Problema técnico paralisa produção em Tupi por 4 meses

Problemas técnicos em um parafuso do equipamento que controla a pressão e vazão do poço submarino do bloco de Tupi, com reservas de petróleo estimadas de 5 bilhões a 8 bilhões de barris, suspenderam a produção de petróleo na área do pré-sal da Bacia de Santos. Segundo a Petrobras, a troca do equipamento deverá levar de três a quatro meses, o que pode comprometer o início da produção comercial da área, previsto para o quarto trimestre de 2010.

Segundo a estatal petrolífera, o problema foi detectado "nos parafusos de fixação da Árvore de Natal Molhada (conjunto de válvulas, colocado sobre o solo oceânico para controlar o fluxo de produção de um poço submarino)". Esse equipamento fica na saída do poço exploratório. Por medida de segurança, a companhia decidiu trocar todo o equipamento e não somente os parafusos com problemas.

Em comunicado, a estatal destacou que o problema não está relacionado com aspectos de produção do campo ou de tecnologia e não tem impacto no desenvolvimento do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos. Na quinta-feira passada (dia 2), a companhia divulgou o início do refino do óleo retirado de Tupi, considerado de melhor qualidade do que o petróleo da Bacia de Campos.

Segundo especialistas de outras empresas, que preferiram não se identificar, se a Petrobrás tivesse no local outra árvore de natal molhada e uma sonda disponível para efetuar a substituição, a operação poderia ser feita em cerca de três dias. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo (Fonte: Abril / Agência Estado, 2009-07-07).

Petrobras aprova projeto de petróleo extrapesado no RJ

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

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

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

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

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

Angola vai receber 5 por cento do investimento da Petrobras no estrangeiro até 2013

A petrolífera brasileira Petrobras anunciou sexta-feira o seu plano de investimento internacional 2009/2013 no montante de 15,9 mil milhões de dólares, 44 por cento dos quais ficaram reservados para os Estados Unidos da América e para a Argentina.

Nos Estados Unidos da América, com 28 por cento do total a investir, a Petrobras concentrará a sua actividade nas concessões do golfo do México e na refinaria de Pasadena, Texas e na Argentina continuará a ser um dos principais produtores de petróleo e de gás natural.

Em África, a Nigéria e Angola receberão 12 por cento e 5 por cento, respectivamente, do investimento ficando outros 17 por cento para os restantes países onde a Petrobras tem negócios.

A Petrobras anunciou prever um crescimento anual da produção de 8,8 por cento até 2013, de 240 mil barris por dia em 2008 para 341 mil barris em 2013.

A Petrobras tem negócios ma Argentina, Bolívia, Chile, Colômbia, Equador, Paraguai, Peru, Uruguai, Venezuela, Cuba, Estados Unidos da América, México, Portugal, Reino Unido, Turquia, China, Singapura, Índia, Irão, Japão, Paquistão, Angola, Líbia, Moçambique, Nigéria, Senegal e Tanzânia (Fonte: Macauhub, 2009-02-16).

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).

Repsol estima reservas de bloco na bacia de Santos entre 2 e 6 bi barris

A Repsol informou nesta quarta-feira que as primeiras estimativas para o bloco BM-S-9 da bacia de Santos apontam para reservas de 2 bilhões a 6 bilhões de barris de óleo equivalente. A empresa, no entanto, disse que os baixos preços do petróleo podem obrigá-la a rever alguns investimentos.

Segundo o diretor de exploração e produção da Repsol, Nemesio Fernández Cuesta, serão realizadas mais avaliações para avançar com as estimativas do bloco, onde estão localizados os poços de Carioca e Guará.

A Repsol detém 25 por cento de participação no bloco, sendo que a Petrobras possui 45 por cento (operadora) e o BG Group, 30 por cento. Procurada, a estatal brasileira afirmou que ainda não há dados oficiais sobre o potencial do local. Na bacia de Santos já foram estimadas as reservas de Tupi -- 5 a 8 bilhões de boe -- e Iara -- 3 a 4 bilhões de boe.

A Repsol destacou entretanto que os baixos preços do petróleo podem obrigá-la a rever os investimentos em projetos que deixariam de ser rentáveis. "Se o petróleo se mantiver nesses níveis, teremos que rever outros investimentos", disse Cuesta, admitindo que a petroleira já está reavaliando o investimento de 350 milhões de euros no bloco 39 no Peru, rentável a partir dos 70 dólares o barril. Na quarta-feira, o petróleo era negociado abaixo dos 40 dólares.

Além do Peru, a Repsol tem investimentos projetados para o Golfo do México, Líbia, Argélia e Brasil, totalizando 12,3 bilhões de euros.

Cuesta afirmou, no entanto, que a exploração no bloco BM-S-9 é rentável mesmo com o petróleo ao redor dos 40 dólares por barril, apesar do local estar distante cerca de 300 km da costa brasileira.

A empresa calculou os investimentos -- incluídos em seu plano estratégico 2008-2012 -- em um preço médio do barril de petróleo em 57 dólares. Fernández afirmou que esta estimativa continua sendo correta já que "reflete os fundamentos". "O mercado não está agora tão concentrado no longo prazo, mas sim no impacto no curto prazo dos atuais preços do petróleo no fluxo de caixa e nos planos de investimento", disse um analista do setor.

A diversificação geográfica da extração foi um dos pontos mais importantes incluídos no plano estratégico da Repsol. A empresa incluiu Golfo do México e Brasil como novas áreas estratégicas, além do Alasca. Canadá, Noruega e África Ocidental foram consideradas áreas de crescimento no meio a longo prazo (Fonte: Abril / Reuters, 2009-02-11).

Petrobras acusa alto custo de extração

Os custos com a extração de petróleo da Petrobras ficaram em US$ 7,20 o barril no primeiro trimestre de 2007. A cifra está distante da meta da companhia, prevista em seu plano estratégico, de US$ 5,6 o barril em 2011.Segundo o diretor-financeiro da estatal, Almir Barbassa, o aquecimento da indústria mundial de petróleo com grande demanda por materiais e serviços mantém os custos elevados. Na comparação com o quarto trimestre de 2006, quando estavam em R$ 7,24 por barril, houve uma discreta redução de 0,6%. (Folha de São Paulo)