havia plataformas iluminadas, flares acesos, ruidosas turmas de trabalhadores, barcos e helicópteros na intensa faina de apoio logístico, agora apenas as ondas e o vento. O silêncio é apenas eventualmente quebrado pela passagem de um dos poucos barcos pesqueiros.


A produção de petróleo de toda a província já foi superior aos três milhões de barris por dia e destinava-se, em boa parte à exportação. Com a prática dos preços elevados do petróleo fazia a fortuna dos felizes operadores. Hoje, é de pouco mais de dois milhões de barris por dia e, ao persistirem as elevadas taxas de decréscimo, em breve será insuficiente para atender até mesmo ao consumo do país que deverá retornar a importar petróleo. A vazão dos velhos reservatórios já muito exauridos e “depletados” continua caindo, inexoravelmente, com índices superiores aos cinco por cento ao ano. As reservas também diminuem, face aos volumes produzidos e à falta de novas descobertas.


“Não nos resta mais nada a fazer” – lamentam com tristeza os engenheiros de reservatório. – “Já aplicamos, quando possível, métodos de recuperação secundária e terciária. Agora só falta tirar o que resta do petróleo, até quando for técnica e economicamente viável. Mas, a julgar pela presente relação R/P (Reserva/Produção), em menos de dez anos todo o petróleo terá sido produzido. Fim de festa...”.


“Estes fatos são notórios, conhecidos e bastante previsíveis, pelo menos entre os técnicos e profissionais da indústria do petróleo” – ressaltam os gerentes. Mesmo assim, a preocupação com o futuro toma conta de todos, tanto na grande empresa estatal, quanto nos numerosos operadores, muitos privados, nacionais e internacionais, que trabalham em parcerias com a estatal, ou através de contratos firmados no passado. “Hoje é difícil encontrar novos interessados em investir aqui”. – afirma uma autoridade do governo – “Antigamente, todos queriam algum tipo de concessão. Hoje é bem mais complicado, neste clima de fim de festa”.


Não menos pessimistas são os muitos fornecedores de bens e serviços para as atividades de E&P (Exploração e Produção) de petróleo, vendo seus contratos minguando ano a ano. “Nós mesmos desenvolvemos a tecnologia para produzir este petróleo”. – diz um fornecedor – “Agora só utilizando em outra região do mundo com melhores perspectivas”.


Nas cidades portuárias costeiras, que durante décadas serviram como bases de apoio logístico e operacional às atividades de extração de petróleo offshore, o clima também é de fim de festa. Com a chegada do petróleo, estas pequenas comunidades, então dedicadas apenas à pesca, à navegação, à agricultura e ao turismo, viveram dias de glória com o progresso da indústria impulsionando seu significativo crescimento. Além da maior arrecadação de impostos e tributos, o petróleo trouxe consigo o estabelecimento das grandes bases de apoio, a proliferação dos estaleiros, a multiplicação dos fornecedores de bens e serviços e, principalmente, a vinda de numerosos trabalhadores, formando uma multidão de bem remunerados recém-chegados. Por sua vez, estes novos moradores precisavam de tudo, de casa a comércio, de serviços de subsistência a serviços públicos, de hotéis a hospitais, de escolas a clubes. Assim todas as atividades cresceram, transformando velhas vilas costeiras quase desconhecidas em modernas e industrializadas cidades portuárias, exibindo invejáveis índices de bem estar.


Agora, vive-se o ciclo oposto com o encolhimento destas comunidades. À falta de oportunidades, muitos moradores, especialmente os mais novos, passaram a migrar constantemente para outros locais no país ou no exterior. Com dificuldade, as cidades tentam retomar as velhas atividades, anteriores ao petróleo, ou iniciar outras na obstinada luta pela sobrevivência através da diversificação e a sustentabilidade. Mesmo assim, todo dia casas comerciais, fábricas e escritórios fecham suas portas, demitem empregados, provocam ondas migratórias e motivam índices negativos de crescimento. Muitos lamentam não ter investido mais – no tempo das vacas gordas do petróleo – em atividades que melhor assegurassem a atual sobrevivência.


Neste momento, o leitor já confuso e perplexo deverá estar questionando se esta triste história é verdadeira, em que tempo e espaço se posiciona e por que ocuparia agora este espaço de informação. Vamos tentar responder, por partes.


Apesar de levemente romanceados, todos os fatos que acabam de ser reportados são totalmente verídicos e atuais e estão ocorrendo precisamente agora com a indústria petrolífera offshore da Noruega, no setor correspondente do Mar do Norte. Não seria muito diferente se tratasse do setor britânico, também do Mar do Norte, igualmente em clima de fim de festa. Os dados apresentados constam da BP Statistical Review of World Energy (Junho 2008).


Julgamos oportuno divulgar estes acontecimentos para que sirvam para uma reflexão sobre o passado, o presente e o possível futuro da indústria brasileira do petróleo, ainda mais após a divulgação das fantásticas reservas no pré-sal e a aparente busca de novos marcos regulatórios, alguns com suposta base no que estaria ocorrendo na Noruega.


Como podemos verificar, poucas são as atuais semelhanças ou correlações entre o presente momento da província petrolífera produtora das Bacias do Espírito Santo, Campos e Santos, no Brasil, e do setor norueguês (ou britânico), do Mar do Norte. Pelo visto, aqui a festa continua. Creio, no entanto, que devamos desde já procurar construir conscientemente nosso futuro. Vale o exercício! (Autor: Giuseppe Bacoccoli, Geólogo do Petróleo, Professor visitante - COPPE/UFRJ. Fonte: artigo enviado via e-mail em 2009-05-25).

quinta-feira, 21 de maio de 2009

Produção média de petróleo e gás da Petrobras sobe 6% em abril

A Petrobras teve uma produção média em abril de 2,285 milhões de barris equivalentes de petróleo e gás por dia no Brasil, volume 6,0% superior ao registrado no mesmo mês do ano passado, informou hoje a companhia em comunicado.

A produção, no entanto, foi 1,3% inferior à de março deste ano devido à parada programada para manutenção de três plataformas na Bacia de Campos.
A extração exclusiva de petróleo nos campos nacionais em abril ficou em 1,97 milhão de barris diários, com um crescimento de 7,2% em relação ao mesmo mês de 2008 e uma redução de 0,8% em comparação com março deste ano.
Em abril, a produção de gás natural no Brasil foi de 49,24 milhões de metros cúbicos diários, praticamente o mesmo volume que em abril do ano passado e que em março de 2009.
De acordo com o comunicado da empresa, a produção de petróleo e gás equivalente da Petrobras tanto no Brasil como nos campos nos quais opera no exterior foi de 2,51 milhões de barris diários, com um crescimento de 6% frente a abril de 2008 e uma redução de 1% em relação ao mês imediatamente anterior.
O volume de petróleo e gás procedente dos nove países nos quais a Petrobras opera foi de 233.795 barris equivalentes por dia em abril, com um aumento de 5% frente a março e de 4% em relação ao mesmo mês do ano passado.
A produção de gás no exterior foi de 16,9 milhões de metros cúbicos diários, com aumento de 3% em relação a março - provocado pelo crescimento da demanda do gás proveniente da Bolívia- e uma redução de 2% em comparação com abril.
O país que mais contribuiu à produção de petróleo e gás equivalente da Petrobras em abril foi Argentina, com 109.100 barris diários, seguido pela Bolívia (45.616), Nigéria (28.035), Colômbia (15.010), Peru (14.758), Venezuela (11.045), Estados Unidos (4.626), Equador (3.263) e Angola (2.342) (Fonte: G1-Globo / EFE, 2009-05-20).

quinta-feira, 30 de abril de 2009

Petrobras bate recorde mensal na produção de petróleo e gás


A Petrobras bateu em março último o recorde de produção de petróleo equivalente (petróleo e gás natural), ao atingir a extração média de 2.315.276 barris/dia. O resultado chega a ser 9,5% superior ao volume produzido no mesmo mês do ano passado e 3% maior que a de fevereiro deste ano.


Isoladamente, a produção de petróleo nos campos do país atingiu os 1.991.934 barris/dia, superando em 10,6% a produção média de março de 2008 e em 2,7% a de fevereiro deste ano, também um resultado recorde na história da companhia.


Os dados foram divulgados hoje (24) pela estatal, que atribuiu o resultado ao crescimento da produção na Bacia de Campos, no norte fluminense, com a entrada em produção de novos poços em algumas áreas de produção. Com isso, houve um incremento da extração nas plataformas P-53, e FPSO Cidade de Niterói (ambas em Marlim Leste); e na P-54 (Roncador).


A Petrobras informou ainda que no dia 19 de março conseguiu extrair 2.042.559 barris – a maior produção já obtida em um único dia pela estatal.


Já a produção de gás natural dos campos nacionais atingiu em março 51.407 milhões de metros cúbicos diários, resultado ligeiramente superior aos 48.867 milhões de metros cúbicos diários produzidos em fevereiro de 2009.


Os dados indicam que, somadas as produções dos campos da empresa
no Brasil e no exterior, a produção total de petróleo e gás natural atingiu, em março último, a média diária de 2.537.873 barris de óleo equivalente (BOE) diários.

O resultado foi 8,5% maior que a produção de igual mês de 2008 e 4,3% acima do volume total extraído em fevereiro deste ano.


O volume de petróleo e gás natural proveniente dos nove países onde a Petrobras mantém ativos de produção, em barris de óleo equivalente, chegou a 222.597, 1,9% inferior ao volume produzido no mês anterior e 1% abaixo da produção de março de 2008 (Fonte: Paraiba / Agencia Brasil, 209-04-25).