Nigéria pode ser alternativa ao gás boliviano para Brasil

O Brasil aposta na Nigéria e na relação com o presidente eleito, Umara Yar'Adua, para garantir o abastecimento de gás nos próximos anos, diante da relação prejudicada com a Bolívia. Até 2009, o fornecimento de gás nigeriano poderá superar a marca de 30 milhões de metros cúbicos por dia, o que atenderia metade das necessidades termoelétricas brasileiras. De acordo com o jornal Estado de S. Paulo, Yar'Adua já deixou claro que quer dar uma atenção especial ao Brasil e ter o País como parceiro nos investimentos. A Petrobras é o elo mais forte no comércio entre o Brasil e Nigéria, com importações de US$ 1,7 bilhão de janeiro a abril deste ano. (Investnews)

Parceria público-privado na gestão de energia de Cabo Verde

Estado de Cabo Verde e as empresas Shell Cabo Verde e Enacol vão criar uma entidade para gerir os produtos petrolíferos, que deverá começar a funcionar em Janeiro do próximo ano. Após reunião entre representantes das petrolíferas e o governo ficou definido que a Shell e a Enacol ficarão com 45 por cento das acções cada e o Estado de Cabo Verde terá 10 por cento. Apesar das negociações estarem ainda em curso, o director-geral da Indústria, Abraão Lopes, explicou que estão prontos os principais contornos do memorando assinando entre as partes. "Vai ser uma empresa participada pelo Estado, Shell e Enacol e será responsável pela logística primária, o que quer dizer que será responsável pela importação, armazenagem e distribuição inter-ilhas dos combustíveis", disse. Essa empresa terá a missão de implementar e incutir uma grande eficácia no sector dos combustíveis, reduzir os custos e garantir a segurança de abastecimento e território nacional", acrescentou Lopes. Tratando-se de um investimento essencialmente privado, o Estado não fará parte da gestão da empresa. Abraão Lopes explicou que a empresa estará dentro do sector petrolífero mas directamente sob a tutela do governo, sendo que entre as partes foi assinado um acordo para que a nova entidade seja gerida por um director-geral recrutado por concurso. As expectativas para a criação da empresa são, segundo o director geral das indústrias, elevadas. "Esperamos uma maior eficiência do sector, redução dos custos, a segurança do abastecimento e um figurino bastante completo e mais eficaz de todo o abastecimento de combustíveis", explicou. O director da Shell Cabo Verde afirmou que esta empresa vai permitir poupanças para as empresas e possivelmente para os consumidores. "Sentimos que com esta empresa poderá haver poupanças, porque já não teremos algumas operações que anteriormente faziam a Shell e a Enacol e poupa-se todos os custos associados. Mas as contas serão feitas a partir do momento que se definir o âmbito dessa empresa", explicou. Um dos maiores problemas estruturais de Cabo Verde é a falta de energia, visível nos sucessivos cortes de electricidade nas ilhas. Ainda recentemente o primeiro-ministro, José Maria Neves, afirmou que a gestão da energia no país era um dos passos necessários para resolver a questão. (Notícias Lusófonas)

A meta de Angola é de 1,85 milhões de barris de petróleo por dia em 2007

Angola pretende chegar ao final de 2007 a produzir 1,850 milhões de barris de petróleo por dia, mais 450 mil barris do que actualmente, informou hoje uma fonte do Ministério dos Petróleos. Segundo a referida fonte, citada pela agência de notícias angolana, Angop, o país produz actualmente 1,4 milhões de barris de crude diários e as novas descobertas recentes fazem antever a possibilidade de continuar a aumentar a produção. O campo Rosa, situado no Bloco 17, um dos mais profícuos do mar de Angola, deverá começar a produzir no segundo semestre deste ano, de acordo com a mesma fonte. A zona marítima ao largo da costa angolana está dividida em 74 blocos de exploração, em águas rasas, profundas e ultra profundas, dos quais apenas cerca de três dezenas estão actualmente em operação. As reservas petrolíferas do país estão estimadas em cerca de 12,5 mil milhões de barris. (Notícias Lusófonas)

Nova licitação de áreas em Moçambique

O governo moçambicano deverá lançar até ao próximo ano um novo concurso para a atribuição de licenças para exploração de petróleo e gás natural na bacia do rio Rovuma, admitiu o director do Instituto Nacional de Petróleo, Arsénio Mabote. "O mais tardar em 2008 vamos lançar um novo concurso para a atribuição de mais licenças" para exploração de petróleo e gás natural na bacia do rio Rovuma, no extremo norte do país, disse Arsénio Mabote. Actualmente, o Instituto Nacional de Petróleo de Moçambique (PCA) aguarda resultados de estudos de impacto ambiental que encomendou, avançou aquele responsável. Segundo Mabote, as novas licenças permitirão fazer a exploração daqueles recursos naturais tanto em terra como no mar. Uma equipa de pesquisadores, envolvendo empresas do Canadá, Estados Unidos da América, Malásia e Itália, está a desenvolver pesquisa para exploração de hidrocarbonetos na bacia do Rovuma, mas ainda não produziu quaisquer descobertas petrolíferas. No entanto, as referidas explorações apontam para a presença de quantidades significativas de gás natural na bacia do Rovuma. Em meados de Abril, o Governo moçambicano assinou o contrato de concessão para a pesquisa e produção de petróleo na área "on shore" do Bloco do Rovuma, entregue às empresas Artumas Moçambique Petróleo e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos. De resto, as autoridades moçambicanas têm dado conta da existência de fortes indícios de presença de petróleo na bacia do Rovuma (rio que separa Moçambique da Tanzânia, no norte do país) e no delta do Zambeze (centro). "Do ponto de vista geológico, há potencial para ocorrência de petróleo", disse o presidente do PCA, indicando que a existência no país de hidrocarbonetos associados ao petróleo, como o gás e o carvão mineral, criam a expectativa de que é também possível encontrar crude nas águas moçambicanas. A possibilidade de existência em Moçambique de reservas petrolíferas passíveis de exploração comercial tem, de resto, atraído ao país algumas das principais empresas do ramo. Companhias como a Norsk Hydro (Noruega), Anadarko Petroleum Corporation (Estados Unidos), ENI (Itália) e Petronas (Malásia) têm estado activas na prospecção de petróleo no país. A Galp Energia, através ENI (accionista de referência da empresa, com 33,34 por cento do capital), poderá também entrar na exploração de blocos ganhos pela empresa italiana em Moçambique. Na corrida está também a petrolífera Petrobras, que em Outubro do ano passado firmou com a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH, estatal) um acordo para a exploração de petróleo e gás natural em Moçambique, com a intenção de iniciar a exploração nos primeiros meses deste ano. A empresa brasileira já actua num bloco de exploração em Moçambique, em parceria com a Petronas (Malásia), na produção de hidrocarbonetos na foz do rio Zambeze. A companhia petrolífera malaia deverá, entretanto, começar no primeiro semestre deste ano a sua fase II de pesquisas de petróleo no Delta do Zambeze, estando prevista a realização de um furo "off shore" com um custo de 20 a 25 milhões de dólares (14,6 a 18,3 milhões de euros). A Norsk Hydro, por seu turno, manifestou recentemente o desejo de prosseguir com as actividades de pesquisa e prospecção de petróleo na bacia do rio Rovuma, embora sem confirmar a existência de crude no país. (Notícias Lusófonas)

Produção de petróleo em Angola atinge 1,8 milhão de barris por dia ao final de 2007

Angolan oil sector expects to reach a daily production of 1.8 million barrels until the end of 2007, against the current 1.4 million, said Wednesday in Malanje an Oil Ministry source.
The source told Angop that the country's oil production has risen from 173,000 barrels a day before independence, to one million barrels in 2004.
With the increase in production, Angolan Government is seeking to immediately build a refinery with a daily capacity of 200,000 barrels a day in central Benguela province, aiming at supplying the local and international markets with refined oil derivatives, the source added.
With effect, several actions are underway at Low Congo Basin, as a result of various discoveries over the last ten years.
In the Block 17, stress goes to Rosa field, whose production will start in the second semester of this year.
Also in the Block 17, the Fields Cravo/Lírio will be developed as independent, separate from Girassol infrastructures, with a view to enabling a later connection with Orquídea/Viola fields, an option that is still being under a study.
The development of the fields Plutão, Saturno, Vénus and Marte (PSVM), localised in the northern section of Block 31, set the start of this activity in ultra-deep waters whose maximum production is estimated at 125 barrels a day, with the first output expected for 2009/10.
The country's oil sector is being examined under the ongoing Second Forum on Angolan Staff going on from May 29 to June 1, aimed at promoting dialogue among the various generations of national personnel serving the sector.
The meeting that was inaugurated by the prime minister's assistant minister, Aguinaldo Jaime, continues with an appraisal of the accomplishment of the recommendations from the first forum, held from July 24-26, in Soyo district, northern Zaire province. (Angola Press Agency)

Postado por Rui Valério

O meu nome é Rui Valério, sou jornalista, da revista Factos Interessantes do Grupo Impala. Estou a realizar um trabalho sobre Petróleo português. Nesse âmbito, gostaria de contar com a opinião de um técnico (geólogo?)/especialista idealmente até a próxima Quinta-feira,, por motivos de fecho de revista.Entre outros factos que gostassem de referir, pretendo que respondam às seguintes questões:É possível de uma forma sucinta, quase cronológica ter um “apanhado” das tentativas de pesquisa e exploração de petróleo no nosso país?1-Qual a expectativa real de inicar a produção e a comercialização de petróleo português?2-Quais as áreas concessionadas? A aposta neste projecto supera os números dos riscos de encontrarem petróleo mas cuja exploração comercial não seja viável?3- Que tipos de estudos (geológicos, sismicos, perfuração e outros) são necessários e o que demonstraram até agora em Portugal?4-Como se define que a descoberta de petróleo possa ser económica e comercialmente interessante?5-Qual o custo de uma plataforma petrolífera?6-Em termos de recursos humanos, quantas pessoas estão ligadas a este projecto e quantos trabalhadores serão necessários para trabalhar numa plataforma petrolífera?7-Que tecnologia é utilizada na exploração de petróleo em águas profundas?Despeço-me com elevada consideração,Rui Valério (jornalista)219238337

Petrobras busca auto-suficiência também em gás natural

O crescimento da demanda por gás natural e a nacionalização dos hidrocarbonetos na Bolívia levaram a Petrobras a sair em busca da auto-suficiência brasileira também na produção de gás - assim como já fez com o petróleo. O Brasil é dependente da Bolívia, de onde importa diariamente cerca de 25 milhões de metros cúbicos de gás - pouco mais da metade do consumo nacional. E a demanda cresce num ritmo maior que a capacidade de expansão da oferta.
Por determinação do governo federal de priorizar investimentos que levem o Brasil à auto-suficiência, a Petrobras lançou o Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás). A estatal e seus parceiros estimam investir, de 2007 a 2011, US$ 22,1 bilhões na cadeia de gás natural no Brasil.
O investimento da Petrobras será de US$ 17,6 bilhões, sendo US$ 11 bilhões no segmento de exploração e produção, voltado para a cadeia de gás, e o restante na ampliação da malha de gasodutos do país.
Em entrevista concedida no Gas Summit Latin America 2007, o congresso latino-americano de gás realizado na última semana, em São Paulo, o presidente da estatal, José Sergio Gabrielli, enfatizou que a empresa tenta descobrir campos de gás não-associado (não ligado diretamente aos campos de produção de petróleo).
Atualmente, 75% da produção nacional é de gás associado. Por ser explorado e produzido no mesmo campo que o petróleo, precisa passar por um processo de separação. A Petrobras espera ter 11 novos campos de gás não-associado em operação nos próximos anos.

Conta petróleo no Brasil ainda em déficit

O Brasil continua registrando déficit na conta petróleo, apesar de o governo ter anunciado que o País alcançou a auto-suficiência no setor desde o final do ano passado. Na verdade, houve uma piora expressiva nos três primeiros meses do ano, com o déficit consolidado crescendo 120% ao atingir US$ 907 milhões no período de janeiro a março. Nos três primeiros meses de 2006, o déficit somou US$ 412 milhões, conforme dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Segundo a ANP, o País contabilizou importações no valor de US$ 4 089 bilhões no setor, ante exportações de US$ 3,182 bilhões no trimestre. No mês de março, isoladamente, as importações totalizaram US$ 1,553 bilhão ante exportações de US$ 1,224 bilhão, com déficit de US$ 329 milhões no mês. No total estão incluídos dados referentes ao óleo bruto, derivados e gás natural e já incorpora as mudanças nos dados estatísticos da ANP referentes às exportações. Desde novembro, a agência reguladora passou a considerar os derivados vendidos para aviões e navios que embarcam para o exterior como “exportação”, ao contrário do que vinha ocorrendo até então, reduzindo o déficit. A série divulgada pela ANP foi refeita, considerando os novos critérios.
A piora nos resultados resulta do aumento na compra do gás natural da Bolívia e ao fato de o petróleo brasileiro valer menos do que o óleo que o País importa. (Jornal O Paraná)

Peniche - capital do petróleo português?

Feliciano Barreiras Duarte Professor Universitário

Será que é desta vez? Será que após vários anos de expectativas quanto à prospecção no interior de Portugal e na costa atlântica portuguesa, finalmente vamos descobrir o nosso potencial petrolífero? Será que Portugal tem mesmo petróleo que lhe permita anular parte da sua dependência energética externa? Estas e outras questões justificam-se à luz do acordo que recentemente o Estado português através do Governo assinou com um consórcio formado por Galp, Partex e Petrobrás. É que esse consórcio vai investir cerca de 20 milhões de euros nos próximos três anos para a aquisição e o processamento sísmico criando assim as condições necessárias para custear os trabalhos de prospecção de petróleo na bacia lusitana. O investimento total previsto é de cerca de 227 milhões de euros. A ser utilizados em cerca de 12 mil metros quadrados divididos por quatro blocos que compõem a área a explorar ao largo de Peniche. Isso mesmo. Em Peniche Que já é actualmente o maior porto de pesca do país e que poderá ver reforçada a sua importância económica e geoestratégica não só em Leiria e no Oeste, mas também em Portugal e na Europa. O consórcio prevê a exploração durante oito anos da bacia lusitana e já no quarto ano prevê iniciar a prospecção em águas profundas e, posteriormente, deverão realizar- -se duas prospecções em cada um dos quatro blocos de exploração a fim de se solidificar a prospecção efectiva. Para os principais intervenientes não restam dúvidas de que se formou petróleo em Portugal. A grande dúvida é se a geologia permitiu(te) ou não, condições técnicas para manter esse petróleo. Até porque o petróleo é identificado com as estruturas rochosas que mantêm a parte superior da crosta terrestre e normalmente existe em maior volume nas bacias sedimentares. Com a assinatura deste protocolo a expectativa é grande. Sobretudo em Peniche e em Leiria e no Oeste.
A grande questão é esta - o que vai ganhar Peniche com tudo isto? E a Região Oeste e o distrito de Leiria? Até porque o Estado assegurou que o seu "lucro" derivará do contractualizado, que é muito (prémios de assinatura, transferências tecnológicas e redes de superfície). No período de tempo (oito anos) previsto prevê-se quatro milhões de euros de rendimento e, no caso de se confirmar a produção, o Estado receberá sete por cento do valor do barril de petróleo, mais 25 % do IRC. Daí que se justifique a pergunta - Peniche potencial capital do petróleo português ganha o quê com tudo isto? Ou melhor, Peniche e a sua região envolvente deverão fazer com que o Estado encontre o modelo adequado para alocar as infra-estruturas e as verbas adequadas ao seu desenvolvimento a vários níveis. É que o resto vem a seguir.(Jornal de Notícia)

Brasil compra gás da Argélia

A Petrobras e a companhia argelina Sonatrach assinaram neste sábado em Argel um princípio de acordo sobre diversos aspectos de colaboração em matéria energética, assim como um de venda de gás natural liqüefeito (GNL). O memorando foi assinado pelo presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli Azevedo, e pelo dirigente da Sonatrach, Mohammed Meziane, na presença do ministro argelino de Energia Chakib Khelil. A minuta de acordo abrange a pesquisa e exploração de hidrocarbonetos em terra e mar, e o refino e petroquímica. O acordo contempla a compra e venda em spot de GNL com destino ao mercado brasileiro, especificando que a Petrobras poderá importar gás argelino a partir de 2008 através de dois projetos de gaseificação, que ficarão em terminais flutuantes na Baía de Guanabara (Rio de Janeiro) e em Pecém (Ceará). O gás servirá fundamentalmente para a geração de energia elétrica. (O Globo)

Petrobras é a 8a empresa mais respeitada do mundo

A Petrobras passou do 83º para o 8º lugar entre as empresas mais respeitadas do mundo, segundo pesquisa divulgada pelo Reputation Institute (RI), empresa privada de assessoria e pesquisa, com sede em Nova Iorque, e representação em mais de 20 países. Segundo nota divulgada na noite desta quarta-feira, 23, pela assessoria de imprensa da estatal, o ranking relaciona as 600 grandes empresas do mundo, e foi realizado pelo décimo ano consecutivo.O Reputation Institute criou um modelo de pesquisa (Modelo RepTrakT) que mede o nível de estima, confiança, respeito e admiração que os consumidores têm em relação às empresas. O Reputation Institute entrevistou mais de 60 mil pessoas, de janeiro a fevereiro de 2007, em 29 países.Na pesquisa, o RI aponta o salto da Petrobras, que passou de 73.99 pontos, em 2006, para 82.19, em 2007, o maior registrado no grupo das oito primeiras colocadas. A companhia avançou 75 posições, deixando para trás empresas como Michelin, UPS, Swatch Group, Honda, Kraft Foods. A Petrobras conquistou também a melhor posição entre as empresas de energia. A segunda colocada do segmento é a Gazprom-neft, empresa russa que ficou na 28ª posição.O mesmo ranking internacional revela que, entre as brasileiras, a Petrobras aparece em primeiro lugar, à frente da Companhia Vale do Rio Doce (31º), Grupo Pão de Açúcar (40º) e Gerdau (46º). Vinte empresas de capital nacional participaram da pesquisa e quatro ficaram entre as 50 primeiras colocadas. Em 2006, nenhuma empresa brasileira apareceu entre as 50 companhias mais respeitadas.À frente da Petrobras, no ranking internacional, estão sete empresas européias e uma japonesa: Lego (Dinamarca), IKEA (Suécia), Barilla (Itália), Mercadona (Espanha), AP Moller-Maersk (Dinamarca), Toyota (Japão) e Ferrero (Itália). (Agência Estado)Veja abaixo a lista completa das empresas1 Lego (Dinamarca)2 IKEA (Suécia)3 Barilla (Itália)4 Mercadona (Espanha)5 AP Møller - Mærsk (Dinamarca)6 Toyota Motor (Japão)7 Ferrero (Itália)8 PETROBRAS (Brasil)9 Sberbank of Russia (Rússia)10 Rockwool (Dinamarca)11 Michelin (França)12 Danfoss (Dinamarca)13 Swatch Group (Suíça)14 Magnitogorsk Iron and Steel Works OAO (Rússia)15 Kraft Foods (EUA)16 Canon (Japão)17 Vestas (Dinamarca)18 Danone (França)19 El Corte Inglés (Espanha)20 Honda Motor (Japão)21 Matsushita Electric Industrial Co. (Japão)22 McCain Foods (Canadá)23 Marks & Spencer (Reino Unido)24 Grundfos (Dinamarca)25 United Parcel Service Inc. (UPS) (EUA)26 Jean Coutu Group (Canadá)27 Philips (Holanda)28 Gazprom-neft (Formerly Sybneft) (Rússia)29 FedEx (EUA)30 Lukoil (Rússia)31 VALE DO RIO DOCE (Brasil)32 Novo Nordisk (Dinamarca)33 Velux (Dinamarca)34 BMW (Alemanha)35 Johnson & Johnson (EUA)36 Deutsche Lufthansa (Alemanha)37 L´Oreal (França)38 Walt Disney (EUA)39 Raiffeisen (Suíça)40 GRUPO PÃO DE AÇÚCAR (Brasil)41 Gazprom (Rússia)42 Robert Bosch (Alemanha)43 Bridgestone (Japão)44 Nokia (Finlândia)45 Aldi (Alemanha)46 GERDAU (Brasil)47 Canadian Tire (Canadá)48 Henkel (Alemanha)49 Rosneft (Rússia)50 Luxottica (Itália)

Nova descoberta no Bloco 31 de Angola

A petrolífera britânica BP anunciou hoje a descoberta de um poço de petróleo no bloco 31 do "off-shore" angolano, baptizado "Cordélia-1", onde tem como principais parceiros a concessionária estatal angolana Sonangol e a norte-americana Esso. O novo poço situa-se 3,5 quilómetros a sudeste do "Miranda", também operado pela BP, e tem uma capacidade de produção diária de perto de 2.063 barris de petróleo, de acordo com informação divulgada pela empresa, segunda maior petrolífera do mundo. Esta descoberta, a uma profundidade superior a 2.300 metros, é a 14¦ no Bloco 31. Este bloco é operado pela BP, que tem uma participação de 26,67 por cento, e tem a Sonangol, detentora de 20 por cento, como concessionária. A norte-americana Esso tem uma participação de 25 por cento, a Statoil Angola 13,33 por cento, a Marathon International Petroleum 10 por cento e a Tepa Limited os restantes cinco por cento.(Notícias Lusófonas)

Gasoduto na Amazônia na reta final

A Petrobras inicia esta semana a operação de lançamento e travessia de dutos que irão compor a parte final do gasoduto Urucu-Manaus. O trecho ligará a capital do Amazonas ao município de Iranduba, onde terminam os cerca de 670 quilômetros de dutos que partem de Urucu. Os equipamentos passarão pelo Rio Negro, por meio de uma balsa especial, que fará com que a navegação pelo rio seja alterada nos próximos dias. A previsão é de que esta etapa da implementação do gasoduto seja finalizada em junho.Os dutos que serão transportados esta semana farão parte de dois trechos do gasoduto. O primeiro, de cerca de dez quilômetros, vai ligar a Ilha de Marapatá, no distrito de Cacau Pirêra, à Refinaria Isaac Sabbá (Reman), em Manaus. A outra parte consistirá de seis quilômetros, entre a Olaria Rio Negro e a Usina Termelétrica de Aparecida. Para o transporte dos dutos, será utilizada a Balsa Guindaste Lançamento 1 (BGL-1), embarcação especial com capacidade para transportar até mil toneladas, em 122 metros de comprimento e 30 metros de largura.A balsa se movimenta como uma aranha, e serão necessários pontos de ancoragem e cabos de aço para arrastar a tubulação, que será montada no convés da embarcação e lançada no leito do Rio Negro. Equipes da Capitania dos Portos e da Petrobras serão responsáveis pela sinalização especial do percurso, para manter a segurança da navegabilidade de outras embarcações.Atualmente, apenas um duto leva gás liquefeito de petróleo (GLP) da base de produção, em Urucu, até Coari. Está sendo construído um duto paralelo a ele, com 285 quilômetros de extensão, para escoar esse GLP, enquanto o antigo duto fará o transporte de gás natural.O gasoduto Urucu-Manaus terá aproximadamente 670 quilômetros de extensão, e permitirá com que o gás extraído da província petrolífera de Urucu, situada no município de Coari, seja levado até Manaus. A chegada do gás até a capital amazonense permitirá às termelétricas situadas na região substituir o diesel e o óleo combustível atualmente utilizados pelo gás natural.O reflexo disso será percebido nas contas de luz de outras regiões do País, já que a Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), taxa cobrada para subsidiar a geração elétrica do Norte do Brasil, será reduzida com a utilização de gás natural nas termelétricas. A economia anual estimada é de R$ 1,2 bilhão.A previsão é de que o Urucu-Manaus esteja concluído em abril do ano que vem. O custo total da obra deverá chegar a R$ 2,4 bilhões. Na primeira fase de operação, serão transportados 4,7 milhões de metros cúbicos/dia. O gasoduto é composto por três trechos. O primeiro consiste no GLPduto Urucu-Coari. Outro trecho, denominado B-1, liga por gasoduto Coari a Iranduba, enquanto o trecho final vai de Iranduba até Manaus. (Jornal do Comércio)

Novas descobertas no Bloco 32 de Angola

Galp Energia anuncia duas descobertas de petróleo no Bloco 32 em Angola. A parceria que explora o Bloco 32 é constituída pela Sonangol (20%), Total (operadora, 30%), Marathon Oil (30%), Exxon (15%) e Galp Energia (5%).

Lisboa - O consórcio integrado pela Galp Energia que explora o Bloco 32 nas águas ultra-profundas do "offshore" de Angola, anunciou hoje duas novas descobertas de petróleo no 10º e 11º poços de pesquisa, designado por Louro-1 e Cominhos. A parceria que explora o Bloco 32 é constituída pela Sonangol (20%), Total (operadora, 30%), Marathon Oil (30%), Exxon (15%) e Galp Energia (5%), noticiou o Negócios.ptA Galp Energia já anunciou que vai investir 470 milhões de euros em exploração e produção de petróleo em Angola entre 2008 e 2011. Com esta verba, a empresa totaliza um investimento de 780 milhões de euros em Angola, o que a transforma no maior investidor português naquele país.Toda a produção de petróleo da Galp Energia provém actualmente do Bloco 14, o único actualmente em produção, tendo a empresa investido 76 milhões de euros em 2005. A previsão de investimento para 2006 no Bloco 14 é de 78 milhões de euros e em 2007 de 156 milhões de euros. A produção desse bloco, respeitante à sua participação de 9%, foi em 2005 de 4.500 barris diários, tendo duplicado este ano para 9.000 barris por dia. Perfurado a uma profundidade de água de 1.883 metros, o poço Louro-1 no Bloco 32 provou a existência de uma jazida de petróleo de boa qualidade proveniente de dois intervalos estratigráficos, de idade miocénica e oligocénica, na região sul do Bloco 32, a aproximadamente 4,5 quilómetros a oeste do poço Salsa-1, cuja descoberta tinha sido anunciada em 2006. Já o poço Cominhos-1, perfurado a uma profundidade de água de 1.594 metros, provou a existência de uma jazida de petróleo de boa qualidade num intervalo estratigráfico oligocénico . Esta descoberta localiza-se na região nordeste do Bloco 32, a aproximadamente 18 quilómetros a norte do poço Caril-1, cuja descoberta tinha sido anunciada em 2006. Este poço produziu, em teste, petróleo de boa qualidade com um débito de 6.258 barris por dia e uma densidade de 32º API. Estão em curso estudos técnicos complementares para avaliar os resultados destes testes, estando igualmente planeados e em curso, para este bloco, poços adicionais de pesquisa. "Os trabalhos de exploração realizados ao longo dos últimos anos no Bloco 32, que deram origem às descobertas de Gindungo em 2003, Canela e Cola em 2004, Gengibre e Mostarda em 2005, Salsa, Caril e Manjericão em 2006, bem como os resultados positivos obtidos nos recentes poços de pesquisa, Louro-1 e Cominhos-1, vieram confirmar o elevado potencial deste Bloco", diz a empresa em comunicado.Já em 2005 foram iniciados estudos com o objectivo de desenvolver conjuntamente as descobertas de Gindungo, Canela e Gengibre, criando assim um único pólo de produção, na zona central do Bloco 32. No futuro irão ser iniciados estudos para avaliar o desenvolvimento das restantes descobertas, anuncia a petrolífera presidida por Ferreira de Oliveira.Estão em curso estudos técnicos complementares para avaliar os resultados destes testes, estando igualmente planeados e em curso, para este bloco, poços adicionais de exploração. Na exploração "offshore" Angola, para além do Bloco 32, a petrolífera portuguesa está também presente no Bloco 33, no Bloco 14 e no Bloco 14K/A-IMI. Ainda em Angola, a Galp Energia detém uma participação de 20% no Bloco Cabinda Centro, localizado onshore. As informações são do Jornal Negócios, de Lisboa.

Consórcio de empresas petrolíferas lusófonas vai explorar em Portugal

A Petrobras assinou um acordo nesta sexta-feira, 17, com as empresas petrolíferas portuguesas Galp e Partex. O objetivo é buscar petróleo na costa portuguesa, em quatro campos localizados de águas profundas num total de 12 mil quilômetros quadrados, informou o consórcio em comunicado. A previsão do governo português é que será necessário um investimento de US$ 150 milhões a US$ 300 milhões.O consórcio informou que espera investir US$ 30 milhões durante os primeiros três anos para estudar a atividade sísmica.Futuros investimentos para explorar petróleo na costa de Peniche, uma vila pesqueira ao norte de Lisboa, vão depender dos resultados destes estudos sísmicos. "Possíveis descobertas comerciais serão exploradas pelo consórcio durante um período de 30 anos", informou o grupo de empresas.A Petrobras terá 50% de participação no consórcio, a Galp Energia outros 30% e a Partex ficará com os 20% restantes.Os contratos prevêem que, se a prospecção descobrir campos economicamente viáveis, Portugal deverá receber 7% do valor do petróleo extraído, além de o consórcio ter que pagar uma taxa de imposto de renda de 25%. (Agência Estado)

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)

Aprovado plano de desenvolvimento para campo da norueguesa Hydro no Brasil

Autoridades brasileiras aprovaram o plano da norueguesa Norsk Hydro para desenvolver e operar o campo petrolífero de Peregrino, na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. A Norsk Hydro é a operadora do projeto, no qual tem 50%de participação. A norte-americana Anadarko Petroleum detém a outra metade da licença. As reservas recuperáveis do campo estão estimadas entre 300 milhões e 600 milhões de barris de petróleo pesado, informou a Norsk Hydro, que está vendendo suas atividades de petróleo e gás para a norueguesa Statoil em um acordo de US$ 30 bilhões que deve ser concluído no terceiro trimestre. (Invertia)

Acordo Petrobras PDVSA avança rapidamente

O acordo entre a Petrobras e a estatal venezuelana PDVSA para a construção da Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, "caminha a passos largos", disse nesta segunda-feira, 14, o diretor de Abastecimento e Refino da estatal, Paulo Roberto Costa, ao ser indagado por jornalistas sobre a possibilidade de desistência da PDVSA no negócio.Segundo ele, o acordo que prevê a parceria entre as duas empresas está atrelado à entrada em produção do campo de Orinoco, na Venezuela, no qual a Petrobras teria participação de 40%. Em relação inversamente proporcional, no caso da refinaria em Pernambuco, seria a PDVSA quem ficaria com 40%.O impasse principal para a assinatura do contrato diz respeito ao valor das reservas do Orinoco e o bônus que caberá à Petrobras por participar da exploração das reservas locais. O óleo naquela região é ultra pesado e exigirá até mesmo um processamento de pré-refino, antes de chegar a uma refinaria convencional. Estima-se que o investimento nessa unidade seria de US$ 1 bilhão.Recentemente, o presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, comentou em entrevista que também falta definir qual será o destino do óleo produzido na região, já que a estatal quer ser remunerada por sua parte no negócio pelos preços internacionais e a Venezuela quer garantir a produção para consumo local, onde subsidia o óleo para a população.Segundo Costa, a Petrobras está tocando adiante o processo burocrático para a instalação da refinaria, independentemente do fechamento do acordo com a Venezuela. No próximo dia 23 de maio, por exemplo, a estatal realiza audiência pública para obtenção de licenciamento ambiental para a instalação da unidade.JapãoSobre os planos para a aquisição de uma refinaria no Japão, Costa afirmou que as negociações estão "complexas", disse Costa. "Temos tudo para fechar o negócio, mas existem alguns detalhes complexos que ainda emperram", disse, sem querer detalhar quais seriam os pontos principais que geram impasse na negociação. A Petrobras está de olho numa refinaria de propriedade conjunta da Exxon (85%) e da Sumitomo (15%), localizada no sul da ilha de Okinawa, com capacidade de 100 mil barris por dia. Os investimentos, segundo expectativa do mercado, devem ficar em torno de US$ 1 bilhão."Estamos olhando todas as oportunidades do mercado. O nosso objetivo principal é processar no exterior petróleo produzido pela Petrobras. Não necessariamente temos que ter produção local onde tivermos a refinaria", disse Costa.Exportação EUACosta informou ainda que a Petrobras exportou sua primeira carga de álcool para os Estados Unidos na semana passada. Segundo ele, foram enviados 12 milhões de litros para uma trading norte-americana. "O volume ainda é muito insignificante, perto dos cerca dos 2,8 bilhões que o Brasil exportou no ano passado, dos quais 1 bilhão só para os Estados Unidos, mas temos perspectivas de muitos negócios com entre a Petrobras e o mercado americano", disse. Ele admitiu, inclusive, que a estatal já estuda a aquisição de tanques de armazenagem de álcool em território americano.De acordo com Costa, a estatal também deve embarcar nos próximos dias uma carga de 20 milhões de litros de álcool para a Nigéria, repetindo o que já fez no ano passado. Outra perspectiva de contrato é com a Venezuela. No ano passado, explicou o diretor, a Petrobras embarcou para o país vizinho um total de 150 milhões de litros negociados no mercado spot. Mas nas próximas semanas, pretende fechar um contrato fixo para a exportação de 20 milhões de litros mensais por um período de um ano, prorrogável por mais um ano.No total, a Petrobras quer exportar em 2007 um volume de 850 milhões de litros, que deverão chegar a até 3,5 bilhões em 2011, quando já estiver valendo a parceria com a Mitsui para embarque do combustível para o Japão. ÁlcoolSegundo Costa, o acordo com a Mitsui está sendo finalizado e ainda depende de regulamentação da legislação japonesa para adição de álcool à gasolina. Além disso, explicou, a Petrobras quer colocar o combustível proveniente da cana-de-açúcar nas usinas térmicas japonesas.Para isso, pretende iniciar em agosto testes locais na Usina Termelétrica Barbosa Lima Sobrinho, no Rio, com a utilização desse combustível. "Seria uma alternativa altamente viável para substituir o gás natural ou mesmo o óleo combustível numa emergência no Brasil", sinalizou. Segundo ele, o álcool "tem se demonstrado competitivo nessa forma de geração de energia", mas um maior nível de detalhamento técnico só será possível com os testes na usina.Costa também informou que estão avançando as negociações da Petrobras com grupos interessados em investir em novas usinas de produção de álcool no País. A Petrobras, em parceria com a Mitsui, tem interesse em participar com no máximo 20% do capital acionário de cerca de 40 novos empreendimentos nessa área, que estarão localizados entre os Estados de Minas Gerais, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e Tocantins."A idéia é assinar contratos e tocar as obras para que em 2009 já esteja sendo produzido o álcool a ser exportado para o Japão", afirmou o diretor, que participou hoje da assinatura de convênio entre a Petrobras e o Senai para a capacitação de três mil profissionais que vão atuar no complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). (Agência Estado)

Bolívia não poderá usar gás para quitar dívida com Petrobras

A Bolívia não poderá pagar com gás pela compra das duas refinarias adquiridas da Petrobras. Apesar da possibilidade ter sido levantada na semana passada em Brasília, essa operação não é possível, porque o dinheiro que paga pelo gás importado tem destinação específica na Bolívia. Assim como no Brasil, mais de metade é destinada ao pagamento de royalties e participações - divididas para o governo, províncias e até universidades - e o restante vai para os produtores pagarem seus custos. O que sobra é dividido entre as petroleiras e a estatal YPFB. O pagamento terá que sair do caixa do governo, que vem tendo alta extraordinária das receitas desde maio do ano passado, quando aumentou os impostos sobre a produção de gás dos maiores campos da Bolívia, San Alberto e San Antonio. Os dois são operados pela Petrobras, que tem como sócias nos empreendimentos a Andina, controlada pela Repsol YPF, e pela francesa Total. Enquanto ainda discute como será feito o pagamento, os problemas enfrentados pela Petrobras na Bolívia não acabaram com a venda das refinarias. Sem alarde, o governo de Evo Morales está obrigando a estatal brasileira a vender 3 milhões de m³ de gás natural por dia para o mercado interno boliviano, que antes recebia 300 mil m³/dia da empresa brasileira. A medida, que atende à resolução 255 do Ministério de Hidrocarbonetos e Energia, contraria contrato que dá preferência para a estatal exportar seu gás para o Brasil, dentro do acordo de suprimento firmado pelos dois países, o GSA. Ao vender gás para o mercado interno da Bolívia - onde o preço é subsidiado entre US$ 1 a US$ 1,50 por m³ - ao invés de exportar para o Brasil, a Petrobras deixa de ganhar US$ 270 mil por dia. Ainda não é possível falar em perda, porque o Brasil consome cerca de 26 milhões de m³/dia, abaixo do contrato com o Brasil e da capacidade de transporte do Gasbol, que é de 30 milhões de m³/dia. "Enquanto o Brasil não chegar ao limite máximo de consumo, não tem problema. Mas já dissemos que, se o Brasil pedir mais, vamos mandar. Se não aceitarem, será quebra de contrato", explica o presidente da Petrobras Bolívia, José Fernando de Freitas. Deslocando a Petrobras, a Bolívia abre espaço para a Chaco e Andina aumentarem suas receitas. As duas têm participação da YPFB, que negocia a tomada de controle com os sócios majoritários. E essas negociações podem se alongar, já que a Bolívia não aceitar pagar prêmio de controle pelas empresas. Ainda dentro da estratégia para obter aumento de receitas do Estado, a Bolívia continua recebendo mensalmente US$ 32 milhões adicionais sobre a produção em San Alberto e San Antonio. A estatal brasileira e suas sócias entendem que essa cobrança só era devida até outubro do ano passado, quando foram assinados os novos contratos de produção. O ministério e a YPFB insistem que o imposto é devido até a data do registro em cartório desses contratos, que ocorreu no mês passado. Como o imposto deve ser pago com três meses de atraso, o pagamento referente a outubro foi feito em janeiro deste ano. O último, referente a abril, será pago no final de julho ou início de agosto. O pagamento dessa participação adicional levou a Petrobras a registrar no ano passado seu pior resultado na Bolívia, um lucro de US$ 27 milhões. Para pagar esse imposto a Petrobras desembolsou US$ 99 milhões. A empresa entrou com processo administrativo para questionar esses pagamentos e pretende recorrer até a instância superior para reaver o dinheiro. O presidente boliviano quer que o país deixe de ser sócio do Centro Internacional para Arbitragem de Disputas sobre Investimentos (Ciadi), órgão do Banco Mundial para resolução de controvérsias. Esse acordo vem sendo usado como abrigo para as empresas que já ameaçaram entrar com recurso contra a Bolívia nas negociações de retomada do controle das empresas pelo Estado. Ao comemorar a renacionalização das refinarias no sábado, Morales disse que pretende iniciar campanha "mundial" para acabar com o órgão. "Temos que erradicar o Ciadi, porque tribunais de arbitragem só permitem o saque dos nossos recursos." (Valor Econômico)

Produção de petróleo da Petrobras ficará 2% abaixo da meta

A produção de petróleo da Petrobras em 2007 ficará 2% abaixo da meta de 1,91 milhão de barris por dia, devido ao menor volume registrado no primeiro trimestre do ano, informou a empresa nesta terça-feira. Hugo Repsold Júnior, gerente geral de Estratégia e Gestão de Portfólio de Exploração e Produção no Brasil, afirmou a jornalistas que a produção de petróleo no campo de Golfinho (ES) caiu de 100 mil para 30 mil barris por dia por problemas em equipamentos. Ele afirmou ainda que a produção de petróleo ácido em Albacora Leste (bacia de Campos) tem obrigado a Petrobras a exportar 80% do óleo produzido no local. (Invertia)