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quarta-feira, 17 de abril de 2013

Petrobras assina contrato de construção de mais duas plataformas para o pré-sal

A produção de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos, nos campos de Franco e Franco do Sul, ganhará duas plataformas que agregarão, quando estiverem em plena operação, mais 300 mil barris de petróleo e 14 milhões de metros cúbicos gás natural, diariamente, à produção nacional.

Os contratos para a construção das plataformas foram assinados hoje (11) pela Petrobras em cerimônias ocorridas no Rio de Janeiro e no Rio Grande do Sul. A construção e a integração dos módulos da P-74 e da P-76 irão gerar cerca de 4.500 empregos diretos e indiretos nas regiões de São José do Norte (RS) e Pontal do Paraná (PR), onde estão os estaleiros que executarão os serviços.

A Petrobras informou que, para a construção dos módulos das plataformas, os contratos estipulam um índice de conteúdo local de 65% nos serviços de construção e montagem; 65% nos serviços de engenharia de detalhamento, 65% nos serviços de gerenciamento e de 71% para o fornecimento de materiais. A instalação e a integração dos módulos no casco também terão conteúdo local de 65%.

O prazo contratual total é 42 meses. A produção de petróleo da P-74 está prevista para o segundo semestre de 2016, e a da P-76, para o segundo semestre de 2017.
 
Fonte: Jornal do Brasil/Agência Brasil, 2013-04-11.

quinta-feira, 14 de fevereiro de 2013

Petrobras encontra mais indícios de petróleo em Tupi Sul


A Petrobras descobriu indícios de petróleo no poço 4-BRSA-1047-RJS, em Tupi Sul, na Bacia de Santos, e comunicou o fato na última sexta-feira (01) à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O poço tem lâmina d'água de 2.182 metros.

Em 4 de janeiro, a companhia havia comunicado ter encontrado indícios de óleo no mesmo poço. Ainda não há, nesta fase, confirmação de que o poço tenha capacidade para ser explorado comercialmente.
(Fonte: Exame.Abril, 2013-02-04).

domingo, 12 de setembro de 2010

Pré-sal: governo fará primeiro leilão no início de 2011


O governo federal pretende realizar no início do próximo ano o primeiro leilão de um bloco no pré-sal, sob o novo regime de partilha da produção. A previsão foi feita pelo diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, que destacou que a ideia é oferecer no leilão a área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, mostra reportagem de Ramona Ordoñez, publicada pelo GLOBO neste domingo.


Libra está localizada a 35 quilômetros da área de Franco, que teve parte das reservas (três bilhões de barris) cedida para a exploração pela Petrobras no regime de cessão onerosa. Em Libra, a ANP está atualmente perfurando um poço, que deverá ser concluído até o próximo mês, para delimitar suas reservas.


Na entrevista ao GLOBO, Haroldo Lima disse que, por uma questão estratégica, a área de Libra não fez parte das reservas de petróleo concedidas à Petrobras para a exploração pela cessão onerosa (cinco bilhões de barris). Isso porque Libra, segundo o executivo, deverá ser o maior campo já descoberto no país, superando as reservas de Tupi (estimadas em até oito bilhões de barris) e de Franco (estimadas em 5,4 bilhões). Lima não quis fazer previsões, mas técnicos da própria ANP admitem que Libra deverá ter, no mínimo, sete bilhões de barris de petróleo em reservas.


O executivo confirmou que a ANP se prepara para realizar o primeiro leilão do pré-sal com a oferta da área de Libra no início do próximo ano. A documentação sobre o leilão de Libra já está praticamente pronta para ser encaminhada para a aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em novembro. Mas isso só será possível, segundo Lima, se a candidata do PT, Dilma Rousseff, vencer as eleições presidenciais já no primeiro turno. Dessa forma, em novembro, o Congresso poderia aprovar a nova regulamentação que cria o sistema de partilha, permitindo a realização do leilão nos primeiros meses de 2011.

(Fonte: O Globo - Globo, 2010-09-04).

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).

sábado, 29 de agosto de 2009

BG não encontra petróleo nem gás em poço perfurado com a Petrobras na Bacia de Santos

A britânica BG Group afirmou que um poço perfurado em conjunto com a Petrobras na costa brasileira não contém hidrocarbonetos, apesar de um exame inicial ter sugerido a presença de gás. Uma porta-voz da BG afirmou, nesta segunda-feira, que, apesar de o poço Corcovado-2, no bloco BM-S-52, não ter correspondido às expectativas, a BG ainda está avaliando os resultados e planeja continuar perfurando em outro local no bloco.

As ações da BG, que estavam em queda devido a rumores de que a companhia estava informando alguns investidores selecionados sobre o resultado dos trabalhos no poço, recuaram mais. A porta-voz da BG negou que qualquer investidor tenha recebido informação privilegiada, afirmando que todos os investidores e analistas que buscaram informações sobre o poço as receberam.

Este foi o segundo grande revés nos últimos dois meses na exploração da promissora camada pré-sal brasileira, que pode conter dezenas de bilhões de barris de petróleo. Em julho, um consórcio Exxon Mobil, Hess Corp e Petrobras completou os trabalhos no poço chamado Guarani, no bloco BM-S-22 da Bacia de Santos, e não encontrou petróleo. À época, a Petrobras divulgou comunicado a respeito do Bloco BM-S-22, reconhecendo o risco de poço seco, mas considera improvável a ocorrência em blocos do pré-sal operados por ela.

Esses problemas podem comprometer a argumentação do governo de que não há risco exploratório no pré-sal brasileiro, máxima que tem sido citada como justificativa para uma mudança na regulamentação do setor de petróleo para elevar os ganhos do Estado.

Entre os desafios da produção na camada pré-sal, segundo especialistas, estão a elevada pressão, a movimentação da camada de sal, que será atravessada pelos dutos, e o relativo desconhecimento do tipo de rocha que guarda o petróleo. Há também grande volume de gás natural e de gás carbônico no local.

Além dos dois poços secos na região, a Petrobras também suspendeu em julho o TLD (Teste de Longa Duração) de Tupi, campo que pode conter até 8 bilhões de barris recuperáveis (ou seja, que podem ser extraídos) de petróleo, após problemas no equipamento chamado árvore de natal molhada, que será substituído. O teste ainda não foi retomado.

A BG tem participação em vários blocos na camada pré-sal, e o sucesso nas perfurações até recentemente ajudou a impulsionar suas ações (Fonte: O Globo - Globo / Reuters, 2009-08-24).

sexta-feira, 28 de agosto de 2009

Petrobras estima ter 12 sondas até o final de 2010 para o pré-sal


O diretor financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras, Almir Barbassa, reafirmou ontem a intenção da estatal de continuar a investir de forma intensiva em exploração e produção de petróleo e gás mesmo depois da queda de 20% do lucro da empresa no primeiro semestre de 2009, comparado a 2008. Para isso a companhia espera receber mais duas sondas ainda este ano para aumentar a atividade na área do pré-sal na Bacia de Santos, e outras 6 no ano de 2010. Com isso, somariam 12 unidades. Além disso, o executivo explicou que a empresa está licitando mais oito cascos de navios-plataformas (FPSO, na sigla em inglês) para operar na região.

Esses investimentos estão sendo suportados pela geração de caixa da empresa e pela captação de recursos que tem encontrado no Brasil e no exterior. De acordo com o balanço da empresa sobre o desempenho no primeiro semestre, além do empréstimo de US$ 13,3 bi do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), a empresa fechou acordos com o China Development Bank, no valor de US$ 10 bi e com o US EximBank no valor de US$ 2 bi. Ainda no primeiro semestre a Petrobras obteve empréstimo ponte de US$ 6,5 bi para serem trocados por emissões de títulos.


Segundo Barbassa, com esses investimentos, a meta da empresa é chegar ao fim de 2010 com uma produção de 2,25 milhões de barris no Brasil. "Essa é uma meta desafiadora", reconheceu ele. Para a corretora Geração Futuro, esse alvo é considerado agressivo e não descarta nem mesmo o não-cumprimento desse objetivo.


Durante a apresentação dos resultados da companhia a analistas de mercado e investidores, no Rio de Janeiro, Barbassa admitiu que se a empresa mantiver o ritmo dos investimentos do primeiro semestre é bem possível que o orçamento de 2009, de cerca de R$ 60 bi, possa ser revisado para cima. Até junho, a Petrobras já havia empregado R$ 32,5 bi, pouco mais de 53% do total para o ano. A aplicação dessa parcela do orçamento da empresa foi atribuída à disponibilidade e preços mais em conta dos equipamentos, fato não previsto no mercado, resultado da retração da demanda mundial na indústria do petróleo que chegou a frear a atividade de empresas mais fortemente que da brasileira. "Se analisarmos a queda de 20% de nosso lucro no segundo trimestre de 2009 ante 2008, e olharmos o exterior, veremos que estamos bem melhor, pois há casos de companhias que caíram de 70% a 80% na mesma base de comparação", exemplificou ele.

A Petrobras reafirmou ontem a intenção de continuar a investir em exploração e produção. Para isso espera receber mais duas sondas ainda este ano e 6 no ano de 2010. Com isso, se somariam 12 unidades (Fonte: DCI, 2009-08-19).

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).

quarta-feira, 29 de julho de 2009

Poço seco não muda planos para marco do pré-sal

O Ministério de Minas e Energia informou hoje, por meio de sua assessoria de imprensa, que o fato de não ter sido encontrado petróleo em um poço que vinha sendo perfurado na camada pré-sal da Bacia de Santos não muda em nada os estudos que estão sendo feitos para o novo marco regulatório do setor. Foi anunciado nesta semana, pelo consórcio formado pelas empresas Hess, ExxonMobil e Petrobras, que o poço que vinha sendo perfurado na Bacia de Santos na área do pré-sal estava seco.
Desde que começaram os debates sobre o pré-sal, o governo afirma que, como no pré-sal o risco de insucesso é baixo, seria necessário mudar a legislação para a exploração nessa área. Pelo regime atual de concessão, o óleo extraído do subsolo pertence à empresa que explora o bloco. Esse tipo de sistema é mais comum quando há risco de a empresa gastar dinheiro perfurando um poço e não encontrar nada. Para o pré-sal, o que se comenta nos bastidores é que o regime a ser adotado deverá ser de partilha, próprio para áreas de baixo risco, no qual o petróleo pertence à União, que remunera os operadores com um porcentual fixo do óleo ou das receitas.
O poço seco encontrado em Santos poderia, em uma primeira análise, reduzir as expectativas com relação ao pré-sal. Para o governo, porém, essa redução de expectativa não deverá resultar em alterações na legislação que está sendo montada para o pré-sal. A avaliação de uma fonte do governo é de que apenas um poço sem petróleo não seria suficiente para mudar a perspectiva de que há muito óleo na região. Outra fonte lembra que, no campo de Tupi, por exemplo, onde a Petrobras acredita haver de cinco a oito bilhões de barris de petróleo, foi encontrado óleo em todos os poços perfurados (Fonte: Estadão, 2009-07-09).

Poço seco em Santos mostra risco de exploração no pré-sal


"A confirmação do primeiro poço seco perfurado na região de pré-sal da Bacia de Santos mostrou que as explorações na área não são o bilhete premiado que vinha sugerindo a Petrobras desde os primeiros estágios de discussões sobre a nova regulamentação na área."


O texto, extraído de relatório distribuído a clientes do Banco Credit Suisse, reflete a opinião quase unânime de analistas e especialistas desde o anúncio oficial de que o BM-S-22, na área de Guarani, não apresentou descobertas. O bloco, operado pela Exxon (40%) em parceria com a Hess Corporation (40%) e a Petrobras(20%), foi o único de um total de 16 poços perfurados no complexo de Tupi, em Santos, a não revelar a existência de jazida.


Até então, o índice de sucesso de 100% nas perfurações - fato raro numa atividade onde o normal é que cerca de 30% dos poços tenham resultado positivo - elevou a exploração no pré-sal brasileiro à categoria de risco praticamente zero.


Todos os especialistas ressaltam, entretanto, que este primeiro resultado negativo é insuficiente para arrefecer os ânimos com relação ao pré-sal. "Nós não estamos sugerindo que o potencial do pré-sal seja questionável, mas que os riscos existem e que as expectativas precisam ser moderadas", acrescenta relatório do Credit Suisse, que já havia revisado de 15 bilhões de barris para 5 bilhões as estimativas de reservas para o BM-S-22. Esse total ainda deve cair um pouco.


A frustração de expectativas chegou a ser apontada como uma das causas para o fraco desempenho das ações da Petrobras no fim do pregão de terça-feira e ontem. O diretor financeiro, Almir Barbassa, rechaçou a hipótese. "As ações caíram acompanhando os preços do barril de petróleo", disse. Já o presidente da estatal, José Sergio Gabrielli, afirmou que não há risco de encontrar poços vazios nos campos de exploração de petróleo na camada pré-sal, operados pela companhia. "Nós temos seis áreas e estamos com todos os dados constatando as nossas informações iniciais", afirmou.


Para Eduardo Roche, chefe de análise da Modal Asset, a descoberta de um poço seco só gerou frustração por conta da elevada expectativa que todos tinham com relação ao pré-sal. "Um fato como este é um alerta suficiente para o governo baixar a bola e reavaliar o que fazer".


Explorar petróleo no pré-sal brasileiro custará caro justamente pelo baixo risco dos investimentos, é o que vem demonstrando o governo.


Esta tese já havia encontrado resistência entre representantes da indústria privada e por várias vezes o presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), João Carlos De Lucca, chegou a ressaltar em público os altos custos e a dificuldade de extração do petróleo em profundidade tão elevada.


Os baixos riscos foram balizadores da proposta de aumento nos royalties sobre a exploração na área e validaram a ideia de um novo tipo de contrato no País, de partilha das reservas.


Para o geólogo e consultor John Forman, ex-diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP), o novo marco regulatório começou a ser discutido num momento de euforia. Para ele, o fato de haver apenas um poço sem descobertas, entre todos os perfurados seria "perfeitamente normal, caso não tivessem sido levantadas tantas expectativas elevadas antecipadamente" (Fonte: Ultimo Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-09).

segunda-feira, 29 de junho de 2009

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).

Galp informa que primeiro navio com petróleo de Tupi chega a porto paulista


O primeiro navio com petróleo de Tupi chegará em breve ao porto de São Sebastião, no Estado de São Paulo. A portuguesa Galp, que tem participação de 10% do bloco BM-S-11, onde foram econtrados os campos de Tupi, Iara e Iacema, informou onte e Lisboa que foram transferidos 315 mil barris de petróeo da plataforma (FPSO) Cidade de São Vicente para o navio Nordic Spirit. A viagem até o porto de São Sebastião demora cerca de 15 horas.


O óleo foi extraído do poço chamado Tupi Sul, que começou a produzir oficialmente, e um teste de longa duração (TLD) no dia 1º de maio. Como a plataforma de produção não tem grande capacidade de armazenamento, assim que ela fica "cheia" tem que ser esvaziada com a transferência do petróleo para o navio chamado de aliviador, que leva o produto até uma unidade em terra para ser refinado.


Segundo a Galp, estão sendo produzidos por meio desse poço cerca de 14 mil barris de petróleo por dia. Na nota divulgada ontem, o presidente da Galp, Manuel Ferreira de Oliveira, ressaltou que o dia 23 de junho representa a incorporação no mercado das primeiras quantidades de óleo cru provenientes do pré-sal da Bacia de Santos, sendo assim outro dia que ficará na história desse grande projeto.


Além do BM-S-21, onde até agora foram encontrados três reservatórios, a portuguesa Galp tem a participação acionária em blocos com descobertas importantes de petróleo e gás no pré-sal: BM-S-8 (Bem-te-Vi), BM-S-24 (Júpiter), BM-S-21 (Caramba). Contabilizando as áreas ultra-profundas em alto mar, a Galp tem participação em 20 projetos no Brasil, todos em parceria com a Petrobras.


Procurada ontem, a estatal brasileira não confirmou as informações dadas pela Galp. O Valor apurou que a produção em Tupi não foi contínua desde o dia1º de maio porque houve paradas de produção para testes em horizontes mais profundos para checar o comportamento do reservatório. Se opoço Tupi Sul estivesse produzindo há 54 dias - de 1º de maio a 23 de junho, data informada pela Galp para início de transferência do petróleo armazenado - a produção acumulada seria de 756 mil barris de petróleo e não os 315 mil informados pela portuguesa. Até o fechamento da edição a Petrobras não informou qual o destino desse óleo e nem se a parte da Galp será exportada. Tupi é operada pela Petrobras (65%) tendo como sócias a BG Group (25%) e a própria Galp (10%) (Fonte: Valor Econômico, 2009-06-26)

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).

sexta-feira, 22 de maio de 2009

Petrobras acha petróleo em bloco abandonado por estrangeiras


A Petrobras informou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis nesta segunda-feira a descoberta de indícios de petróleo no bloco BM-S-3, na bacia de Santos, adquirido no primeiro leilão de concessões realizado pela autarquia, em 1999.

Comprado inicialmente por um consórcio formado pela Amerada Hess, Keer-McGee e Petrobras, depois de uma intensa disputa com a Texaco, o bloco atualmente é 100 por cento da estatal brasileira, que adquiriu as participações das estrangeiras.

O BM-S-3 fica próximo ao BM-S-7 (Piracucá), cuja comercialidade foi declarada pela Petrobras e a Repsol no mês passado.

As operadoras que possuem concessões de exploração são obrigadas por lei no Brasil a comunicar descobertas de petróleo ou gás. A ANP diz que as notificações, no entanto, indicam apenas indícios da presença de hidrocarbonetos, que podem não se constituir em acumulações com viabilidade comercial (Fonte: O Globo - Globo / Reuters, 2009-05-18).

quinta-feira, 30 de abril de 2009

Teste em Tupi é 1º passo para explorar reservas


A Petrobras vai dar amanhã o primeiro passo para o desenvolvimento da maior província petrolífera do Oceano Atlântico, com a inauguração do teste de longa duração na jazida de Tupi. Segundo o gerente executivo de exploração da companhia, Mário Carminatti, não há dúvidas sobre o imenso potencial da região, até agora com reservas estimadas em até 14 bilhões de barris em apenas dois campos. O teste de Tupi servirá apenas para definir o melhor desenho do sistema de produção do campo. "Temos certeza que Tupi tem excelente produtividade. No fundo, o que queremos (com o teste) é buscar mais conhecimento para melhorar a economicidade dos projetos", explicou o executivo.


O teste prevê a produção durante 15 meses em dois poços no campo, por meio de uma plataforma com capacidade de 20 mil barris de petróleo por dia.


Após o teste, que teria a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva - cancelada por causa das condições climáticas - , a Petrobras definirá quantos poços serão necessários para desenvolver definitivamente o projeto, cujas reservas são estimadas entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris.


As comemorações serão iniciadas ainda hoje, em entrevista com a presença dos ministros de Minas e Energia, Edison Lobão, e da Casa Civil, Dilma Rousseff. A participação da cúpula do governo reflete o entusiasmo da Petrobras com o chamado polo do pré-sal de Santos, que já tem 11 descobertas de petróleo e gás."Nenhuma parte do Atlântico tem situação similar à que ocorre nessa região. Não significa que não haja pré-sal nas Bacias de Campos ou do Espírito Santo, mas não há nelas o gigantismo de Santos", comparou Carminatti.


O executivo explicou que a região de Tupi reúne uma série de pré-requisitos para a existência de campos gigantes de petróleo, como a existência de rochas geradoras de petróleo e de uma extensa camada de sal que sela os reservatórios, impedindo a migração do óleo para outras camadas do subsolo. Estimativas extraoficiais sobre o potencial da região indicam reservas acima dos 50 bilhões de barris de petróleo.


Carminatti não comenta os números, dizendo que ainda não há dados suficientes para avaliar as reservas em todas as sete concessões do chamado polo do pré-sal. Ele diz apenas que a carteira de concessões da Petrobras tem perspectivas de reservas suficientes para garantir as metas de produção da companhia, que chegam a 3,92 milhões de barris de petróleo por dia no Brasil em 2020. O pré-sal de Santos vai contribuir com 1,8 milhão de barris.


A descoberta de petróleo no pré-sal coroou o que Carminatti chama de "retomada da exploração na Bacia de Santos", que ficou praticamente abandonada nas duas últimas décadas por conta do foco no desenvolvimento da produção em Campos. No início da década, a companhia descobriu reservas acima do sal no norte e no centro da Bacia - Tambaú e Uruguá, com óleo, e Mexilhão, com gás - que reforçaram a aposta na região.


Agora, enquanto desenvolve o polo do pré-sal, a estatal prepara-se para buscar novas fronteiras abaixo do sal ainda em Santos. O primeiro poço será testado no fim do ano, perto de Tambaú-Uruguá. Trata-se de uma descoberta feita abaixo do sal em 2005, que poderá ser conectada à plataforma de Tambaú e Uruguá (Fonte: Ultimo Segundo / Agencia Estado, 2009-04-30).

quinta-feira, 16 de abril de 2009

Bacia de Santos será mais importante que Campos


Animado com mais uma descoberta no pré-sal, o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella, afirmou que em 10 ou 15 anos a bacia de Santos será mais importante para o Brasil do que a de Campos.


Atualmente, a bacia de Campos responde por mais de 80 por cento da produção nacional de petróleo.


Na terça-feira, a estatal anunciou a descoberta de nova jazida de óleo leve no bloco BM-S-9, localizada em uma profundidade de 4.900 metros, na bacia de Santos.


"O grande fato de tudo isso é a descoberta da bacia de Santos como uma nova enorme província brasileira, certamente mais importante que a bacia de Campos. O futuro dirá isso", disse ele à Reuters na entrada do Fórum Econômico Mundial para a América Latina, no Rio de Janeiro.


O bloco BM-S-9 está próximo do campo gigante de Tupi, no bloco BM-S-11, onde a Petrobras estima existirem reservas recuperáveis de 5 a 8 bilhões de barris. "É a menina dos olhos da Petrobras, sem querer tirar a importância de outras bacias do país...Em termos de perspectivas, Santos já é mais importante que Campos. Acho que em 10 a 15 anos a produção e a estimativa de produção (futura) serão maiores do que em Campos", acrescentou Estrella.

Segundo ele, a vantagem da bacia de Santos é o petróleo de melhor qualidade e uma gama diversificada de óleo e reservatórios.


Participando do Fórum Econômico, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, afirmou durante o evento que ainda não é possível avaliar se a nova descoberta se equipara a Tupi ou Iara, que já tiveram seus volumes estimados.


Segundo ele, apenas com a perfuração de mais poços será possível obter a informação. "Vamos iniciar em breve a perfuração do quarto poço (em BM-S-9), a partir daí teremos o volume", afirmou (Fonte: Abril / Reuters, 2009-04-15).

Petrobras não descarta redução dos preços dos combustíveis no País


O presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, não descartou nesta quinta-feira a redução dos preços dos combustíveis no Brasil. Segundo ele, tanto componentes políticos quanto técnicos devem ser considerados porque a decisão terá um grande impacto na economia nacional.

“A decisão nunca é só política ou só econômica. As duas coisas sempre influenciam quando você tem uma empresa que produz 99,9% dos combustíveis do País. Então, é evidente que essa empresa não pode pensar só e exclusivamente do ponto de vista empresarial porque os impactos dela são macroeconômicos”, disse Gabrielli, durante o Fórum Econômico Mundial para a América Latina, no Rio de Janeiro.


De acordo com o presidente da estatal, a política de preços domésticos para diesel e gasolina não leva em consideração o comportamento de curto prazo dos mercados. Gabrielli afirmou que as decisões da Petrobrás são tomadas com base na avaliação do comportamento futuro dos diversos componentes que afetam o mercado brasileiro, como a taxa de câmbio e os preços do petróleo, do álcool, da gasolina e do diesel.

O executivo afirmou ainda que a tabela de preços depende do mercado internacional. Ele lembrou que hoje os distribuidores de combustíveis no Brasil não importam gasolina e diesel porque eles não sabem o que irá acontecer com o preço desses componentes em um curto prazo. Mas, para Gabrielli, assim que houver uma estabilização do preço a mudança no Brasil terá que acontecer.


“Depende do mercado internacional. À medida que apontar uma certa estabilidade do mercado internacional vai haver uma atualização no mercado brasileiro”, afirmou o presidente da Petrobras, não fazendo projeções de quando a estabilização dos preços poderá acontecer.


Jazidas

Sobre a nova jazida abaixo da camada de sal (pré-sal) descoberta na área de Iguaçu, na Bacia de Santos, José Gabrielli mostrou-se bastante otimista. Segundo ele, há indícios significativos de hidrocarbonetos a 4.900 metros de profundidade, o que confirma que a área possui um grande potencial.


“Nós não temos condições hoje de dar estimativa de volume. Ainda é preciso perfurar provavelmente mais um poço pelo menos para poder dar um pouco de confiança em qualquer potencial estimativo de volume. No entanto, tudo indica claramente que se trata de uma área prolífica e bastante produtiva”, disse (Fonte: Ultimo Segundo, 2009-04-16).

sábado, 4 de abril de 2009

Pré-sal para todos


Os números comprovam. Os resultados da Petrobras nos blocos do cluster de Santos e no pré-sal do Espírito Santo mudaram o ritmo da atividade exploratória no país e tiveram efeito multiplicador no mercado brasileiro. Cresceu direta e indiretamente o sucesso exploratório das empresas, sobretudo estrangeiras, que ingressaram no setor após a quebra do monopólio, assim como suas apostas em novos projetos.


Além de promover um significativo upgrade na carteira exploratória de petroleiras como BG, Repsol YPF e Petrogal, sócias da Petrobras em blocos do cluster, as notícias de sucesso da companhia brasileira encorajaram a investida de outras empresas no ainda desconhecido mundo do pré-sal brasileiro, seja dentro ou fora dos limites de Santos. E embora algumas delas prefiram manter seus planos e estratégias em sigilo, a corrida por horizontes mais profundos é explícita.


A primeira companhia a formalizar sua aposta no pré-sal foi a Anadarko, que possui experiência nesse tipo de reservatório no Golfo do México. A petroleira saiu à frente perfurando um poço de pré-sal no BM-C-30, bloco da Bacia de Campos. E mesmo que ainda não possam ser considerados definitivos e comerciais, os resultados preliminares são, segundo a Anadarko, animadores. A empresa se programa para perfurar um novo poço na área e ainda realizar um teste de produção, a fim de averiguar a produtividade e a comercialidade do reservatório descoberto.


Outra empresa que refez sua estratégia exploratória no Brasil a partir dos novos resultados foi a BG. Neste momento a petroleira inglesa perfura seu primeiro poço no pré-sal como operadora, no BM-S-52, bloco de Santos.


Posição privilegiada

Com o status de ser a única petroleira estrangeira a operar um bloco de pré-sal dentro do cluster de Santos – e com fortes chances de ser beneficiada por processos de unitização de reservatórios com a Petrobras –, a Exxon já iniciou a perfuração de seu segundo poço no BM-S-22. Batizado Guarani, o poço começou a ser perfurado em março, pelo navio-sonda West Polaris, da Seadrill.


No início do ano, a petroleira concluiu a perfuração do poço pioneiro da área, denominado Azulão-1. Os trabalhos foram executados pelo navio-sonda da Seadrill e confirmaram a existência de indícios de hidrocarbonetos em dois intervalos distintos.


Segundo informações oficiais da Exxon, os dados coletados até o momento ainda estão sendo avaliados, não sendo possível dimensionar o porte da descoberta.



Horizontes profundos

À medida que novos resultados forem sendo confirmados, a busca por petróleo no pré-sal tende a ganhar mais ritmo. Circulam no mercado informações não confirmadas de que outras empresas já selecionaram locações de pré-sal para novas campanhas. Entre as candidatas estaria, além de BG e Anadarko, a Devon Energy, com um poço de horizonte profundo no BM-C-32, bloco da 6ª rodada localizado próximo ao campo de Jubarte, onde um poço de pré-sal está em operação desde 2008.


Outra que deve se aventurar com mais apetite nessa estratégia é a Shell. A petroleira não confirma, mas fontes asseguram que a empresa estaria se preparando para pesquisar zonas de pré-sal na área do Parque das Conchas.


Seguindo essa linha, não será surpresa se a Hess optar também por pesquisar horizontes mais profundos. A petroleira irá perfurar um poço no BM-ES-30 (Espírito Santo) no segundo semestre com a sonda Deepwater Discovery, a ser cedida pela Devon.


Há também quem ainda não vai tão longe, mas irá perfurar. É o caso da Maersk, que planeja um poço este ano no bloco BM-S-29, em Santos.



Players nas fronteiras

Além dos reflexos positivos ocasionados pelo pré-sal, o país ganha com o curso natural da atividade exploratória oriunda das rodadas da ANP, que pouco a pouco vem ampliando o número de bacias com campanhas em curso. Se até pouco tempo a exploração das bacias de fronteira estava limitada a poucas ações práticas, quase todas sob o comando da Petrobras, hoje esse tipo de iniciativa começa a ser efetivamente diluída entre os vários players no mercado.


A Devon, por exemplo, perfura o primeiro poço de águas profundas da Bacia de Barreirinhas. Em execução pelo navio-sonda Deepwater Discovery, a campanha marca a retomada das atividades, interrompidas há cerca de uma década.


Outra que irá se aventurar perfurando em área pouco explorada, mas somente em 2010, é a StatoilHydro. A empresa possui seis blocos na Bacia de Camamu-Almada, arrematados na 6ª e 9ª rodadas. E a brasileira OGX, que irá perfurar seus dois primeiros poços este ano, em Campos, tem compromisso de, no futuro, perfurar um poço na Bacia do Pará-Maranhão, onde adquiriu 5 blocos na 9ª rodada.

Apesar das iniciativas, é a Petrobras que continua a ousar em áreas de fronteira. Recentemente a empresa concluiu a perfuração do primeiro poço exploratório do BM-J-3, na Bacia do Jequitinhonha, em águas profundas, de 2,3 mil m. O 1-BRSA-669-BAS foi perfurado pela Ocean Clipper (NS-21), atingindo a profundidade final de 4.618 m e revelando indícios de óleo.

Depois de cinco anos, a petroleira brasileira voltou a explorar o offshore do Rio Grande do Norte. A empresa está perfurando o poço pioneiro do BM-POT-11, bloco em águas rasas arrematado na 4ª rodada.

Para 2009, o programa exploratório da Petrobras prevê nova perfuração no Jequitinhonha, além de campanhas de perfuração nas áreas de fronteira de Barreirinhas e de Sergipe-Alagoas.

“Exploração nada mais é do que ideia. Para que os resultados sejam ampliados, é importante que se tenha um número cada vez maior de técnicos e especialistas pensando e pesquisando a geologia do Brasil”, reitera o presidente da Statoil Hydro, Jorge Camargo, que deixa o cargo em agosto (Fonte: Energia Hoje, 2009-04-02).

segunda-feira, 23 de março de 2009

Descoberta no pré-sal pode igualar Tupi com 8 bi de barris de óleo


O poço Azulão-1 pode elevar em mais oito bilhões de barris de petróleo as reservas encontradas no pré-sal. Essa é a estimativa de volume que pode ser recuperado nessa unidade de produção que foi descoberta em janeiro deste ano pela americana ExxonMobil, que detém 40% de participação na sociedade responsável pela exploração. A Hess Corporation tem outros 40% e a Petrobras os 20% restantes. O poço está localizado no Bloco BM-S-22 na Bacia de Santos, próximo a Tupi, que possui volume de oito bilhões de barris e de Júpiter, que possui cerca de um bilhão.


Se confirmado esse volume, a região vai precisar de US$ 500 bilhões em investimentos nas próximas décadas para a construção de oleodutos, plataformas de produção, usinas de processamento de gás e outras obras de infraestrutura, estima Rex Tillerson, da ExxonMobil.


Segundo disse Luiz Lemos, um dos sócios do escritório de advocacia brasileiro TozziniFreire Advogados, que representa empresas de combustíveis estrangeiras com projetos no país, a magnitude da descoberta vai intensificar o interesse de produtoras norte-americanas, europeias e chinesas pela região ao largo da costa do Brasil, em meio à oferta decrescente de bacias inexploradas de petróleo fora do Golfo Pérsico e da Rússia. Dentre os clientes de seu escritório estão as norte-americanas ExxonMobil, Devon Energy e a norueguesa Statoil.


A Petrobras manteve sua política de não comentar os volumes de petróleo que ainda não estão confirmados e preferiu não se manifestar sobre o assunto. A posição da ExxonMobil é semelhante. Segundo Patrick McGinn, porta-voz da empresa em Houston (EUA), ainda não há idéia do tamanho da reserva encontrada, para ele, qualquer especulação é prematura enquanto não estiver feito todo o trabalho de avaliação.



Descoberta


Na sexta-feira, a Petrobras comunicou uma nova descoberta de gás na Bacia de Santos à Agência Nacional do Petróleo (ANP). De acordo com a empresa, as acumulações de gás estão localizadas no bloco BM-S-53, localizado próximo ao campo de Mexilhão, que começa a operar no ano que vem. Porém, a estatal não informou se a descoberta foi abaixo da camada de sal, mas os dados informados à ANP indicam profundidade de 4.574 metros. O poço onde encontrou o gás foi perfurado pela sonda Pride México, da Pride. O bloco está sob concessão total da Petrobras, sem a participação de nenhum sócio. Ele foi adquirido em 2002 (Fonte: DCI, 2009-03-16).

Petrobras devolve blocos à ANP


A Petrobras devolveu à ANP 18 blocos exploratórios ao longo do último ano nas bacias Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Foz do Amazonas, Campos e Santos. As devoluções totais dos direitos das áreas atingiram 11 blocos em terra e sete blocos offshore.


Na Bacia Potiguar, área onde a Petrobras mais devolveu blocos, voltaram ao portfólio da ANP os blocos BT-POT-35, BT-POT-45, BT-POT-50, BT-POT-62, BT-POT-39A e BT-POT-42. Ainda em terra, foram devolvidas as concessões das áreas BT-REC-19, BT-REC-29 e BT-REC-4, na Bacia do Recôncavo, e BT-SEAL-4 e BT-SEAL-12, na Bacia de Sergipe-Alagoas.


A estatal mais uma vez se desfez de áreas na Bacia do Foz do Amazonas, com a devolução dos blocos BM-FZA-4 e BM-FZA-5. Também voltaram para a agência parte dos direitos sobre os blocos BM-C-28 e BM-C-26, na Bacia de Campos, e BM-S-41, BM-S-42 e BM-S-36, todas na Bacia de Santos.


Foram devolvidos ainda para o órgão regulador os contratos dos campos de Lagoa Verde, Paramirim do Vencimento e Fazenda Sori, ambos na Bahia, e Rio Ibiribas e Rio Doce, no Espírito Santo (Fonte: Energia Brasil, 2009-03-09).

sexta-feira, 20 de fevereiro de 2009

Petrolíferas investem 200 mil milhões de dólares no pré-sal brasileiro


O CEO da Galp, Manuel Ferreira de Oliveira afirmou que as petrolíferas a operar no pré-sal brasileiro deverão investir entre 150 a 200 mil milhões de dólares na região até 2020.


Os custos operacionais da exploração deverão situar-se em cerca de dois mil milhões de dólares por ano na próxima década, estimando-se uma produção de dois milhões de barris por dia no ano de 2020.


A Galp tem, actualmente, no Brasil 23 parcerias com a Petrobras, e prevê iniciar a produção de petróleo na Bacia de Santos em Abril de 2009, com um projecto-piloto no poço Tupi, avançou Ferreira de Oliveira. "A Galp tem um papel relevante nesses números (de investimento), é um operador relevante, o segundo maior, mas a grande distância da Petrobras", acrescentou Ferreira de Oliveira.


A Galp tem como meta, no espaço de uma década, aumentar a produção dos 15.000 barris diários para 150.000. "É no Brasil e em Angola que temos a âncora do nosso futuro. Diria mais no Brasil do que em Angola. Segue-se depois a Venezuela e Timor", disse Ferreira de Oliveira.


Questionado sobre as dificuldades na conjuntura de contracção económica mundial, diz não esperar impacto significativo dos projectos de exploração petrolífera no Brasil. "Mal de nós se deixamos de pensar numa escala de décadas só porque temos uma crise que nos vai afectar durante alguns trimestres", disse o CEO da Galp (Fonte: Aeiou - Exame Expresso / Reuters, 2009-02-13).