Petrobras descobre petróleo e gás na Bacia do Solimões

A Petrobras informou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ter descoberto um reservatório de óleo e gás em um dos poços em que realiza prospecção na Bacia do Solimões, no Amazonas.

No comunicado à agência reguladora, a petroleira não estima a capacidade potencial da acumulação.

A descoberta, registrada no poço 3BRSA1106DAM do bloco SOL-T-171, ainda não foi declarada comercialmente viável.

O bloco é explorado integralmente pela Petrobras, sem parceiros.

(Fonte: Exame.Abril, 2013-02-01).

OGX e Petrobras anunciam novas descobertas de petróleo

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

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

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

(Fonte: InfoMoney, 2013-01-30). 

Karoon Gas diz ter encontrado petróleo no Brasil

A empresa Karoon Gas Australia disse nesta quinta-feira que descobriu petróleo na costa do Brasil, mas foi cautelosa sobre a qualidade, indicando que é muito cedo para determinar a viabilidade comercial da área.




O poço de exploração da empresa, Kangaroo-1, perfurado em uma joint venture com a Pacific Columbia Rubiales Energy, atingiu colunas com um comprimento total de 25 metros


O petróleo, no entanto, foi encontrado em uma formação rochosa acima da formação que a empresa estava visando.


A descoberta provou que existe petróleo no local, um sinal encorajador para a os poços da empresa na região, disse a Karoon em um comunicado.


As informações são da Dow Jones.


(Fonte: Exame Abril, 2013-01-24).

Descoberta de nova jazida de gás natural em Moçambique

"Identificámos recursos substanciais de gás natural na bacia do Rovuma", declarou Bob Daniels, vice-presidente da empresa Anadarko Petroleum Corp.

O poço de exploração Barquentine, situado na bacia do Rovuma, onde foi descoberta nova jazida deste recurso natural, foi perfurado a uma profundidade de 16 880 pés. A Anadarko Petroleum Corp dispõe de uma concessão com 10 500 quilómetros quadrados, e já havia descoberto anteriormente gás natural no poço Windjammer.

Na concessão onde foi descoberto o gás natural participam diversas empresas como a Mitsui E&P Mozambique Limited, a BPRL Ventures Mozambique B.V., a Videocon Mozambique Rovuma 1 Limited e a Cove Energy Mozambique Rovuma Offshore, Ltd., dispondo a entidade estatal Empresa Nacional de Hidrocarbonetos 15 por cento desta área de concessão.

Fonte: Diário Digital, 2010-10-22.

Empresa colombiana anuncia descoberta de petróleo na Bacia de Campos

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

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

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

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

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

Shell encontra petróleo em poço na Bacia de Santos

A Shell comunicou nesta terça-feira, 28, à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a descoberta de indícios de petróleo no bloco S-M-518, na região do pré-sal da Bacia de Santos. Não há confirmação, no entanto, se o óleo encontrado está em reservatório acima ou abaixo da camada de sal.

A companhia possui 100% do bloco, que foi adquirido na 7ª Rodada de Licitações da ANP, em 2005, por R$ 3,2 milhões. Segundo dados da agência, o poço descobridor, chamado 1SHEL3RJS, deverá atingir uma profundidade final de 5,8 mil metros. O poço está sendo perfurado pela sonda Stena Drill Max.

(Fonte: Economia - Estadão / Agência Estado, 2010-09-28).

A descoberta de petróleo em Moçambique

Após alcançar a estabilidade política, os adventos da paz se fazem sentir a todos os níveis na pátria de Samora Machel. Antiga colónia e província ultramarina de Portugal, Moçambique teve a sua independência a 25 de Junho de 1975. Faz parte da CPLP (Comunidade dos Países de Língua Portuguesa), da SADC (Comunidade de Desenvolvimento da África Austral), da Commonwealth (Associação de Estados e de Territórios Autónomos com forte ligação ao Reino Unido tendo como elo de ligação a língua inglesa), da Organização da Conferência Islâmica e da ONU (Organização das Noções Unidas).

Após a assinatura do Acordo Geral de Paz em Roma, a 4 de Outubro de 1992, pelo então Presidente da República, Joaquim Chissano, e Afonso Dhlakama, presidente da RENAMO, e por representantes dos mediadores, a Comunidade de Santo Egídio, da Itália, acordo esse que pôs fim a 16 anos de guerra civil, Moçambique passou para uma fase de reconstrução nacional que previa a recuperação de tudo o que foi destruído pela guerra e de recuperação de empresas estratégicas. É neste processo que após várias negociações, a 31 de Outubro de 2006, o Estado português vendeu parte da participação de 82 por cento que detinha no consórcio da barragem de Cahora Bassa, ao Estado moçambicano, por 740 milhões de euros, ficando apenas com 15 por cento do capital. Os restantes 85 por cento passaram a caber ao Estado moçambicano, em troca de 950 milhões de dólares.

O acordo foi assinado entre o Primeiro-Ministro português, José Sócrates, e o Presidente moçambicano, Armando Guebuza, em Maputo. A última tranche do pagamento devido pelo Estado moçambicano só se realizou a 27 de Novembro de 2007, tendo a cerimónia de reversão do empreendimento para Moçambique sido realizada na vila do Songo, a 28 de Novembro de 2007. Este negócio permitiu aos moçambicanos recuperarem um dos seus maiores símbolos de orgulho nacional.

Para complementar os motivos de alegria, em entrevista ao Semanário Sol, a 17 de Agosto deste ano, a ministra dos Recursos Minerais de Moçambique, Esperança Bias, confirmou a notícia avançada pela ANADARKO Petroleum Corporation, uma companhia norte-americana com sede no Texas, que anunciou a descoberta de petróleo na Bacia do Rovuma, norte de Moçambique, não se sabendo ainda se em quantidades comercializáveis. A expectativa é de que os estudos complementares fiquem prontos ainda neste ano.

Segundo a governante, a presença de petróleo associada ao gás, naquela bacia, foi detectada a uma profundidade de 5100 metros. Esta é a primeira vez que se descobre petróleo offshore na África Oriental.

A notícia foi recebida com algumas reservas por alguns sectores da sociedade civil local. Para alguns especialistas, seria surpresa se a reserva não fosse economicamente viável. Há alguns anos já se tem a informação da presença de gás na região. Se os estudos continuaram, é porque a probabilidade de extracção comercial de petróleo é grande. Mas lembra-se que a vizinha África do Sul já passou pela decepção de encontrar petróleo e não conseguir explorá-lo. “Levar esse petróleo do mar para a terra requer investimentos extraordinários. Se o petróleo for pouco, não vale a pena”, explicou o engenheiro local Inácio Bento.

Segundo a agência Lusa, há quatro anos, a ANADARKO e as autoridades moçambicanas rubricaram um acordo para a abertura de seis furos na Bacia do Rovuma. O petróleo associado ao gás foi descoberto no terceiro furo denominado Ironclad, depois de, no segundo furo, designado Windjammer, aberto em Fevereiro último, a multinacional norte-americana ter anunciado a descoberta de gás em offshore, a uma profundidade de 3600 metros e 147 de espessura.

Para além da ANADARKO, existem mais três empresas a fazerem pesquisa e prospecção de hidrocarbonetos na bacia do Rovuma: a ENI da Itália, PETRONAS da Malásia e a STATOIL da Noruega. A ANADARKO Petroleum Corporation actua em Moçambique desde 2006 e já investiu 300 milhões de dólares nas operações de prospecção. No final do mes de Julho, a companhia anunciou outra descoberta de petróleo em África, nas águas profundas da costa do Ghana, na região de Owo, no Oceano Atlântico.

A Anadarko também faz estudos para localizar petróleo nas formações geológicas parecidas em outros pontos da costa, entre o Ghana, a Costa do Marfim, Serra Leoa e a Libéria. Os investimentos na prospecção de petróleo em Moçambique vão ultrapassar 550 milhões de euros até 2011, de acordo com as projecções apontadas nos contratos do Governo com as multinacionais petrolíferas, estima o Instituto Nacional do Petróleo.

As notícias são animadoras para o Governo moçambicano, que terá certamente o país na rota de grandes empresários interessados em investir em outros sectores da vida civil, como acontece com outros países exportadores de petróleo. É de salientar que já com alguma visão no futuro, o Governo moçambicano autorizou, a 2 de Outubro de 2007, a construção da primeira refinaria de petróleo em Moçambique, destinada a produzir 300 mil barris por dia. A construção teve início no ano de 2008.

Para além das mais recentes estimativas de petróleo, Moçambique possui das maiores reservas mundiais de gás natural. O gás natural moçambicano tem como principal destino o mercado sul-africano. Existe um gasoduto de 865 km que liga os campos de Temane e Pande a Secunda, que têm como missão primária fornecer 80 milhões de Giga Joules de gás natural que servirão para substituir o carvão como matéria-prima das indústrias químicas da SASOL em Sasolburg, para além de o suplementar na unidade de combustíveis sintéticos em Secunda.

O gasoduto é detido pela SASOL e pelos governos de Moçambique e África do Sul - serve igualmente mais de 600 consumidores industriais, nomeadamente siderurgias. É caso para se dizer que a CPLP ganha mais uma perspectiva de crescimento a nível dos recursos naturais o que, aliado à estabilidade política e boa governação das elites dos Estados membros, torna os mercados da mesma em palcos cada vez mais atractivos não só para investimento mas também para propostas de adesão.

(Fonte: Jornal de Angola-SAPO: António Luvualu de Carvalho, 2010-09-19).

Repsol quer exportar conceito do pré-sal brasileiro para a África

A petroleira espanhola Repsol YPF quer exportar seu conceito de reservas de petróleo do pré-sal brasileiro para o Gabão, o Congo, a República do Congo e Angola, afirmou Nemesio Fernandez-Costa, vice-presidente da companhia para exploração e produção, em apresentação feita no Peru e publicada no website do órgão regulador do mercado de ações espanhol.

Várias das maiores descobertas mundiais de petróleo e gás nos últimos anos têm sido feitas na região do pré-sal do litoral do Brasil, onde a Repsol possui uma área significativa. Essas reservas ficam sob uma espessa camada de sal, abaixo do fundo do mar.

"Nós testamos o nosso modelo para pré-sal no Brasil e tivemos bons resultados. Portanto é um conceito que vale a pena ser mais explorado", afirmou um porta-voz da Repsol. A companhia afirmou na apresentação que já possui vários blocos em áreas africanas interessantes, como Serra Leoa, Libéria e Guiné Equatorial, e disse que está em busca de oportunidades no Gabão e em Angola.

Outras companhias de petróleo - entre elas Chevron e Cobalt International Energy - também têm mostrado interesse no potencial do pré-sal africano, especialmente em Angola. No ano passado, a estatal angolana de petróleo, Sonangol, afirmou que planeja perfurar um ou dois poços na área do pré-sal do país até 2012 e espera que ali existam grandes reservas de petróleo e gás.

A Repsol mencionou também Indonésia e Rússia como áreas de interesse. A companhia espanhola já possui fatias em três blocos na Indonésia e participações em outros dois ainda esperam aprovação do governo. Na Rússia, a companhia disse que está "identificando oportunidades".

Atualmente, as reservas de petróleo da Repsol sem contar as da unidade argentina YPF estão declinando, mas a companhia acredita que essa tendência se reverta quando algumas de suas recentes descobertas no Brasil chegarem a um estágio mais avançado de desenvolvimento.

Na apresentação, a Repsol afirmou que suas reservas provadas eram de 1,042 milhão de barris de óleo equivalente no fim do segundo trimestre deste ano. O volume é menor do que o de 1,6 milhão de barris de óleo equivalente existente no fim do ano passado. Além disso, a companhia tem cerca de 1,1 milhão de barris de óleo equivalente nas reservas da YPF. (Fonte: Estadão, 2010-09-09).

OGX encontra mais petróleo

Em mais uma aventura exploratória, a OGX, empresa petroleira do empresário Eike Batista, informou ontem que encontrou petróleo no Maranhão. O poço que expeliu gás em agosto e mostrou indícios de ter óleo fica em Parnaíba, a 260 km da capital São Luís. A concessão para explorar é compartilhada por uma subsidária da OGX e a empresa Petra Energia, que tem participação de 30% na exploração.

Na Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa), a Petrobras passou o dia ontem contornando especulações. As ações da companhia registraram alta de 2,11%. Os papéis foram beneficiados pelo anúncio de que a empresa vai receber recursos da União para explorar o Pré-sal. Investidores estavam aliviados com a cotação estimada pelo governo para o preço do barril de petróleo. A União dará US$ 42,533 bilhões, usando mecanismo de “cessão onerosa”. O preço médio do barril de petróleo foi calculado em US$ 8,51. A Bovespa fechou em queda de 0,39%. A incerteza em torno da capitalização da Petrobras reduziu o valor das ações da empresa em 25% ao longo do ano.

Ontem investidores negociaram os papéis da companhia, demonstrando que retomaram a confiança.

(Fonte: O Dia - Terra, 2010-09-03).

Segundo ANP, Petrobras foi pessimista na estimativa para Franco

Os três bilhões de barris de óleo e gás no reservatório Franco estimados no contrato de cessão onerosa firmado pela União com a Petrobras são uma média da expectativa de volumes esperados pela estatal e pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Magda Chambriard, diretora da ANP, informou ao Valor que a agência calcula que Franco tenha cinco bilhões de barris de óleo equivalente (medida que inclui petróleo e gás) e que Libra, a outra área da União encontrada pela agência, tenha outros 7 bilhões de barris de recursos prospectáveis.

Se confirmados esses volumes, as duas áreas somarão 12 bilhões de barris, quase a totalidade das atuais reservas do Brasil, de aproximadamente 14 bilhões de barris. Ela pondera que só a "broca" (a lâmina de perfuração) pode confirmar as estimativas de volume desse campo gigante.
"Queremos licitar Libra sob o contrato de partilha de produção, mas é claro que é preciso aprovar a lei e que essa decisão seja tomada pelo Conselho Nacional de Política Energética e pelo Ministério de Minas e Energia", frisou.

Magda explicou que, além de Florim e Peroba, áreas que só foram conhecidas quando divulgado os termos da cessão onerosa, já foram identificadas outras de grande potencial no pré-sal de Santos.

Peroba, Júpiter e Pau Brasil (até agora desconhecida) ficam ao sul de Tupi. A diretora da ANP lembrou que a área de Peroba foi incluída apenas para dar garantias caso as previsões de reservas prováveis não se confirmem.

As estimativas de volumes foram motivo de grande debate entre a Petrobras e a agência reguladora durante as discussões do contrato de cessão onerosa, disse A consultoria da ANP fez uma estimativa e a da Petrobras, outra, menor.

"A Petrobras estava mais pessimista. Nós achávamos que tínhamos cinco bilhões nas áreas e a Petrobras achava que cinco bilhões estava apertado", explicou.

"Então se decidiu por um número no meio. Caso se comprovem recursos menores na revisão do contrato, se poderá lançar mão de uma área de Peroba para complementar. Mas se no momento da revisão se concluir que as demais áreas têm volumes suficientes, Peroba volta para a União", informou. Ela se refere ao prazo de quatro anos previsto para o programa exploratório obrigatório que a Petrobras terá que cumprir.

A diretora da ANP contou ainda que a inclusão de áreas no entorno de Tupi, Guará e Iara (já descobertas e sob contrato de concessão com a Petrobras e sócios) vai facilitar o desenvolvimento da produção ali, já que seria mais complicado licitar uma área objeto de "unitização".

A Petrobras informou que ainda não há certeza de que todas as áreas contíguas aos reservatórios já descobertos por ela são unitizáveis. Até agora, o mais provável é que isso ocorra em Iara.
(Fonte: O Globo-Globo / Valor, 2010-09-03).

Operadoras anunciam nova descoberta de petróleo em Angola

A sociedade angolana de combustíveis, Sonangol, e a Tepa Limited, uma subsidiária do grupo francês Total, anunciaram quinta- feira a descoberta de um novo poço de petróleo (Begónia-01), perfurado na Zona Nordeste do Bloco 17/06, em águas profundas do offshore de Angola.

Segundo um comunicado citado pela Agência Angola Press (Angop), o Begónia-01 é o segundo poço de pesquisa sondado com sucesso no bloco perfurado numa lâmina de água de 453 metros.

O poço comprovou a existência de hidrocarbonetos nos reservatórios de idade Miocênica, tendo produzido na fase de teste mais de seis mil barris/dia de crude de muito boa qualidade (36 graus API de densidade).

A Sonangol é a concessionária do Bloco 17/06, enquanto a Total é a operadora com uma participação de (30 porcento), ao lado da Sonangol Pesquisa e Produção S.A (30 porcento) e da Sonangol Sinopec International Limited (SSI) Seventeen Limited (27,5 porcento).

Também operam no mesmo bloco a Acrep Bloco 17 S.A. (5 porcento), a Falcon Oil Holding Angola S.A. (5 porcento) e a Partex Oil and Gas (Holding) Corporation (2.5 porcento) (Fonte: Panapress, 2010-04-01).

Petrobras descobre petróleo em águas profundas em Angola

A Petrobras informou que duas novas descobertas de óleo foram feitas em águas profundas angolanas. A descoberta resulta da perfuração dos poços pioneiros, que estão situados a cerca de 350 quilômetros a noroeste da cidade de Luanda, em profundidade de água de cerca de 1.400 metros.

Durante os testes de produção realizados, um dos poços mostrou capacidade de produção superior a 1.600 barris por dia. No outro poço o teste de produção atingiu uma vazão de até 6.400 barris diários (Fonte: SRZD, 2010-02-22).

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).

Petrobras descobre mais petróleo leve na Bacia de Campos

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

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

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

Marlim Sul

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

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

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

Odebrecht descobre petróleo de boa qualidade em Angola, em águas profundas

A Odebrecht Óleo e Gás, do grupo Odebrecht, fez sua primeira descoberta de petróleo no exterior, em Angola. A descoberta será anunciada nesta quinta-feira em Angola, informou o presidente da Odebrecht Óleo e Gás, Miguel Gradin. Até 2011, a empresa planeja investir US$ 4 bilhões em todas as suas atividades de exploração e produção, concentradas em Angola e no Brasil.

No Brasil, a Odebrecht participa da exploração de um bloco terrestre na Bacia Potiguar. No ano passado, a companhia anunciou a viabilidade econômica da descoberta de petróleo num poço exploratório do Bloco POT-T-612 da Bacia Potiguar (Campo Carcará), no Rio Grande do Norte.
Gradin disse que o óleo encontrado em Angola é leve, de boa qualidade. O poço tem profundidade de 4.725 metros e está em águas profundas, a 1.230 metros de distância do nível ao fundo do mar.

A descoberta está 315 quilômetros a noroeste da capital, Luanda. O executivo calcula que o campo poderá entrar em produção em quatro ou cinco anos. O consórcio é formado pela Maersk Oil (operadora, com 50%), pela Sonangol (20%), pela Odebrecht Óleo e Gás (15%) e pela Devon Energy (15%) (Fonte: O Globo - Globo, 2009- 07-16).

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).

Hess diz não ter achado petróleo em poço da bacia de Santos

A Hess Corp não relatou ao governo brasileiro nenhuma descoberta de petróleo depois de perfurar um poço no bloco BM-S-22, no pré-sal da bacia de Santos, disse a empresa em um comunicado em seu site.

As empresas que exploram os campos brasileiros têm que notificar à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) quando encontram indícios de petróleo.

O comunicado da Hess divulgado na segunda-feira não diz se a empresa encontrou petróleo no poço batizado de Guarani, perfurado no bloco BM-S-22. Uma autoridade da ANP não pôde comentar imediatamente a questão.

A Exxon Mobil, parceira no projeto e operadora do bloco, não respondeu imediatamente a pedidos para comentar o comunicado.

A Hess, que tem participação de 40% na exploração, informou no comunicado que os custos que teve com o poço aparecerão no seu balanço do segundo trimestre.

A Exxon Mobil detém uma participação de 40% na operação e os outros 20% são da Petrobras.
Segundo o comunicado da Hess, o próximo passo é analisar a quantidade significativa de dados reunidos para planejar o local em que será perfurado um terceiro poço, com o objetivo de avaliar melhor o bloco BM-S-22 (Fonte: Invertia / Reuters, 2009-07-08).

Galp, Petrobras e Repsol ganham licença para explorar petróleo no Uruguai

A Galp Energia, em parceria com a Petrobras e a espanhola Repsol, conquistaram uma licença de exploração de petróleo em dois blocos na costa do Uruguai. A empresa portuguesa detêm 20% em cada um dos blocos.

De acordo com a Bloomberg, que cita um comunicado da Repsol, a YPF, unidade argentina da companhia espanhola, juntamente com a Petrobras e a Galp, ganharam o leilão para dois blocos licitados, o 3 e o 4.

A Petrobras é a operadora do Bloco 4, com 40% do capital, tendo a YPF 40% de participação e a Galp 20%. No Bloco 3, a YPF é a operadora, com 40%, sendo que a Petrobras detém outros 40% e a Galp os restantes 20%.

As três companhias vão agora poder procurar petróleo ao largo da costa do Uruguai, próximo da cidade de Punta del Este.

De acordo com a Petrobras, o consórcio liderada pela empresa brasileira apresentou a melhor proposta para os Blocos 3 e 4, localizados na bacia Punta del Este. O Bloco 3 está localizado a 150 quilómetros da costa, uma profundidade entre 100 e 200 metros. Já o Bloco 4 situa-se a 300 quilómetros da costa, a uma profundidade que varia de 200 a 1500 metros.Segundo a mesma fonte, o consórcio liderado pela Petrobras tem agora quatro anos para realizar estudos e decidir se irá efectuar perfurações.

Recorde-se que a Galp Energia, em parceria com a Petrobras, tem tido sucesso na exploração no Brasil, onde efectuou já a descoberta de vários poços de petróleo, sendo o mais conhecido o do Tupi (Fonte: Jornal de Negócios, 2009-07-02).

Petrobras comunica à ANP novos indícios de petróleo no Espírito Santo

Novos indícios de petróleo foram descobertos no Espírito Santo. A Petrobras informou à Agência Nacional do Petróleo (ANP) que foram encontrados indícios no bloco BT-ES-15, na bacia do Estado, em terra.

A descoberta do indício, no entanto, não indica que o óleo descoberto seja em grande quantidade ou explorável comercialmente. (...) Estudos posteriores devem confirmar ou não o aproveitamento da área (Fonte: Gazeta Online - Globo, 2009-06-23).

Galp e Petrobras confirmam indícios de petróleo na Bacia de Potiguar

A Galp Energia e a estatal brasileira Petrobras encontraram provas de existência de petróleo num bloco "onshore" da Bacia de Potiguar, anunciou o regulador deste mercado no Brasil.

A descoberta foi feita no poço 4GALP32RN, no bloco “onshore” (em terra firme) POT-T-484, refere a Agência Nacional do Petróleo (ANP) no seu “site”, citada pela Bloomberg.

A Galp, que é a operadora, e a Petrobras, detêm em partes iguais esta concessão e ainda não determinaram se o crude descoberto tem viabilidade de desenvolvimento comercial, diz a mesma fonte.

Em inícios deste mês, a Petrobras também anunciou ter encontrado sinais de petróleo e gás num poço “onshore” da Bacia Espírito Santo, o 4BRSA73OES, que fica no bloco ES-T-383. A Petrobras já tinha notificado o regulador de uma outra descoberta de crude, num outro poço desta bacia, a 27 de Dezembro passado.

Os campos de São Mateus e de Guriri, no mesmo bloco, foram considerados – em Novembro - descobertas com viabilidade comercial, comentou a Bloomberg (Fonte: Jornal de Negócios, 2009-06-22).