Companhias dos EUA exploram 50% do petróleo angolano

O petróleo está no centro das relações econômicas bilaterais entre Angola e os Estados Unidos, com duas petrolíferas norte-americanas operando poços que representam cerca de metade das exportações angolanas do combustível em estado bruto.

Segundo dados da Administração para a Informação Energética, organismo estatístico de Washington para o setor, o Bloco 15 (off-shore do Soyo), representa perto de 30% da produção angolana, e é operado pelo "gigante" norte-americano ExxonMobil, através da subsidiária Esso, com uma participação de 40% no consórcio.

Além dela, a Chevron opera o Bloco 0 (Cabinda), de onde sai aproximadamente 20% da produção angolana, tendo como parceiros a Sonangol, a TotalFinaElf e a ENI-Agip.

A Chevron ainda opera o Bloco 14, o primeiro de águas ultraprofundas a entrar em produção (105 mil barris em 2006).

O país tem ainda a também norte-americana Marathon, que recentemente chegou a acordo com duas petrolíferas chinesas - Sinopec e CNOOC - para vender, por US$ 1,2 bilhão, 20% da sua participação no Bloco 32, considerado "altamente promissor" nos trabalhos de prospecção já realizados.

De acordo com a Bloomberg, o negócio contava ainda com o interesse da indiana ONGC e da Petrobras.

China

Angola é o sexto maior fornecedor petrolífero dos Estados Unidos, sendo a venda da Marathon emblemática da sobreposição dos interesses norte-americanos com os da China.

O gigante asiático já tem em Angola o seu principal fornecedor petrolífero africano - 599 milhões de barris em 2008, no valor de US$ 59,9 bilhões, segundo dados da Agência Internacional de Energia.

"As exportações para os países asiáticos cresceram rapidamente nos últimos anos, particularmente para a China (...) A Sonangol e a Sinopec vão também estar atentas a futuras concessões, particularmente nos 23 blocos na Bacia do Kwanza e áreas abandonadas dos blocos 15, 17 e 18", diz a Administração para a Informação Energética norte-americana.

Juntos, Estados Unidos e China recebem atualmente 90% das exportações petrolíferas angolanas, que por sua vez contribuem com mais de 80% do PIB e 83% das receitas do Estado (2008) (Fonte TN Petróleo / Agência Lusa, 2009-08-06).

Petrobras esclarece notícia sobre poço seco no pré-sal

A Petrobras esclareceu hoje, em comunicado, que o Bloco BM-S-22 localizado na Bacia de Santos, onde a norte-americana Hess Corporation confirmou a existência de um poço seco na área, é operado pelo consórcio formado pela ExxonMobil (40%, operadora), Hess Corporation (40%) e Petrobras (20%). Assim, segundo o contrato de concessão, somente o operador da área pode comunicar eventos, tais como resultado de perfuração de poços, ao ente regulador, assim como ao mercado em geral.

Desta forma, segundo a petrolífera estatal, como o consórcio comunicou à Agência Nacional de Petróleo (ANP), através do operador, a conclusão da perfuração do segundo poço na área do BM-S-22, e como não foi detectado indícios de óleo, não se torna necessário o envio de nenhuma comunicação adicional à ANP, conforme determina a legislação vigente, nem ao mercado. Além disso, a companhia vem informando ao mercado de forma recorrente a impossibilidade de se pronunciar sobre os blocos operados por outras empresas.

A Petrobras destacou que em toda atividade exploratória do petróleo existe o risco de o poço ser seco (não se encontrar hidrocarbonetos em quantidade adequada à comercialização), segundo esclarecimento enviado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM). "Um poço seco, portanto, é algo recorrente da indústria do petróleo e não fato extraordinário. Adicionalmente, o resultado de um poço seco não torna conclusiva a comercialidade do bloco", ressalta a empresa, em nota.

A empresa ainda observa que, no caso do pré-sal, segundo informações amplamente divulgadas pela companhia, os seis blocos operados pela Petrobras na Bacia de Santos apresentaram índice de sucesso de 100%. E que é entendimento da estatal que são improváveis as ocorrências de poços secos, fora dos padrões normais da indústria de petróleo, nessa área do pré-sal da Bacia de Santos, devido ao conhecimento dos modelos geológicos, da quantidade de dados sísmicos e do número de poços já perfurados com sucesso.

Ações

Sobre o comportamento das ações da Petrobras após a veiculação da notícia do poço seco na imprensa, a estatal petrolífera diz que o movimento está relacionado a diversos fatores, tais como desempenho da economia brasileira e mundial, taxa de câmbio, desempenho operacional e financeiro da empresa, dentre tantos outros. Ademais, como empresa do setor de óleo, a oscilação do preço das ações da Petrobras está altamente correlacionada com os movimentos dos preços do petróleo no mercado internacional, que vêm apresentando acentuada volatilidade (Fonte: Abril / Agência stado, 2009-07-10).

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).

Petrobras vai investir US300 mi em exploração na Turquia

A Petrobras prevê um investimento total de 300 milhões de dólares em um projeto no Mar Negro nos próximos dois anos, disse o diretor internacional da companhia, Jorge Zelada, nesta quinta-feira.

A Petrobras concordou este ano em explorar dois poços de petróleo junto com a turca TPAO na costa da Turquia. "Nós estamos planejando investimentos de 300 milhões de dólares em atividades de exploração no Mar Negro em 2009 e 2010. Este é o custo dos dois poços", disse Zelada durante o intervalo de uma conferência em Istanbul.

A Turquia, importadora de energia, tem estado em conversações com grandes petrolíferas como a Chevron Corp e Exxon Mobil Corp para exploração no Mar Negro e em regiões do sudeste, com as quais o país pretende trazer recursos que ajudem a cortar sua dependência de petróleo estrangeiro.

A TPAO estima um rendimento no Mar Negro de até 10 bilhões de barris de petróleo e 1,5 trilhão de metros cúbicos de gás natural. A produção no Mar Negro deve começar entre 2017 e 2018 se a perfuração começar nos próximos três anos, disse a companhia (Fonte: O Globo - Globo/Reuters, 2009-05-21).

Sonangol associa-se à Esso para explorar bacia do Quanza

A Sonangol associou-se à Esso, uma subsidiária da ExxonMobil Corp, para analisar a possibilidade de explorar petróleo na bacia do rio Quanza, afirmou terça-feira em Luanda o chefe do Departamento de Exploração da petrolífera.

Depois de adiantar que estudos realizados indicaram a existência de 6 milhões de barris de petróleo naquela bacia, Severino Cardoso adiantou que a Sonangol poderá também explorar petróleo nas águas profundas da mesma bacia e está a ponderar investimentos em terra nas bacias dos rios Cassanje e Ocavango.

No passado, a Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola retirou 80 mil barris por dia da bacia do rio Quanza mas o início da guerra civil após a independência do país da antiga potência colonial Portugal forçou a estatal a parar com essa actividade.

Angola, actualmente o maior produtor africano de petróleo depois da Nigéria, retira a maior parte da sua produção de 1,6 milhões de barris por dia de poços no mar (Fonte: Macauhub, 2009-04-15).

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).

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).

Exxon planeja US$ 150 bi nos próximos cinco anos

A Exxon Mobil planeja investir entre US$ 25 bilhões e US$ 30 bilhões anuais, nos próximos cinco anos, para atender à demanda mundial de energia. O investimento é menor do que o planejado pela Petrobras no período, de US$ 174,4 bilhões.

Na área de E&P, o plano é aumentar em 485 mil b/d sua produção de óleo este ano, com a entrada em operação de nove projetos. Em 2008, oito grandes projetos entraram em operação. Quando atingirem o pico de produção, estarão produzindo mais 260 mil barris/dia de óleo.

Outros US$ 1 bilhão serão destinados à construção de três refinarias, na Europa e nos EUA. Previstas para entrarem em operação em 2010, as unidades de refino permitirão à Exxon aumentar a produção de diesel com baixo teor de enxofre em 140 mil barris/dia.

Nos negócios de petroquímica, estão previstos investimentos na construção de uma nova fábrica na Coreia do Sul, voltada para fabricação de baterias de íons de lítio. O objetivo é atender a crescente demanda por baterias para veículos híbridos e elétricos.

Ano passado, os investimentos da companhia somaram US$ 26,143 bilhões. A produção média da petroleira no período foi de 3,92 milhões de boe/dia. O lucro da petroleira em 2008 cresceu 11%, dos US$ 40,6 bilhões em 2007 para US$ 45,22 bilhões no ano passado (Fonte: Energia Hoje, 2009-03-05).

Em Moçambique, Bacia do Rovuma “praticamente inexplorada”

O presidente do conselho de administração do Instituto Nacional de Petróleos, Arsénio Mabote, disse à macauhub que a bacia do Rovuma, rio que separa Moçambique e a Tanzânia, está "praticamente inexplorada”.

Mabote sublinhou que um trabalho de prospecção sísmica foi efectuado nos anos 80. O referido trabalho, efectuado pela Exxon, permitiria saber se a bacia do Rovuma é ou não bastante prospectiva, “de modo a continuar-se com o trabalho de pesquisa, mais concretamente os trabalhos de perfuração”.

Mabote apontou que do trabalho efectuado na década de 80 (1980-90), foi aberto um furo de grande profundidade em 1986, em Mocímboa da Praia, na província de Cabo Delgado, que "não teve resultados positivos” do ponto de vista de descoberta de petróleo. Mas, acrescentou, “foram encontrados indícios de existência de gás natural”, sublinhando que é por isso que as pesquisas pesquisas ainda continuam na bacia do Rovuma. Durante o período colonial, foi descoberta em Moçambique uma grande reserva de gás na província de Inhambane, o qual só viria a ser explorado depois de 1992, pela sul-africana Sasol. Em Moçambique dez empresas fazem pesquisas principalmente na área do petróleo (Fonte: Macahub, 2009-02-10).

Pré-sal só é viável com barril a US$ 60, diz BP

A BP (British Petroleum), a segunda maior companhia petroleira europeia, afirmou que a exploração de petróleo em águas profundas no Brasil, como é o caso do pré-sal, é viável comercialmente apenas com o barril valendo ao menos US$ 60. A afirmação contrasta com as mais recentes declarações do governo brasileiro, que estima que o barril deva valer entre US$ 30 e US$ 40.

Nos últimos meses, com a queda na cotação do barril nos mercados internacionais, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, e o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, vêm afirmando que a exploração do petróleo do pré-sal é viável mesmo com o preço atual -que gira em torno de US$ 40. Em seu plano de investimentos para os próximos anos, a Petrobras usa como referência a cotação do petróleo a US$ 37 o barril.

A visão do grupo britânico, no entanto, é diferente da brasileira. Para a BP, o preço do barril precisa subir logo para que ela não precise se endividar para conseguir manter seu nível de investimento.

De acordo com ela, se a recuperação na cotação demorar a chegar, as empresas petrolíferas ficarão em uma situação cada vez mais desconfortável.

Para chegar ao nível desejado pela companhia britânica, o preço do barril precisaria subir cerca de 50% em relação à cotação atual. Não faz muito tempo que a commodity valia ao menos US$ 60: a última vez ocorreu no início de novembro do ano passado. O problema é que a cotação do produto, que chegou ao recorde de US$ 145,29 em julho do ano passado, vem despencando, após ficarem mais claros os sinais de que a economia mundial está em crise e que o consumo de combustível deverá cair. O FMI estima para este ano o menor avanço do PIB global desde 1945.

Uma das consequências na queda do preço do barril foi sentida no balanço das grandes empresas petrolíferas mundiais. A ExxonMobil, a maior petroleira com ações negociadas em Bolsa do mundo, teve uma queda de 33% no lucro do quarto trimestre. A sua principal rival, a Shell, teve um prejuízo de US$ 2,8 bilhões no período, e a BP perdeu US$ 3,3 bilhões, o primeiro resultado negativo em sete anos.

O recuo na cotação também é observado nos investimentos globais para a descoberta de novos poços e, consequentemente, a manutenção do fornecimento do produto. No final do ano passado, a AIE (Agência Internacional de Energia) alertou sobre que os gastos para a descoberta de petróleo estão abaixo do necessário, com vários projetos sendo adiados (Fonte: Gazeta Mercantil / Folha de São Paulo, 2009-02-06).

Petróleo nosso, um afrodisíaco

Se olharmos o passado, a Petrobras nunca se meteu em aventuras. Sempre foi cautelosa em anunciar descobertas ou o aumento de suas reservas, de forma conservadora. O melhor exemplo disso é o comportamento adotado na questão do petróleo do pré-sal no litoral de Santos.

Em 2001, os levantamentos por satélite do Geological Survey dos Estados Unidos, já apontavam a localização de importantes jazimentos de óleo a grande profundidade na região da bacia de Santos, em volumes que podiam chegar a 30 bilhões de barris.

Desde então a Petrobras se dedicou a pesquisar com mais intensidade a área, atraindo discretamente parcerias privadas nacionais e estrangeiras, até que as perfurações exploratórias confirmaram a existência de óleo e gás em escala comercial.

Os primeiros anúncios oficiais datam de três ou quatro anos atrás, sempre com números conservadores em relação aos volumes mas hoje não é mais segredo que a soma das descobertas comprovadas está em torno de 80 bilhões de barris. Para se ter uma ideia, semana passada o presidente da Exxon (maior empresa mundial de petróleo), que se associou à exploração de uma pequena área de Tupi, deixou o Brasil calculando que tem lá entre 8 e 10 bilhões de barris. É algo equivalente ao que nós temos hoje em reservas.

Há quem levante dúvidas sobre nossa capacidade técnica e quanto às limitações financeiras para a extração, transporte e industrialização do óleo e gás em grandes profundidades e à distância de 200 ou 300 quilômetros da costa. A Petrobras apresentou um programa bem razoável de exploração, equilibrado, que vai atrair investimentos tanto nacionais como do exterior, estimulados pela demanda do setor nos próximos anos.

Quanto aos recursos tecnológicos, a Petrobras tem uma liderança mundial na exploração a grandes profundidades no mar e nossa indústria já alcançou um estágio de sofisticação que lhe permite atender à substanciais encomendas de equipamentos.

O certo é que vai ter uma demanda nova para a fabricação de equipamentos para o setor de petróleo que a nossa indústria terá que atender. Obviamente que uma parte das encomendas será suprida por fabricantes estrangeiros. Acredito que alguns terão que se instalar aqui para aproveitar as oportunidades de um negócio com enorme potencial de crescimento.

Joelmir Betting no jornal da TV Bandeirantes esta semana, com seu habitual senso de humor, referiu-se ao "efeito afrodisíaco" que plano estratégico da Petrobras para 2009/2013 vai exercer na economia brasileira. É uma boutade perfeitamente adequada, pois o programa do pré-sal tem tudo para se tornar o estímulo que faltava para a aceleração do crescimento pelos próximos anos, garantindo à atual geração de brasileiros que o processo não será interrompido nem por crises de energia nem por déficits em conta corrente.

Vai exigir trabalho inteligente - sem afobações ou surtos midiáticos - e paciência necessária para a maturação do programa que deverá atingir a "velocidade de cruzeiro" daqui a seis ou sete anos.

Não vai depender somente da Petrobras, mas principalmente de ajustes na política de juros, para reduzir as atuais taxas dos níveis indecentes que só o Brasil pratica, a alguma coisa próxima a 3% ao ano reais, como existe nos demais países (Fonte: Diário Comércia Indústria, 2009-01-30).

Exxon faz descoberta de megacampo de petróleo na Bacia de Santos

Uma das notícias mais aguardadas nos últimos dias sobre exploração de petróleo na região do pré-sal nos últimos dias finalmente se materializou.

A ExxonMobil, maior petrolífera privada do mundo, notificou à Agência Nacional de Petróleo (ANP) a descoberta de petróleo no bloco 22 da bacia de Santos.

Trata-se de uma das áreas com mais potencial do pré-sal de Santos e que pode ter reservas do mesmo porte das encontradas no campo de Tupi, onde a Petrobras estima existir de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo equivalente.

Qualquer que seja o volume, são grandes as chances de que a área abrigue um campo gigante. Mas nenhuma empresa é obrigada a detalhar estimativas de reservas neste estágio da exploração e o que a Exxon fez foi informar indícios à ANP.

O BM-S-22, que vem sendo chamado informalmente de "Azulão", é o único bloco do pré-sal operado por uma multinacional e também o único onde a Petrobras, que tem presença dominante na área, é sócia minoritária, com participação de 20%. (Fonte: Em Tempo Real, 2009-01-21).

Petrobras pode comprar ativos da Esso na Argentina

A Petrobras é a maior interessada em comprar os ativos da americana Esso na Argentina, avaliados em US$ 200 milhões, informou nesta quarta-feira o jornal "Ámbito Financiero."
A publicação afirma que no mercado petrolífero se considera "certo" que a Petrobras fará sua oferta no máximo na próxima segunda-feira, quando expira o prazo estabelecido pela Esso para avançar em seu plano de deixar a Argentina antes do fim do ano.
Segundo o jornal, há uma semana um grupo de executivos da petrolífera brasileira analisa os números da oferta. Porta-vozes da Petrobras Argentina não quiseram comentar o assunto.
No mercado petrolífero local, disse o jornal, a estatal Enarsa (Energia Argentina), em sociedade com a PDVSA (Petróleos de Venezuela S.A.), e a americana Chevron são mencionadas como as outras interessadas em obter o negócio da Esso.
Os ativos mais importantes da Esso Argentina --que monopoliza uma parcela de 12% do mercado local de combustíveis-- são uma grande refinaria na cidade de Campana, a 160 quilômetros de Buenos Aires, 90 postos de gasolina próprios e a franquia de outros 500.
Já a Petrobras Argentina possui duas refinarias e 700 postos de gasolina, e detém uma representação de 8% da produção de petróleo deste país.
Se a petrolífera brasileira comprar a refinaria da Esso Argentina, ficaria com uma participação de entre 30% e 35% do negócio de produção e venda de combustíveis no mercado local, segundo as fontes. Além disso, passaria a gerenciar uma rede de 1.200 postos de gasolina do total de 4.100 instalados na Argentina.
No entanto, acredita-se que a empresa poderia vender parte destes postos, pois o principal interesse da Petrobras é em aumentar sua produção de óleo diesel, para reduzir os gastos na importação deste combustível.
Além da refinaria e de seus postos de gasolina, a Esso possui ainda jazidas de gás natural no norte e no sul da Argentina, três terminais de remessa de combustíveis e uma fábrica de lubrificantes.
O "Ámbito Financiero" diz que não há motivos para que a comissão antimonopólio rejeite a venda de ativos da Esso para a Petrobras, pois a hispano-argentina Repsol-YPF refina atualmente 50% dos combustíveis argentinos e detém 1.700 postos de gasolina. (Folhaonline)

Petrobras inicia perfuração marítima na Colômbia

A Petrobras a norte-americana Exxon Mobil e a colombiana Ecopetrol deram início à perfuração de um poço para explorar petróleo e gás no mar do Caribe da Colômbia, informou na quinta-feira a Ecopetrol. A empresa colombiana informou à Superintendência Financeira que espera finalizar os trabalhos no poço Arazá 1 no final de 2007 e que ele faz parte das atividades que as três empresas realizam na baía de Cartagena, no Bloco Tayrona. A Petrobras é a operadora do bloco e dona de 40% dele, a Exxon Mobil possui 40% e a Ecopetrol tem os 20% restantes. O poço alcançará uma profundidade aproximada de 9,1 mil pés, segundo a Ecopetrol. Especialistas esperam que a reserva onde as três empresas exploram seja rica em gás, no momento em que a Colômbia se apresenta para exportar esse recurso à Venezuela, atrávés de um duto recém-construído que será inaugurado em 12 de outubro pelos presidentes Alvaro Uribe e Hugo Chávez. A Colômbia está correndo contra o relógio para encontrar novas reservas de hidrocarbonetos, para que não perca a auto-suficiência petroleira. (Invertia)

Norueguesa vai perfurar no Brasil para a ExxonMobil

Um navio-sonda da norueguesa Seadrill é o principal candidato a perfurar os poços exploratórios no BM-S-22, bloco localizado em águas ultraprofundas na Bacia de Santos e único operado pela petroleira norte-americana ExxonMobil no Brasil. A sonda - denominada West Polaris - ainda está em construção no estaleiro Samsung Shipyard, na Coréia do Sul, e ficará pronta no segundo trimestre de 2008.
A West Polaris foi contratada pela ExxonMobil por três anos para atender seus projetos no mercado internacional. O Brasil deverá ser um dos primeiros destinos da sonda porque a major norte-americana tem tido dificuldades de encontrar equipamentos de perfuração disponíveis para seus projetos. O BM-S-22 é um bloco da 3a rodada de licitações da ANP, realizada em 2001. E, de acordo com o contrato firmado com a agência brasileira, sua fase exploratória terminará em 2009.
A ExxonMobil é operadora com 40% de participação no bloco, tendo como sócios a Amerada Hess (40%) e Petrobras (20%). A Exxon e a estatal brasileira adquiriram as participações do bloco em 2004. Naquela época, a Amerada detinha 100% do ativo na Bacia de Santos. Originalmente, o BM-S-22 foi adquirido no leilão pelo consórcio Amerada Hess/Ocean Energy.
Quando ficar pronta, a sonda West Polaris terá capacidade de perfurar poços em lâmina d'água de 3 mil m e atingir profundidade de até 10.668 m. O navio sonda começou a ser construído em 2005, com investimentos de US$ 490 milhões da Seadrill.
Segundo a perfuradora norueguesa, a Exxon assegurou três anos de contrato para a West Polaris, sendo que um terço de duração será utilizado por outras operadoras, principalmente a Ophir Energy. O contrato firmado entre a ExxonMobil e a Seadrill é avaliado em US$ 570 milhões, segundo comunicado da prestadora de serviços ao mercado.
Listada na Bolsa de Valores de Oslo, na Noruega, a Seadrill opera em 14 países e tem mais de 5 mil funcionários. Em parceria com sócios, a empresa tem 37 sondas de perfuração, sendo que 15 ainda em construção. A empresa informou que tem conversado com petroleiras brasileiras em várias ocasiões e que vê o mercado brasileiro como "muito promissor". A empresa já operou no passado no Brasil, mas há muitos anos não traz uma sonda para o País.
(Brasil Energia)

Sonangol assume participação da ExxonMobil no GNL Angola

A multinacional norte-americana ExxonMobil saiu oficialmente do negócio de liquefacção de gás natural em Angola, depois de ter sido convidada a fazê-lo pela Sonangol, divulgou a empresa pública angolana de combustíveis em comunicado.O acordo foi formalizado em Luanda, com os 13,6 por cento de participação que os norte-americanos detinham no Projecto Angola LNG a passarem para as mãos da Sonangol que assim fica com uma percentagem idêntica à dos norte-americanos da Chevron (36,4 por cento).

Além das referidas empresas, também a BP e a Total estão envolvidas no projecto.Segundo o comunicado da Sonangol, a razão para o afastamento da ExxonMobil deve-se "ao impasse" que esta "criou nas vésperas de assinatura a 31 de Janeiro do contrato de fornecimento para a fábrica de liquefacção do gás" que vai ser construída no Soyo, cidade da província angolana do Zaire, na fronteira com a RDCongo.
"O Governo de Angola havia já aprovado a 24 de Janeiro o essencial do enquadramento legal e contratual do projecto e este passo da Sonangol agora consumado representa o firme engajamento e fé que o governo de Angola através da sua empresa petrolífera coloca no projecto", lê-se no comunicado.As reservas provadas de gás natural em Angola estão avaliadas em 10,5 biliões de pés cúbicos, no entanto, só que o facto de estar situada no sul de África pressupunha custos demasiados elevados para a construção de um gasoduto para transportar o produto até aos principais mercados de gás que são essencialmente os Estados Unidos e a União Europeia.

O gás natural liquefeito é a forma de ultrapassar esse problema, porque ao arrefecer o gás até aos 162 graus negativos este condensa-se e, em estado líquido, permite-se o seu transporte mais barato por via marítima, no entanto, os investimentos necessários para a construção de uma unidade fabril do género são muitos elevados.

O recente aumento do custo das matérias-primas essenciais para a construção de uma fábrica de liquefacção, como o aço, poderá estar na origem da hesitação da ExxonMobil, referiu o "site" Schlumberger.

A fábrica do Soyo é a primeira a ser construída em Angola e tem uma capacidade de produção prevista de cinco milhões de toneladas métricas de Gás Natural Liquefeito por ano. (Diário Econômico)

ExxonMobil quer sair de São Tomé e Príncipe

Em janeiro de 2007, fontes de indústria indicam que a ExxonMobil está buscando farm-out de sua participação no Bloco 1, na Bacia do Delta do Níger. O Bloco 1 cobre 704 km2 na fronteira marítima de São Tomé e Príncipe com a Nigéria, a sul do prolífico bloco OML 130 da Total, que inclui o Campo de Akpo (600 Mmbo). O Bloco 1 teve seu primeiro poço perfurado em 2006, Obo-1, que foi abandonado como uma descoberta de hidrocarbonetos em março. Chevron, o operador do bloco mantêm silêncio sobre o poço, que é pelo menos um sucesso técnico se não um comercial. Os sócios atuais no Bloco 1 são: o operador Chevron (51%), ExxonMobil (40%) e a companhia nigeriana Dangote (9%). (IHS Energy)