Total anuncia descoberta significativa no Bloco 14 de Angola

Total announces that it has made a new significant oil discovery in deep-water Block 14, within the Lower Congo Basin, offshore Angola. Total holds a 20% interest in Block 14 alongside Cabinda Gulf Oil Company Limited, (31%), Sonangol, P. P (20%), Eni (20%) and Galp (9%).The Lucapa-1 discovery well was drilled in 1,201 metres of water to a total vertical depth of 3,340 metres and encountered more than 85 metres of oil in Miocene age sands. The well tested 24-degree API gravity oil from high permeability sand in the main target interval. The discovery will be followed by further appraisal drilling in addition to geologic and engineering studies to appraise the field and assess its potential reserves. The Lucapa discovery is the 10th exploration discovery made in Block 14 since 1997. (www.Oilvoice.com)

Angola produzirá 2 milhões de barris de petróleo por dia em 2008

By Jonathan Davis

Crude oil production in new Opec member Angola is expected to increase 43% to 2 million barrels per day by next year, the US government's energy forecasting agency said. Angola is already the second-biggest oil producer in sub-Saharan Africa, after Nigeria. The country's output is pegged at 1.4 million bpd and it has 8 billion barrels in total proven oil reserves. Angola's oil output should climb to 2 million bpd in 2008, when new deep-water production sites come online, the US Energy Information Administration (EIA) said in a new update on the country's energy sector. Angola's oil output was expected to peak in 2011 at 2.6 million bpd and then start to decline if no new oil discoveries are made, the EIA said. With Angola consuming a very small amount of its oil, about 62,000 barrels a day, most of the country's crude is exported, with China and the US its biggest customers. Angola is the seventh-largest foreign oil supplier to the US market. Angola became the 12th member of Opec this month and the country's future output could be restricted by Opec production quotas, the EIA said. Angola pays an annual $2 million fee to be part of the oil producer group, Reuters reported.
22:11 GMT, 25 January 2007 last updated: 00:38 GMT, 26 January 2007 (Upstreamonline)

Petrobras pode antecipar plantas de GNL

As novas plantas de gás natural liquefeito (GNL) da Petrobras no Rio de Janeiro e no Ceará devem entrar em operação em 2008, antes do prazo previsto de 2009, informou nessa quinta-feira o gerente-executivo de gás e energia da companhia, Antônio Eduardo Monteiro de Castro. ``O projeto original tinha como previsão o início de 2009, mas examinando as possibilidades e os custos, achamos que eles poderiam ser antecipados'', disse o executivo a jornalistas na Câmara Americana de Comércio no Rio. Segundo ele, a planta de regaseificação do Porto do Ceará deve entrar em operação em março de 2008, e a unidade no Rio deve começar as atividades em maio de 2008. A planta no Ceará terá uma capacidade para produzir 7 milhões de metros cúbicos ao dia de gás, e a fluminense, para 14 milhões de metros cúbicos. A unidade cearense vai ser do tipo FFSRU (estática), e a unidade do Rio será SRV (móvel). A Petrobras já iniciou o processo de afretamento dos navios do transporte de gás que serão convertidos em unidades de regaseificação. ``A conversão de um navio desses leva de 12 a 18 meses, portanto estamos em cima da hora. A decisão sobre o afretamento do navio deve sair nos próximos dois meses'', disse Castro Ele disse que os projetos de GNL foram sobrevalorizados no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), anunciado pelo governo na segunda-feira. Segundo o executivo, a instalação da planta no Ceará está orçada em 40 milhões de dólares, e a da baía de Guanabara, em 140 milhões de dólares. ``Os números divulgados ao mercado incluem além do investimento na infra-estrutura, o que a Petrobras vai pagar pelo afretamento, pelo aluguel e também o valor do projeto, é por isso que os números são diferentes e mais altos.'' (O Globo)

Roc Oil aprova programa de trabalho em Cabinda para 2007

Australiana Roc Oil aprovou programa de trabalho em Cabinda para 2007. O programa de trabalho para 2007 da "joint-venture" Cabinda Sul inclui três poços exploratórios em terra e um orçamento de 54 milhões de dólares, 43 milhões dos quais para perfuração, anunciou quinta-feira em Sydney a empresa australiana Roc Oil.Em comunicado publicado no sítio da empresa, a Roc Oil acrescenta estar a ser organizada uma operação com duas plataformas que começarão a perfurar no final da estação das chuvas, que ocorre normalmente em finais de Março e de Abril.O final da estação das chuvas vai igualmente determinar a data de iníciod a construção das plataformas de perfuração e das estradas de acesso.A Roc Oil tem uma participação de 60 por cento na Cabinda Sul com a Force Petroleum e a Sonangol a deterem 20 por cento cada. (Agência Brasileira de Notícias)

Anunciada descoberta em São Tomé e Príncipe

A petrolífera norte-americana Chevron Texaco anunciou a descoberta de petróleo, mas ainda sem garantia comercial, num bloco situado na zona conjunta entre São Tomé e Príncipe e a Nigéria.O anúncio foi feito este fim-de-semana na capital de São Tomé pelo representante da Chevron Texaco, Tim Parsons, no final de uma audiência com o presidente de São Tomé e Príncipe, Fradique de Menezes, no âmbito deste processo de exploração petrolífera.No balanço de uma primeira perfuração feita no referido bloco petrolífero, Tim Persons sublinhou que “a quantidade de petróleo descoberta ainda não justifica uma produção comercial”.Adiantou que a Chevron Texaco efectuará “dentro de pouco tempo” outros furos, de modo a efectuar uma avaliação global sobre a potencialidade comercialo do bloco.Em Maio de 2006, a Chevron Texaco já havia anunciado que foram encontrados neste bloco um acumulativo total de pelo menos 150 pés (45 metros) de hidrocarbonetos. O bloco denominado de Ôbo (floresta em crioulo são-tomense) está localizado a uma profundidade de 1720 metros (5.640 pés) no mar e a operação de perfuração foi concluída em 63 dias, a 15 de Março de 2006, num orçamento de 37 milhões de dólares.Com uma participação de 51 por cento, a Chevron Texaco conta com a parceria da outra norte americana, a Exxon Mobil com 40 por cento e a Dongote Energy Resource, um consórcio nigeriano e norueguês com nove por cento.Adjudicado em 2003, o bloco “Obô” custou à Chevron Texaco e parceiros 123 milhões de dólares por bónus de assinatura de contrato.Assinado em Fevereiro de 2001, o tratado de exploração conjunta entre São Tomé e Príncipe e Nigéria estabelece 60 por cento de receitas para os nigerianos e 40 para o arquipélago são tomense. (Agência Brasileira de Notícias)

Brunei e Filipinas vão explorar petróleo no Timor-Leste

O Brunei e as Filipinas acordaram em desenvolver conjuntamente os recursos de petróleo e de gás natural de Timor - Leste, afirmou quinta-feira em Manila o secretário para a Energia das Filipinas, Raphael Lotilla.Em conferência de imprensa, Lotilla afirmou que o acordo entre as três nações foi feito à margem da cimeira da Associação dos Países do Sudeste Asiático realizado em Cebu, região central das Filipinas.O secretário disse que vai incumbir a empresa estatal PNOC Exploration Corp. de representar o país neste acordo, cujos pormenores têm ainda de ser decididos pelos responsáveis dos três países."Timor Leste tem os depósitos de petróleo e gás natural mais ricos da região e se conseguirmos explorar esses recursos então ajudar-nos-emos mutuamente", afirmou Lotilla.Na sequência da independência de Timor-Leste, o acordo que a Austrália tinha assinado com a Indonésia foi renegociado com Díli e actualmente o país recebe cerca de 100 milhões de dólares por mês pelo gás natural, verba que o secretário para a Energia das Filipinas considera representar apenas uma pequena porção dos recursos à disposição de Timor-Leste. (Agência Brasileira de Notícias)

Crescimento da produção brasileira de petróleo pode atrasar

A Agência Internacional de Energia (AIE) disse nesta semana que as perspectivas de longo prazo para o crescimento da produção petrolífera do Brasil "podem estar escorregando" ante as notícias que sinalizam atrasos no início das operações nos campos de Jubarte e Roncador, previstas para o fim da década. Mas, em relação à produção do País neste ano, a agência manteve suas previsões praticamente inalteradas. Em seu relatório mensal divulgado na última sexta (19), a AIE calcula que a produção total de combustíveis líquidos no Brasil deverá atingir 2,3 milhões de barris por dia em 2007 ante os 2,1 milhões de 2006. Essa soma inclui 400 mil barris diários de etanol e gás natural liquefeito.Mas isso "desde que o impacto do atraso no início do projeto Piranema seja compensado pelo início antecipado em janeiro das operações de Espadarte". O consumo médio diário de petróleo no Brasil em 2007, segundo a AIE, deverá ser de 2,27 milhões de barris.Já a previsão para aumento do consumo mundial de petróleo em 2007 foi reduzida de 1,7% para 1,6%. Com isso, a demanda deverá crescer em 1,39 milhões de barris diários, somando 85,8 milhões de barris por dia. O aumento no consumo em 2006 também foi revisado para 0,9%, 120 mil barris diários menos do que a previsão anterior.Em seu relatório, a organização com sede em Paris salientou que os preços do petróleo atingiram seus níveis mais baixos dos últimos 20 meses no início de 2007. "A explicação para a recente queda nos preços parece simples: o clima (no Hemisfério Norte) tem sido quente, a demanda tem sido fraca e a oferta da Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) tem ficado acima dos níveis sinalizados por seus cortes na produção anunciados no final do ano passado." Mas a agência ressaltou que os estoques de petróleo nos países consumidores têm declinado e isso, em algum ponto, poderá novamente pressionar os preços para cima.A produção mundial de petróleo cresceu em 110 mil barris diários em dezembro, atingindo a média de 85,4 milhões de barris diários, estimulada principalmente pelo aumento da oferta pelos países que não são membros da Opep. Entretanto, revisões na produção da Noruega, Canadá, México e outros países da América Latina fizeram com que a estimativa de oferta de petróleo nos países de fora da Opep fosse reduzida em 300 mil barris diários em 2007, somando 52,3 milhões de barris diários. Os estoques dos países membros da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) caíram 33 milhões de barris em novembro, e dados preliminares sugerem que essa tendência continuou em dezembro. (Agência Estado)

Brasil e Venezuela assinam acordo sobre gás natural

By Jonathan Davis

Brazil and Venezuela signed an accord today to start work on the first stage of a gas pipeline from Venezuela through Brazil to Argentina.
Brazil President Luiz Inacio Lula da Silva and Venezuela President Hugo Chavez signed a letter of intent to build the line from Guiria in Venezuela to Recife in north-east Brazil during a Mercosur trade bloc summit.
It was agreed to complete the feasibility study by December 2007, but no date was fixed to begin construction of the project, involving Brazil's state-run energy company Petrobras and Venezuelan state oil giant PDVSA.
"These documents end any doubts in respect to our commitment to press ahead with these projects that have been announced more than a year ago," PDVSA head Rafael Ramirez told a new conference, Reuters reported.
The 5,000-kilometre pipeline, proposed by PDVSA in 2005, would link Venezuela's roughly 150 trillion cubic feet of natural gas reserves to markets in other Latin American nations, such as Brazil and Argentina, Uruguay and Paraguay. (Upstreamonline)
22:26 GMT, 18 January 2007 last updated: 00:48 GMT, 19 January 2007

Campo de gás de Manati, na Bahia, começa a produzir

A Petrobras disse na terça-feira que seu campo de gás natural de Manati, na base de Camamu, litoral da região Nordeste do Brasil, iniciou a produção de 3 milhões de metros cúbicos de gás diários.O projeto é operado pela Petrobras, mas também conta com a participação da empresa norueguesa Norse Energy e a brasileira Queiroz Galvão.A estatal informou que o campo atingirá capacidade total ainda neste ano, quando produzirá 6 milhões de metros cúbicos diários.

Brasil tem 1ª produção privada de petróleo em larga escala

Nicola Pamplona

Dez anos após a abertura do mercado brasileiro de petróleo, o País terá, pela primeira vez, um projeto de produção de grande porte totalmente privado. A americana Devon prevê para julho, mesmo mês em que foi editada a lei que pôs fim o monopólio estatal, o início das operações do campo de Polvo, na Bacia de Campos, de onde vai extrair 50 mil barris por dia. O feito deve servir como munição para grupos que defendem um maior controle sobre as reservas nacionais.O campo de Polvo foi descoberto há dois anos, em uma área exploratória arrematada pela Devon e pela petroleira sul-coreana SK na 2ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), em 2000. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP) há, no local, quatro reservatórios com 348 milhões de barris de petróleo, dos quais, segundo o mercado, cerca de 100 milhões são recuperáveis. Há ainda 575 milhões de metros cúbicos de gás natural, que serão usados como combustível na plataforma.Por se tratar de um campo pequeno, a Devon espera concluir as operações em Polvo já em 2012 - período curto, se comparado aos 20 de vida útil de alguns projetos da Petrobrás. A companhia informou que ainda não decidiu o que fazer com a produção, que pode ser vendida à Petrobrás ou enviada ao mercado internacional. Analistas acreditam que a segunda opção é mais provável, uma vez que a estatal não tem interesse em comprar óleo do tipo pesado, como o existente nas reservas da companhia americana.O início da exportação de óleo por companhias estrangeiras, por sinal, vem alimentando grupos políticos que pretendem impor um maior controle sobre as reservas brasileiras de petróleo e gás. Segundo cálculos do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), 25% dos investimentos no setor, nos próximos cinco anos, serão feitos por petroleiras privadas, o que vai garantir ao País o aporte de US$ 25 bilhões no período.A maior parte dos projetos em andamento ainda tem participação da Petrobrás, como é o caso do campo de Frade, na Bacia de Campos, operado pela americana Chevron, e dos campos Abalone, Ostra, Nautilus e Argonauta, na mesma bacia, operados pela Shell. Mas um segundo projeto totalmente privado já está em elaboração pela norueguesa Norsk Hydro. Trata-se do campo de Peregrino, na Bacia de Campos, descoberto em uma área exploratória também arrematada na segunda rodada de licitações da ANP.'As jazidas minerais são estratégicas para o País e não são renováveis. Nem os Estados Unidos dão tanta liberdade para os concessionários', reclama o deputado Luciano Zica (PT-SP), autor de projeto de emenda constitucional que institui o controle estatal sobre a produção de petróleo, gás e minérios. O projeto está parado na Comissão de Constituição e Justiça da Câmara dos Deputados e nem o próprio autor acredita no sucesso da proposta, mas ele diz que o que quer, na prática, é levantar debate sobre o tema.A avaliação de Zica encontra eco na Associação dos Engenheiros da Petrobrás (Aepet), que todos os anos promove manifestações em frente ao hotel onde é realizado o leilão de áreas exploratórias. Mas, na sua opinião, não é bem recebida pelo governo federal, apesar de especulações sobre eventual redução do ritmo de concessões de áreas exploratórias, motivada pelo enxugamento da 8ª rodada de licitações em 2006.Na ocasião, por determinação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), a ANP ofereceu um número de áreas 70% inferior ao que estava habituada a leiloar e não incluiu a Bacia de Campos, maior produtora brasileira de petróleo entre as regiões ofertadas. A explicação oficial sugeria um foco em áreas com potencial para reservas de gás - o que não ocorre em Campos -, já que o Brasil alcançou a auto-suficiência na produção de petróleo, mas a mudança provocou sobressaltos no mercado.Atualmente, a maior produtora privada do Brasil é a anglo-holandesa Shell, que tem parceria com a Petrobrás no projeto Bijupirá-Salema, na Bacia de Campos. Toda a parcela da multinacional, cerca de 50 mil barris por dia, é vendida ao exterior. Há outros projetos totalmente privados, mas em pequenos campos terrestres no Nordeste. Nesse caso, a baixa produção não garante escala para exportação. A Norsk Hydro informou que ainda não sabe a destinação que dará ao óleo de Peregrino, que entrará em produção em 2010. A tendência também é enviar a produção ao exterior. A americana El Paso também pretende iniciar a produção na costa brasileira. (O Estado de São Paulo)

Reservas da Petrobras crescem 3,9% em 2006

Reservas da Petrobras crescem 3,9% em 2006A Petrobras informou nesta sexta-feira que suas reservas provadas no Brasil cresceram 3,9% em 2006 frente ao ano anterior, para 13,753 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), pelo critério da Agência Nacional de Petróleo (ANP) e da Society of Petroleum Engineers (SPE). "Durante o ano de 2006, foram apropriados 1,226 bilhão de boe às reservas provadas, contra uma produção acumulada de 705 milhões de boe", segundo fato relevante da estatal. Com isso, o índice de reposição de reservas ficou em 173,9. A Petrobras destacou a descoberta de óleo em blocos exploratórios na bacia de Campos, do Espírito Santo e do Solimões, entre outras. A empresa também mencionou a revisão de campos existentes em 2006, "principalmente em Marlim e Albacora na bacia de Campos". Já pelos critérios da comissão de valores mobiliários dos Estados Unidos (SEC, na sigla em inglês), que são mais rígidas, as reservas da Petrobras no Brasil permaneceram praticamente estáveis de 2005 para 2006, terminando o ano passado em 10,573 bilhões de boe. As principais diferenças entre os números, segundo a petrolífera, decorrem da contabilização ou não de reservas de gás com contratos não formalizados e de projetos em estágio inicial de desenvolvimento da produção. No exterior Conforme o critério SPE, as reservas da empresa brasileira no exterior terminaram o ano passado 24,4% menores em relação a dezembro de 2005, em 1,270 bilhão de boe. Pela regra da SEC, essas mesmas reservas recuaram 26,1% no ano passado, ficando no fim do ano em 885 milhões de boe.

Histórico da exploração petrolífera na porção emersa de Timor-Leste

A exploração petrolífera no Timor-Leste iniciou-se de forma incipiente na primeira década do século passado, na sua porção emersa, através do aproveitamento artesanal de exudações naturais e a perfuração de três poços: Pualaca e Ranoco em 1910 e Mata-Hai em 1914. A profundidade final destes primeiros poços foi muito rasa, variando entre 140 e 170 metros. A lógica para essas perfurações foi a presença adjacente de exudações superficiais de óleo. Esse primeiro ciclo exploratório encerrou-se em 1972. Ao longo do período, foram perfurados cerca de 23 poços, a maior parte por uma empresa australiana chamada Timor Oil Ltd., entre 1957 e 1972. Foram investidos cerca de 100 milhões de dólares norte-americanos, sem sucesso comercial. Entretanto, numerosos indícios de óleo e gás foram reportados, incluindo quatro poços que produziram entre 3 e 110 barris de óleo por dia.

São conhecidas e descritas no Timor-Leste, cerca de 30 localidades onde ocorre pemanente exudação de gás e óleo leve na superfície do terreno. As exudações de gás localizadas em Aliambata, sub-districto de Viqueque, são as mais significativas. Nessas ocorrências, sob financiamento e coordenação do Banco Mundial, uma empresa Neozelandesa, Sinclair Knight Merz, conduziu um estudo de campo preliminar em abril de 2005. Nesse teste de viabilidade, a empresa concluiu que para cada pé cúbico de gás produzido por segundo, poderia ser gerado 130 a 275 kW de energia eléctrica, que permitiria suprir entre 1.300 e 2.750 domicílios residenciais. Sob estimulação, a produção poderia atingir 5 pés cúbicos por segundo, e a exudação poderia suprir electricidade para cerca de 6.500 a 13.000 casas. O sucesso deste teste é encorajador para a avaliação do potencial de outras ocorrências dessa natureza e a implantação de projecto piloto.

A Lei das Actividades Petrolíferas prevê a concessão de autorizações para a exploração das ocorrências de hidrocarbonetos acima descritas, as chamadas Autorizações de Uso de Percolação. Tais autorizações podem ensejar oportunidade de aproveitamento energético desses recursos em bases individuais ou comunitárias, colaborando com o acesso a fontes locais de energia.

As campanhas exploratórias conduzidas na porção terrestre do Timor-Leste foram basicamente focadas nas exudações superficiais e mapeamentos de superfície, além de 9 levantamentos gravimétricos, alguma cobertura de métodos magnetométricos e muito pouco dado de relflexão sísmica, estes adquiridos apenas em 1974. Dados geofísicos adquiridos posteriormente pela empresa indonésia Pertamina, não estão disponíveis.

Com base nos fortes indícios da existência de hidrocarbonetos no território emerso de Timor-Leste, na limitada cobertura de dados geológicos/geofísicos e na incipiente exploração a que essa região foi submetida, fica clara a necessidade de estímulo a investimentos nessa área.

O governo do Timor-Leste estuda a possibilidade do lançamento, ainda em 2007, de uma rodada de licitação para contratos de exploração e produção de petróleo em blocos localizados na porção emersa. A área promete.

Principais interconexões de gás na América do Sul

A tão falada integração energética da América do Sul ainda está longe de ser uma realidade em termos de gás natural. Abaixo damos uma descrição das conexões internacionais existentes, das que estão em construção e das apenas cogitadas. Atualmente, existem três interconexões de gás em funcionamento:

• Da Bolívia a Argentina: Esta é a conexão mais antiga que se estende de Santa Cruz (Bolívia) a Yacuiba (Argentina) com tubos de 24” de diâmetro e 500 km de comprimento e capacidade de 8 MMm³/dia.

• Da Argentina ao Chile: O “Gasoduto Bandurria” de San Sebastián (Terra do Fogo/Argentina) até a planta de metanol – Planta Cullen (Chile), com 83 km de extensão, tubos de 14” e capacidade de 2 MMm³/dia. Entrou em operação em 1996. Em 1997, o “Gasoduto Gasandes” (463 km, 24”, capacidade máxima de 20.MMm³/dia, permitiu o transporte de gás até Santiago, desde Neuquén (Argentina). Mais recentemente, em maio de 1999, o gasoduto “Atacama” (941 km, 20”, capacidade máxima de 8,5 MMm³/dia) começou a operar ao norte do Chile (Mejillones) estendendo-se até a província de Salta na Argentina. Outras duas linhas entraram em funcionamento: o “Gasoduto Norandino” (1.180 km, 20” – 16” – 12”, 7.1 MMm³/dia) que se estende de Pichanal a Mejillones e Coloso. E o gasoduto “Gás Pacífico” (638 km, 24” – 20” – 12” – 10”, 9,7 MMm³/dia) de Neuquén a Concepción.

• Da Bolívia ao Brasil: O gasoduto “Bolívia-Brasil”, constitui o projeto mais imponente e de maior êxito da região (3.150 km, 32”, capacidade máxima de 30 MMm³/dia). Desde maio de 1999, transporta gás de Santa Cruz na Bolívia a São Paulo e Estados do sul do Brasil até Porto Alegre.

Algumas linhas seguem em construção:

• Da Argentina ao Brasil: O “Gasoduto Uruguaiana” transporta gás de Entre Rios a Planta de energia em Uruguaiana (440 km, 24”, capacidade de 12 MMm³/dia) projetando atingir Porto Alegre (615 km, 20”).

• Da Argentina ao Uruguai: “Gasoduto Cruz del Sur” (208 km, 18/24”, capacidade máxima de 6,6 MMm³/dia) de Buenos Aires a Montevidéu. Já existem projetos candidatos para novas interconexões.

• Da Argentina ao Brasil: O “Gasoduto do Mercosul” uniria campos de gás no norte da Argentina (Salta) a São Paulo, passando por Assunção no Paraguai (3.100 km, 36” – 24”, capacidade de 25 MMm³/dia). O “Gasoduto Austral” uniria campos de gás no sul da Argentina (Bacia Austral) a Montevidéu (Uruguai) e Porto Alegre (Brasil) (3.700 km, 36”-30”, capacidade 31 MMm³/dia).

• Da Bolívia ao Chile: Um gasoduto de Villamontes a Tocopilla a Mejillones no norte do Chile (850 km, 20” – 16”, capacidade 6 MMm³/dia).• Da Bolívia ao Paraguai: O gasoduto “Trans-Chaco” de Vuelta Grande na Bolívia a Assunção no Paraguai (846 km, 22”, capacidade de 6,9 MMm³/dia).

• Do Perú a Bolívia: Do campo de Camisea a Carraco na Bolívia (900km, 36”, capacidade de 40 MMm³/dia). A longo prazo, este gasoduto permitiria abastecer de gás a maior fatia do mercado brasileiro partindo de Camisea.

• Do Peru ao Brasil: De Camisea a São Paulo através de Porto Velho, (3.550 km, 32”, capacidade de 30 MMm³/dia).Outros projetos podem ser considerados, em especial aqueles que envolvem a importação de GNL da Venezuela e Trinidad & Tobago. Certamente alguns projetos mencionados, de alguma forma, concorrerão entre si. (Oil & Gas Journal Latinoamerica in Gasnet)

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)

São Tomé e Príncipe

A situação do setor petróleo em São Tomé e Príncipe seja talvez aquela que mais expectativa e polêmica suscita no momento, dentro do espaço lusófono.

Até o presente, nenhum poço exploratório foi perfurado na área marítima exclusiva de São Tomé e Príncipe. O último poço perfurado em terra (Ubabudo) aconteceu em 1991 e não foi bem sucedido. Conseqüentemente, não existem registros de reservas ou produção de petróleo ou gás natural.

Na zona de desenvolvimento conjunto com a Nigéria, estão delineados 11 blocos, sendo que o Bloco 1 foi adjudicado a um grupo liderado pela ChevronTexaco, como resultado da primeira rodada de licitação ocorrida em 2003. Um segundo concurso oficial foi encerrado em 15 de dezembro de 2004, tendo como conseqüência, a assinatura em Março de 2006 de três novos contratos de partilha de produção para os blocos, 2, 3 e 4, sendo operadores pelas empresas Sinopec, Anadarko e Addax, respectivamente. Por efeito da assinatura destes contratos, a autoridade conjunta com a Nigéria recebeu a importância de 200 milhões de dólares norte-americanos como bônus de assinatura.

Na zona de desenvolvimento conjunto com a Nigéria, em 26 de Maio de 2006, o operador Chevron confirmou que foram encontrados hidrocarbonetos no poço pioneiro Obo-1, primeiro poço marítimo perfurado em área de interesse de São Tomé e Príncipe. Foram atravessados um total acumulado de 45 m de múltiplos reservatórios contendo hidrocarboneto líquido e efetuada coleta de amostras. É prematuro entretanto dizer se Obo-1 é uma descoberta comercial. Foi sugerido que o poço não foi perfurado no ápice de uma estrutura mas no seu flanco, com o objetivo de testar a sua extensão. Novos poços estão sendo planejados para o Bloco 1.

Não ocorreu nenhuma aquisição geofísica na Zona de Desenvolvimento Conjunto de Nigéria/STP desde Maio de 2002, quando a empresa PGS completou um 3D sísmico de 3.000 km2 na área dos blocos 1 a 6, oferecidos como parte da licitação oficial de 2003. Os dados 3D se somaram aos dados sísmicos 2D registrados na área pela WesternGeco e Veritas em 1998.

Em relação a experiência licitatória na Zona Conjunta com a Nigéria, vale a pena mencionar que, em função de acordos anteriores, existiam certas empresas com determinados direitos preferênciais para ingresso nas concessões na medida que as mesmas fossem sendo outorgadas nas licitações. Esse instrumento de atribuição de direitos prévios de preferência, se por um lado pode ser uma ferramenta eficaz na promoção de áreas, traz intrínseca uma componente indesejável de risco negocial aos certames oficiais.

Plataforma no Brasil com 65% de conteúdo local

A plataforma P-52 da Petrobras, uma das principais previstas para entrar em operação este ano, teve suas obras concluídas pelo estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis, na última semana. A expectativa é de que a Petrobras e o governo preparem uma grande festa para sua inauguração. A plataforma foi a primeira a ser integralmente encomendada e construída no primeiro mandato do governo Lula, dentro dos novos requisitos de utilização de no mínimo 65% de conteúdo nacional.Apesar disso, a unidade ainda teve seu casco construído na sede da Keppel Fels (dona do estaleiro de Angra), em Cingapura. A unidade chegou ao Brasil em março do ano passado para receber os demais módulos, decks e complementos que a tornam aptas a operar.A P-52 vai produzir 180 mil barris por dia no campo de Roncador, na Bacia de Campos. Atualmente, a unidade está em fase de comissionamento, testes e pré-operação. A Petrobras investiu mais de US$ 1 bilhão na unidade, sendo que o BNDES financiou a maior parte.Além da capacidade de produção de óleo, a P-51 também vai comprimir 9,3 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. A Petrobras não anunciou a data estimada para o primeiro óleo da unidade, mas a previsão que consta no cronograma da empresa indica ainda o primeiro trimestre de 2007 para isso ocorrer. (Agência Estado)

Petrobras já se adequou às novas regras na Venezuela

O anúncio feito nesta quarta-feira, pelo presidente da Venezuela, Hugo Chávez, de que seu governo vai assumir o controle do setor de gás não altera em nada as atividades da Petrobras naquele país. A informação foi divulgada nesta data pela estatal, por meio de uma nota. A Petrobras produz cerca de 16 mil barris diários de petróleo e 2,1 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural nos chamados campos maduros "on shore", terrestres. Segundo a compania, desde o início do ano passado, seus contratos já foram adequados à nova legislação. A produção nos campos maduros é feita por empresas mistas, nas quais a PDVSA (estatal venezuelana de petróleo) tem 60% e a Petrobras 40%, dentro da novas normas criadas no ano passado. Segundo a Petrobras, não existe qualquer sinalização do governo de que haverá mudanças. Ao contrário, a Petrobras segue negociando com a PDVSA a atuação em novos campos maduros para produzir dentro dessa modalidade. A Petrobras informou ainda que recentemente adquiriu dois blocos "off-shore", no mar, onde pretende iniciar a fase exploratória. Eles deverão entrar em produção daqui a alguns anos. A Petrobras está negociando, também com a PDVSA, o projeto de Mariscal Sucre que envolve produção de gás em grande quantidade, mas também somente iniciará a produção daqui a alguns anos. Segundo a estatal brasileira, todos esses projetos estão já dentro das novas regulamentações implantadas pelo governo Venezuelano e portanto não se espera nenhum problema. (Jornal O Globo)

Mais uma plataforma na Bacia de Campos

O governador do Estado do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral, e o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli de Azevedo, participaram, no dia 09/01, da coleta do primeiro óleo do navio-plataforma Cidade do Rio de Janeiro, no campo de Espadarte, na Bacia de Campos. A cerimônia marcou o início da produção e a inauguração da unidade, que tem capacidade para produzir até 100 mil barris de petróleo e 2,5 milhões de metros cúbicos de gás por dia. Após visitar o navio-plataforma, o governador Sérgio Cabral comemorou o investimento. "O estado do Rio de Janeiro se sente, mais uma vez, feliz por essa parceria, por ter a Petrobras investindo no nosso estado, trazendo riquezas para o nosso estado", afirmou. O presidente Gabrielli destacou a importância da entrada em produção da nova unidade. "Para o campo de Espadarte, é uma possibilidade muito grande de aumentar a sua produção. Para a Bacia de Campos, é uma primeira nova plataforma de produção este ano e para o país esta é a primeira de mais três novas plataformas de que nós vamos iniciar a produção aqui no Rio de Janeiro. Portanto, é um momento de festa", ressaltou. O Cidade do Rio de Janeiro é um navio-plataforma do tipo FPSO (sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de óleo) com 320 metros de comprimento, 54 metros de boca e 30 metros de altura, o que corresponde a um edifício de 10 andares. Instalada em profundidade de água de 1.350 metros, a nova plataforma pode estocar 1,6 milhão de barris de petróleo. (Petrobras)

Moçambique assina novos contratos

Declared the bid winner in March 2006, Anadarko has now signed the Exploration and Production Concession Contract for the 10,683 sq km Offshore Area 1 with the Ministry of Mineral Resources. Offered as part of the country's second licensing round, the license is described by Bob Daniels, Anadarko senior vice president of exploration and production as "a ground-floor opportunity to explore the highly prospective Rovuma Basin, where only two wells have ever been drilled." The company holds the view that the basin is similar in nature to the proven world-class petroleum systems of the Niger Delta, Mahakam Delta and the Gulf of Mexico. The award carries a work obligation of an unspecified amount of both 2D and 3D seismic acquisition and the drilling of seven wells during the initial exploration period of five years. It is understood that seismic and well planning is in progress. At about the same time, Eni signed an EPCC for the 17,201 sq km Offshore Area 4 with the Ministry of Mineral Resources and ENH. Eni will operate the block with a 90% interest, ENH holding the balance as a carried partner. This tract, in which water depths range down to 2,000m, is the most northerly deepwater block in Mozambique and is contiguous with the maritime boundary with Tanzania. The award carries a work obligation of 2D and 3D seismic during the four-year initial exploration period. The second period of two years calls for the drilling of two wells while the third period of two years also carries a two-well obligation. (IHS Energy - 08/01/2007)

Cabo Verde : imensos desafios

Pela sua reduzida área de superfície, 4.033 km2, e pela sua natureza geológica - um arquipélago oceânico constituído por rochas vulcânicas -, Cabo Verde não reúne condições mínimas para ocorrência de petróleo em sua porção emersa. Na região coberta pelo mar territorial, as imensas profundidades do solo oceânico da Bacia de Cabo Verde (acima de 5.000 metros de profundidade) e a localização desfavorável em relação a fontes de sedimentos continentais (dista cerca de 600 km da costa oeste africana) impõem desafios imensos, tanto operacionais, como conceituais, a uma campanha de pesquisa exploratória para petróleo.