LNG Angola recebe licença ambiental de instalação

Angola LNG confirmed two significant accomplishments in its work with the Government of Angola to complete the conditions necessary to sanction development of the Angola LNG Project. Specifically, in January the Minister of the Ministry of Urbanism and Environment issued the "Licenca Ambiental de Instalacao" that approves the Environmental, Social, and Health Impact Assessment (ESHIA). The Council of Ministers also endorsed the enabling legislation and project agreements necessary to develop the project and submitted these to the National Assembly for legislative authorization.
Mr Manuel Vicente, Chairman of Sonangol EP, expressed his appreciation to the Angola LNG sponsors for the excellent work that had been developed and for their continued support of Angola LNG. Mr Vicente also expressed the recognition that the project will bring strategic benefits to Angola as the largest single investment in country. Mr Syanga Abilio, Chairman of Angola LNG, noted the project continues to place great importance on stimulating Angola's economy and creating new employment opportunities for Angolans. Mr Abilio, on behalf of the consortium, also expressed satisfaction for the continuous support Angola LNG had been receiving from the Angola Government.
Angola LNG also confirmed the award of two contracts in its continuing preliminary development program: a contract for preparation of the plant site in Soyo, Angola to the joint venture of Boskalis International -- Jan de Nul Dredging, and a contract for advance engineering and procurement to Overseas Bechtel. Angola LNG Limited is a venture that is developing an integrated gas utilization project encompassing offshore and onshore operations to monetize gas resources from Blocks located offshore of Angola. The project plans to receive approximately 1 bn cfpd of associated gas from offshore oil fields and produce 5 mm tpy of LNG and related gas liquids products as well as supply up to 125 mm cfpd for Angola's domestic gas needs. The project is expected to facilitate continued offshore oil development while reducing gas flaring in Angola. (Angola LNG)

Petrobras avaliará produção de óleo de xisto na Jordânia

A Petrobras assinou memorando de entendimento com o governo da Jordânia para desenvolver naquele país a tecnologia de produção de óleo de xisto, rocha sedimentar de onde se extrai combustível bastante semelhante ao petróleo. No Brasil, a estatal produz 4,2 mil barris diários de óleo de xisto na Unidade de Negócio da Industrialização do Xisto - Six, localizada em São Mateus do Sul, a 140 km de Curitiba. Os trabalhos de avaliação na Jordânia têm prazo de 24 meses e serão feitos no bloco AUG 21, situado no campo de Attarat, informou a Petrobras em um comunicado nesta sexta-feira. "O bloco AUG 21 tem 11 km quadrados de área e reservas potenciais de 1,7 bilhão de barris. A espessura da camada de xisto é de aproximadamente 70 metros", informou a companhia na nota. A tecnologia da Petrobras, patenteada como Petrosix, é a única com escala industrial de produção, testada, consolidada e reconhecida mundialmente, segundo a empresa. A exploração do xisto pela Petrobras teve início em 1954, no município de Tremembé, Vale do Paraíba (SP). A Petrobras informou ainda que devido aos preços atuais do petróleo no mercado internacional a exploração de óleo de xisto tomou novo impulso no contexto mundial, motivando países como Jordânia, Marrocos, Estados Unidos e China a manter contatos com a empresa para parcerias nessa atividade. (Invertia)

Bolívia confirma retomada de investimentos da brasileira Petrobras

A Petrobras vai retomar seus investimentos na Bolívia, paralisados durante o ano passado por causa da nacionalização das reservas de gás e petróleo no país. A afirmação é do ministro de Hidrocarbonetos, Carlos Villegas. Segundo ele, durante a visita do presidente boliviano Evo Morales ao Brasil na semana passada, os executivos da estatal brasileira anunciaram que a Bolívia está em seu plano de investimentos para este ano.Em 2006, a Petrobras congelou seus investimentos na Bolívia depois que Evo Morales decretou a nacionalização de uma filial da empresa e anunciou a reestatização do setor. Villegas acrescentou que a Petrobras prevê investimentos internacionais de cerca de US$ 23 bilhões em 2007 num plano “que incorpora investimentos importantes na Bolívia tanto para pesquisa quanto para exploração e industrialização” do setor. Sem mencionar números, o ministro informou que a companhia brasileira discute com a estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) um projeto para instalar na Bolívia uma fábrica para produzir biodiesel. Outro projeto em estudo que tem o respaldo da Petrobras é a instalação de um pólo petroquímico na Bolívia, com investimento da empresa brasileira Braskem - maior petroquímica da América Latina, controlada pelo Grupo Odebrecht. Este projeto, cujo volume de investimento é de US$ 1,4 bilhão, será analisado entre as partes nas primeiras semanas de março em La Paz. O encontro é resultado do acordo fechado entre os governos brasileiro e boliviano, a partir do qual aceitou pagar mais por uma parte do gás importado. Os gases nobres, agora pagos à parte, podem ser industrializados. A Braskem está de olho no etano presente neste gás, matéria-prima para a produção de polietileno.O investimento da Braskem seria uma parte do programa de industrialização do gás natural que pretende ser impulsionado pelo governo Evo Morales como segunda parte do projeto de nacionalização do setor de petróleo e gás iniciado em maio do ano passado, disse Villegas.Um funcionário do ministério informou que a Braskem fez uma apresentação preliminar do projeto durante a visita de Evo a Brasília. Neste encontro, teria ficado acertado a participação da YPFB no negócio. “Como foi uma apresentação muito ampla, decidimos que na primeira ou segunda semana de março a Braskem viria à Bolívia e faria uma apresentação para que o governo conheça os aspectos técnicos, econômicos e financeiros”, disse Villegas.O gás natural será o principal produto boliviano de exportação, cuja previsão de ingressos com a venda deve alcançar US$ 2 bilhões em 2007, embora ainda sem valor agregado. A industrialização do gás passou a ser prioritária para Evo.“Vamos ter dados muito mais concretos ao longo do mês de março para avaliar se optamos ou não por esse empreendimento de industrialização”, afirmou o ministro.A YPFB avança paralelamente nas definições dos detalhes dos projetos de industrialização do gás natural que tem em sociedade com as estatais do petróleo da Argentina (Enarsa) e Venezuela (PDVSA). (Agência Estado)

Petrobras é a segunda em sustentabilidade

Petrobras é a segunda em ranking global de sustentabilidadeQueda na emissão de poluentes e nos vazamentos de óleo, menor consumo de energia e um sofisticado e transparente sistema de atendimento a fornecedores. Estes foram alguns indicadores que, em quatro anos, tiraram da Petrobras a pecha de empresa poluidora e a tornaram referência mundial em ética e sustentabilidade na indústria de petróleo.É o que aponta um estudo feito pela consultoria espanhola Management & Excellence (M&E), que, por meio de 386 indicadores, mediu o desempenho das companhias em governança corporativa, transparência, ética, responsabilidade socioambiental e sustentabilidade.A brasileira foi a segunda mais bem colocada num ranking com as gigantes mundiais do setor, pouco atrás da Shell, mas à frente da Totalfina e British Petroleum. "A Petrobras foi a que mais evoluiu nos últimos três anos", diz William Cox, diretor da M&E. (Último Segundo)

Timor-Leste e Austrália ratificam acordo do petróleo e do gás

O parlamento de Timor-Leste ratificou um acordo com a Austrália que modela os depósitos de petróleo e gás do Mar de Timor que valem biliões de dólares.Uma troca de cartas entre os governos de Timor-Leste e da Austrália é agora necessária antes de os tratados entrarem em efeito, disse uma porta-voz do Primeiro-Ministro José Ramos Horta.O parlamento de Timor-Leste aprovou na Terça-feira duas resoluções sobre o campo de gás do Greater Sunrise e o acordo da fronteira do fundo do mar relacionado, com a Austrália, com 48 votos a favor e cinco contra. Houve três abstenções, disse a porta-voz.É estimado que o campo do Greater Sunrise pode ter um potencial de $US10 biliões ($A13 biliões) para o empobrecido Timor-Leste durante 20 anos.Em Novembro, Ramos Horta disse que uma vez ratificado, o tratado "permitirá o desenvolvimento do Greater Sunrise, cujos recursos garantirão a independência económica e a prosperidade nacional ".Sob o acordo – assinado há um ano – a Austrália e Timor-Leste dividirão as royalties do campo 50:50, e atrasarão por 50 anos as negociações para uma fronteira marítima permanente.Antes, o deputado Timorense Leandro disse que havia um forte debate no parlamento sobre o tratado. No princípio deste mês, o governo Australiano mexeu-se para ratificar rapidamente a ratificação, marcando uma análise do tratado no Senado.O operador do Greater Sunrise, Woodside Petroleum congelou o projecto de $A6.6 biliões no Greater Sunrise em 2004 quando as negociações entre as duas nações se arrastavam.

Acordo Brasil-Bolivia sobre preço de gás natural

Finalmente um acordo comercial e a garantia de gás para o futuro. A reunião entre representantes da YPFB e da Petrobras ontem começou às 15:00 e só terminou às 22:00hs. Longe do palco iluminado da "nacionalização boliviana", finalmente foram postos argumentos técnicos, economicos e comerciais sobre a mesa. Os respetivos Ministros das áreas de cada país acompanharam, sem interferir.
Resultado: uma solução de consenso, com defesa plenamente comercial, em favor de um futuro projeto de interesse bi-nacional e da manutenção das condições contratuais do gás suprido ao Brasil.
A solução surgiu a partir do projeto da Brasken para a construção de uma fábrica de eteno que se localizará na fronteira entre Brasil e Bolívia visando dar aproveitamento aos chamados LGNs (líquidos de gás natural - as chamadas "parcelas ricas" do gás que, se vendidas separadamente, garantem valoração maior do que a do metano (C1).
Desde o início das negociações, mesmo nos períodos mais histéricos do imbroglio Brasil-Bolívia, a Petrobras jamais deu sinal de permitir abrir o precedente de alterar a cláusula do contrato de suprimento principal (que alimenta o Gasbol em atuais 24MMm3/d). Fazer isso seria capitular em favor de argumentos meramente retóricos e políticos.
Paixões políticas e nacionalismos à parte, restava aos bolivianos um único argumento justo: o gás comercializado com o Brasil é rico em etano, butano, propano e gasolina natural - elementos não refletidos na cláusula relativa ao metano ('gás natural' propriamente dito). Ontem, finalmente, bolivianos e brasileiros, em reunião de caráter eminentemente técnico, aceitaram transformar em termos comerciais uma diferenciação de poder calorífico que vinha sendo "misturada" ao valor pago pelo gás boliviano.
Tendo em vista a intenção e o projeto (já com viabilidade econômica definida) da instalação de um pólo gás-químico na região fronteiriça (Bolívia-Brasil), o fato é que tais produtos nobres, enquanto não aproveitados ali, deverão seguir uma cláusula de preço diferenciada - tudo de acordo com a paridade com preços internacionais dos mesmo produtos.
Enquanto a planta não sai, a Petrobras utilizará estes componentes de maneira proporcionalmente nobre, agregando-lhes o devido valor. A partir da instalação da nova planta (produção de eteno, polipropilenos etc), tal pagamento corresponderá à compra de matéria prima para o pólo, é só restarão os pagamentos relativos ao gás natural (metano).
A solução de consenso atingida ontem garante não apenas que o projeto irá sair, como também assegura mais volumes de gás (metano) para o Brasil. Isso porque, como decorrência tecnicamente necessária para o cumprimento do acordo anunciado hoje, a Bolivia se comprometerá a aumentar os volumes máximos de suprimento via o mesmo Gasbol (que tem capacidade - com investimentos em compressão adicional e um loop na região PR-SC) de transportar até 34 MMm3/d (sem duplicação).
Além disso, diante da demora excessiva em levá-los à notarização em cartório, pairavam suspeitas de que os contratos de E&P revisados em outubro de 2006 pudessem voltar a ser objeto de "renegociação". A Petrobras aproveitou para também colocar a exigência de que finalize este processo de uma vez (com os contratos sendo oficializados até 15 de março). Também foi acertada a possibilidade da utilização de contratos de troca de gás (swap), por parte da Petrobras, para adequar sua disponibilidade de gás para exportação com as exigências do mercado interno Boliviano.
Mas o principal foi assegurar a aceitação definitiva da cláusula atual do contrato vintenal de suprimento de gás. Agora, acabou a discussão. O valor do gás é justo e a fórmula de reajustes trimestrais (que inclusive beneficiou muito a Bolivia no ano passado, dada a alta do petróleo) também. (Blog Além do Petróleo, Jean Paul Prates, Globo on Line)

Ainda é cedo para prever produção de petróleo em São Tomé e Príncipe

É prematuro avançar datas para os primeiros barris, diz a Chevron. A empresa petrolífera norte-americana Chevron defendeu hoje em São Tomé ser ainda cedo para se adiantar uma data para a chegada dos primeiros barris de crude provenientes das jazidas ao largo do arquipélago são-tomense. "Até que se possa definir que a acumulação de petróleo é comercial, é prematuro especular-se sobre qualquer data para os primeiros barris", disse Tim Parsons, responsável da Chevron na capital são-tomense, ao Jornal de São Tomé e Príncipe. Para já, segundo Parsons, as reservas encontradas na estrutura testada no primeiro poço exploratório ("Obo-1") e no Bloco 1 "são insuficientes para justificar um desenvolvimento económico isolado". O representante da Chevron em São Tomé acrescentou que a petrolífera só comentará a situação depois de chegarem os resultados da perfuração das concessões adjacentes e de se analisar se se justifica fazer novas perfurações. Parsons mostrou-se, por outro lado, satisfeito com a aprovação, em 2004 , pelo governo são-tomense, da Lei sobre a Gestão das Receitas do Petróleo, elaborada com o objectivo de regular o pagamento, gestão, utilização e supervisão de qualquer receita relacionada com o crude. Nesse sentido, lembrou que São Tomé e Príncipe é um Estado soberano e que, como tal, nem a Chevron nem qualquer uma das outras petrolíferas que operam nas águas territoriais são-tomenses "poderá ditar como devem ser utilizadas as receitas do petróleo". De acordo com Parsons, a Chevron "está empenhada" em desenvolver as sua s actividades de forma "consistente com os seus valores", "operando com respeito ético e social, respeitando a universalidade dos direitos humanos e contribuindo para a melhoria das condições de vida das comunidades onde opera". O representante da Chevron afirmou que a empresa, obrigada contratualmente, disponibilizou em 2006 cerca de 202 mil dólares (cerca de 155.400 euros) para projectos de desenvolvimento nas áreas sociais e que espera continuar a realizar acções idênticas ao longo deste ano. São Tomé e Príncipe já leiloou seis dos nove blocos na zona conjunta com a Nigéria, país que fica com 60 por cento das receitas, enquanto o arquipélago arrecada os restantes 40 por cento. (Notícias Lusófonas)

Construção do gasoduto Venezuela-Brasil pode começar em 2009

Meeting in Rio de Janeiro, Brazilian President Luis Inacio Lula da Silva and his Venezuelan counterpart, Hugo Chavez, signed an accord that foresees construction beginning in 2009 on the first leg of what is intended to be a continent-spanning pipeline to carry natural gas from Venezuela to the Southern Cone. The declaration represents the first concrete step toward realizing Chavez's proposal for a 12,515-km (7,776-mile) conduit to transport Venezuela's abundant gas to Brazil, Argentina, Uruguay and Paraguay, at an estimated cost of $ 23 bn. Chavez, who champions South American integration, and his host agreed to authorize engineering studies on the proposed first leg of the pipeline. The initial portion would run from the gas fields in Mariscal Sucre, Venezuela, to a processing facility that the respective state-owned oil companies -- Brazil's Petrobras and Venezuela's PdVSA -- plan to build near the Brazilian city of Recife. But Petrobras CEO Jose Sergio Gabrielli said that the pipeline would include spurs to every state capital in Brazil's underdeveloped north and northeast. "The declaration indicates that there's already significant definition about the economic viability of the project, demand and the proven reserves of gas," said PdVSA boss and Venezuelan Energy Minister Rafael Ramirez. Besides the joint presidential declaration on the pipeline, Petrobras and PdVSA signed a letter of intent to develop joint oil and gas projects in the respective nations. The documents were inked after a meeting among Lula, Chavez, Gabrielli and Ramirez on the sidelines of the Mercosur trade summit in Rio de Janeiro. Officials from both governments told that they expected work to begin on the first leg of the pipeline in 2009. Prior to the announcements, Chavez said earlier that his country could provide all the natural gas Brazil needs. "We have already made quite a bit of progress on the issue of the gas and bringing it from the coast of Venezuela to Brazil, and we will reviewthe issue again with the presidents of Petrobras and of PdVSA," he told. "Brazil does not have to worry because all the gas it needs is in Venezuela and we can send it to the north and northeast (of Brazil)," Chavez said. The Brazilian government has been discussing several projects to guarantee the supply of natural gas in the future, since consumption of the fuel has been surging in South America's largest economy and domestic production has not kept pace. Domestic demand for natural gas is expected to reach 121 mm cmpd in 2011, substantially above the current level of 45.5 mm cmpd, according to Petrobras estimates. Brazil currently imports 26 mm cmpd from Bolivia, or a bit more than half of its needs, but this high level of dependence on one supplier has even been questioned by Lula, especially since La Paz began insisting on a price increase. Regarding future supply, up to 30 mm cmpd will be imported from Bolivia and 71 mm cmpd will be produced by Petrobras in Brazil, requiring 20 mm cmpd from other sources to meet demand in the market. Venezuela, the world's No. 5 oil exporter, has the eighth-largest gas reserves in the world and the largest in South America at 150 tcf. Recent studies, in fact, have shown that the country's reserves could be even more extensive. The South American country may have another 196 tcf of gas that, if confirmed, would give it the world's third-largest reserves, trailing only Russia and Iran, according to estimates. Chavez said the energy integration projects being discussed by his country and Brazil, in addition to the pipeline project, included collaboration between Petrobras and PdVSA on oil drilling in Venezuela's Orinoco Belt. (EFE News Services)

Galp investe no seu sistema de refino

Portugal's biggest oil and gas group, Galp Energia, said it would invest EUR 1.4 bn ($ 1.8 bn) until 2010 to upgrade its refining system in the country. The bulk of the spending, around EUR 998 mm, will be used to maintain the existing installed refining capacity at its refineries at Sines and Oporto of 15.2 mm tpy, it said. "Moreover the technical solutions implemented will allow higher incorporation of heavier crudes available at lower prices in the international markets," it said. This investment at the two refineries is projected to have a positive impact on refining margins of $ 3 per barrel, the company said. Galp Energia will also spend EUR 147 mm to build a cogeneration plant with 82 MW of installed capacity at its refinery at Oporto and another EUR 274 mm to boost energy efficiency and processing optimization. (www.petroleumworld.com / AFP)

Brasil será auto-suficiente em diesel em 2014

O Brasil será auto-suficiente em óleo diesel a partir de 2014, após a Petrobras instalar três projetos de refino, segundo o diretor de Abastecimento da estatal, Paulo Roberto Costa. "Quando entrarmos com o Comperj e com as refinarias de Pernambuco e a Premium, em 2014 o país vai ser auto-suficiente em diesel", disse. Atualmente, o país importa 10% do que consome e, de acordo com o executivo, as importações correspondem a 30 mil barris ao dia. O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), cujos investimentos somam US$ 8,3 bilhões, tem previsão para começar a operar em 2012 com capacidade de processar 150 mil barris de petróleo ao dia. Já a refinaria Premium, cuja localização ainda não foi definida, deve ficar pronta em 2014 e será a maior refinaria da Petrobras, com capacidade de processar 500 mil barris de petróleo diariamente. A refinaria de Pernambuco, em sociedade com a venezuelana PDVSA, tem previsão de iniciar suas operações em 2012, com capacidade de processar 200 mil barris/dia. O diretor da Petrobras descartou a possibilidade da PDVSA sair do negócio, embora até o momento as duas empresas não tenham assinado um contrato. "Nossa visão é de que essa parceria é bastante forte", afirmou. A refinaria será operada pela Petrobras, que terá 60% de participação. Os 40% restantes ficarão com a PDVSA. A refinaria envolve, entretanto, projetos conjuntos de produção de petróleo e gás na Venezuela, cuja configuração societária ainda não foi definida. (O Globo)

Angola produziu 1.412.000 barris de petróleo por dia em 2006

Crude oil output from Angola, OPEC's newest member and the second-biggest oil producer in sub-Saharan Africa, rose 12.9 % in 2006 to a record 1.412 mm bpd, the US Energy Information Administration said. EIA, the statistical and analytical wing of the Department of Energy, said it expected Angola's output will reach 2 mm bpd by 2008 "when new deep-water production sites are expected to come online." EIA said it concurs with a recent World Bank estimate that Angola's output will likely peak in 2011 at 2.6 mm bpd, followed by declines, barring any new oil discoveries. Angola's oil consumption inched up to 62,000 bpd, from 58,000 bpd a year ago, allowing for exports of 1.35 mm bpd. Angola has consistently been the top crude oil source for China, the world's second-biggest oil consumer behind the US, EIA said, with November imports averaging 477,000 bpd. Preliminary US data for November show Angola was the seventh-biggest source of crude imports in the first 11 months of 2006, at an average of 504,000 bpd, a 10 % gain from a year ago. Angola officially joined the Organization of Petroleum Exporting Countries on Jan. 1, agreeing to pay EUR 2 mm in annual dues. But Angola isn't party to OPEC's current output restraint agreements. OPEC has pledged to cut its oil output by 1.7 mm bpd in a move designed to soak up excess global inventories and support crude oil prices. The second phase of the cuts -- some 500,000 bpd -- is set to be put in place Feb. 1, but won't involve Angola. Source: Dow Jones Newswires

Petrobras teve lucro recorde em 2006

A Petrobras registrou lucro recorde de R$ 25,9 bilhões ao longo de 2006, com alta de 9% em relação ao ano anterior. O resultado é o maior já obtido por uma empresa brasileira e representa um ganho de R$ 5,94 por ação, contra R$ 5,34 no ano anterior. Segundo o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da estatal, Almir Barbassa, o lucro é atribuído ao aumento do preço de realização do petróleo, que subiu 21% na comparação anual, e ao volume total vendido no Brasil, que ficou 3% maior.
As vendas totais da empresa, incluindo suas operações no exterior, subiram 19% em função da compra da refinaria de Pasadena, no Texas, e de ativos da Shell no Paraguai, Uruguai e Colômbia. Já a produção da estatal aumentou cerca de 6% no Brasil na comparação entre um ano e outro. Mas, quando considerada a área internacional, esta alta é de apenas 4%. - A nossa produção só não foi maior em função da renegociação de contratos na Venezuela e de negociações salariais na Argentina, que acabaram paralisando a produção - explicou.
Perdas na Venezuela com novos contratos
Os novos contratos da Venezuela fizeram com que a participação da empresa em seus negócios no país, por meio da Petrobras Energia, baixasse de 100% para 40%.- Perdemos receita porque perdemos produção e isso teve um grande efeito no ano. Com a mudança, tivemos um impacto de R$ 380 milhões no lucro bruto do país, que ficou em R$ 94 milhões, contra R$ 164 milhões em 2005 - explicou. Perdas na Bolívia Apenas na Bolívia, o lucro líquido da Petrobras recuou de R$ 250 milhões em 2005 para R$ 57 milhões no ano passado. O aumento dos impostos
promovido por Evo Morales representou um gasto adicional de R$ 210 milhões para a empresa brasileira.
Além disso, havia um contrato de hedge com a empresa boliviana Andina que, em 2005, havia permitido que a Petrobras provisionasse um ganho de R$ 400 milhões em 2005. Com o cancelamento do contrato no ano passado, a empresa teve que computar uma perda de R$ 170 milhões em 2006. Prejuízo da área de gás e reajuste à vista
O prejuízo líquido da Petrobras na área de Gás e Energia em 2006 duplicou na comparação com o ano anterior. No ano passado, a empresa teve perdas de R$ 1,188 bilhão com as atividades no segmento, contra um impacto negativo de R$ 520,345 milhões em 2005.
A ampliação do prejuízo foi registrada mesmo com a compra de térmicas no Brasil. Em função de contratos firmados no governo de Fernando Henrique Cardoso, a Petrobras, antes das aquisições, tinha que remunerar essas empresas ainda que elas não produzissem sequer um megawatt de energia. Ainda assim, a área de Gás e Energia contribuiu com R$ 990 milhões para o lucro operacional da Petrobras no ano passado, de R$ 42,237 bilhões. De acordo com Barbassa, houve aumento do consumo de gás natural veicular e de gás industrial. Segundo ele, o preço do gás natural no Brasil terá que ser reajustado. - O gás ainda está muito atrativo, o que vai levar a um ajustamento do preço no momento oportuno. Por isso, houve um crescimento tão grande tanto no segmento de GNV (Gás Natural Veicular) quanto no de gás industrial - disse. Crescimento do lucro em dólares Segundo nota divulgada pela empresa, o resultado representou o maior crescimento de lucro em dólares entre as grandes operadoras do setor, que também registraram resultados recordes impulsionadas pela alta do preço do petróleo. A americana Exxon, maior petroleira do mundo com ações em bolsa, teve lucro recorde em 2006 de US$ 39,5 bilhões , três vezes maior do que o da estatal brasileira. Outra gigante, a Shell lucrou US$ 25,36 bilhões .
Resultado trimestral decepcionante
No quarto trimestre do ano a estatal teve lucro líquido de R$ 5,2 bilhões, com queda de 35,8% na comparação com os últimos três meses de 2005, quando o ganho foi de R$ 8,1 bilhões. A redução foi atribuída ao aumento dos custos do estoque do petróleo, de acordo com o diretor Financeiro e de Relações com investidores da empresa, Almir Barbassa. - Compramos o produto a um determinado custo no terceiro trimestre do ano, que só foi usado no quarto trimestre, quando o preço já havia baixado (com a redução das cotações do petróleo no mercado internacional). Em função desta queda, nosso preço de exportação foi inferior ao cobrado no terceiro trimestre. Além disso, tivemoso impacto do dissídio coletivo, que foi dado em setembro, mas que acaba onerando o quarto trimestre - explicou. O custo de extração da Petrobras, considerando as participações governamentais, subiu 20% entre 2005 e 2006. De acordo com Barbassa, a Petrobras irá distribuir dividendos da ordem de R$ 7,9 bilhões relativos ao ano de 2006 a seus acionistas. Petrobras teve lucro recorde de R$ 25,9 bilhões em 2006 . (O Globo Online)

Petrobras vai explorar petróleo no Paquistão

A Petrobras anunciou a assinatura de contrato com a Oil and Gas Development Company Limited, a estatal do petróleo no Paquistão, para exploração e produção em bloco localizado na bacia Indus, no Oceano Índico, em águas com 2 mil metros de profundidade. A estatal brasileira terá 50% de participação e o bloco cobre uma área de 7.400 quilômetros quadrados, a cerca de 200 quilômetros de Karachi, a maior cidade litorânea daquele país.
No bloco há apenas 11 poços perfurados e segundo a nota da Petrobras, serão feitos estudos geológicos e geofísicos da área, para confirmar o potencial exploratório da bacia. Quando esteve no Brasil em 2005, acrescenta a nota, o presidente Pervez Musharraf já havia manifestado interesse em ter a Petrobras como parceira na atividade exploratória offshore, devido à prioridade do Paquistão em descobrir reservas de óleo e gás natural.

Campo na Bacia de Santos pode conter reservas de 10 bilhões de barris

A empresa britanica BG disse hoje que o campo de Tupi, no Brasil, que está explorando com companhia nacional Petrobras, poderia conter mais de 10 bilhões de barris de óleo e gás. O principal executivo da BG, Frank Chapman, disse que o volume in situ das reservas seria de pelo menos 1.7 bilhão barris de óleo equivalente e poderia chegar a mais de 10 bilhões de boe."A escala da descoberta é potencialmente enorme", o executivo disse hoje. A BG tem 25% de participação no campo, localizado na Bacia de Santos. A Petrobras, o operador do projeto, tem 65% e a companhia de petróleo portuguesa Petrogal possui 10%.(Upstreamonline)

Empresa moçambicana instala 1º sistema de gasoduto virtual em África

A Companhia de Gás da Matola vai instalar um Sistema de Gasoduto Virtual, o primeiro em África, a fim de abastecer de gás natural os seus clientes na área industrial de Maputo e Matola.O equipamento a ser instalado em Moçambique é fornecido pelo grupo argentino Galileo.O director técnico da Gigajoule, empresa sul-africana que opera e é acccionista do consórico Matola Gas Company, disse ter a empresa chegado a acordo com a Galileo para se proceder à expansão dos sistemas de Gasoduto Virtual na região.Na estação de compressão, o gás natural é canalizado do gasoduto existente, comprimido a 250 bar e enviado para contentores que consistem num conjunto de cilindros para gás interligados.Estes módulos são transportados até ao consumidor onde a pressão do gás é reduzida para 1 bar podendo então ser utilizado.A Companhia de Gás da Matola é um consórcio que integra dois accionistas moçambicanos e a Gigajoule. (Macauhub)

A exploração petrolífera na Área de Desenvolvimento Conjunto do Mar do Timor

Em 1989, o Tratado do Timor Gap (Timor Gap Treaty), assinado entre a Austrália e a Indonésia, criou a Zona de Cooperação do Timor Gap. O Tratado foi projectado para permitir a realização de actividades petrolíferas em uma porção da Bacia de Bonaparte, enquanto não havia um reconhecimento mútuo das fronteiras marítimas.

Com a declaração formal da independência do Timor-Leste, em 2002, foi assinado um novo tratado com a Austrália, o Tratado do Mar do Timor (Timor Sea Treaty). Por este acordo internacional, os recursos provenientes da atividade petrolífera realizada na ACDP – Área Conjunta de Desenvolvimento Petrolífero -, passaram a ser repartidos entre os estados contratantes na proporção de 90% para Timor-Leste e 10% para a Austrália. O acordo entrou em vigor em Abril de 2003, após ratificação pelas casas parlamentares de ambos os países. Os contratos de exploração e produção em vigor foram mantidos e ajustados. Na ACDP a atividade petrolífera é regulada pela Autoridade Nomeada do Mar do Timor (em inglês TSDA).

A perfuração exploratória na ACDP teve início em 1992-1993 com a perfuração de 3 poços que não revelaram mais do que a presença de indícios de óleo e gás. A primeira descoberta comercial de óleo ocorreu pela perfuração do poço Elang em 1994. No período mais intenso de atividade exploratória, entre 1994 e 1998, em apenas 4 anos foram realizadas 12 descobertas de óleo e/ou gás e condensado.

Ainda antes da criação da Zona de Cooperação do Timor Gap, que foi posteriormente sucedida pela ACDP, ocorreu o primeiro teste exploratório da região, com a perfuração em 1971, do poço Flamingo, que revelou apenas índícios de gás natural.

O potencial petrolífero da ACDP tornou-se realidade em 1994, com as descobertas de Elang e Kakatua. O início da produção comercial ocorreu em 1998, através de um sistema de produção com unidade flutuante que agregou os campos de Elang, Kakatua e Kakatua North (EKKN). Atualmente, essas acumulações já encontram-se em fase avançada de esgotamento, com produção corrente na faixa de 2.500 bbl/dia. O abandono destes campos está inicialmente previsto para Julho de 2007. Pode tratar-se de excelente oportunidade para empresas dedicadas a produção de áreas maduras.

A produção de condensado e GPL (butano e propano) do Campo de Bayu-Undan teve início em 2004 e a de gás natural, exportado sob a forma de GNL, em fevereiro de 2006, a partir de uma planta de liquefação instalada em Darwin, Austrália. A produção atual de gás natural rico é de 28,6 milhões de m3 por dia, 70.400 bbl de condensado, 18.800 bbl de propano e 16.100 bbl de butano.

As demais ocorrências de hidrocarbonetos permanecem como recursos petrolíferos não desenvolvidos e aguardam a satisfação de requisitos de economicidade e consolidação de tratados bilaterais com a Austrália sobre a questão das fronteiras marítimas.
O complexo de campos de gás e condensado de Sunrise, do qual faz parte a descoberta de Sunset, distribui-se por uma região que está 20,1% dentro da ACDP e 79,9% fora dela, em uma área do solo oceânico sob disputa de fronteira entre a Austrália e Timor-Leste. A submissão e aprovação do plano de desenvolvimento para a acumulação, de cerca de 7,7 Tcf de gás e 300 milhões de barris de condensado, depende ainda da ratificação de um acordo de unitização, pelo Parlamento do Timor-Leste, e de um tratado adicional assinado em 2005, mas ainda não ratificado pelas casas parlamentares dos dois países.

Petrobras produz petróleo no Golfo do México

Brazil's state-run oil company Petroleo Brasileiro SA has started to produce oil and natural gas from its Cottonwood field off U.S. shores in the Gulf of Mexico, the company said Monday. Petrobras connected a first production well with an initial daily output of 4,000 barrels of light oil and 1.1 million cubic meters (39 million cubic feet) of gas, it said in a statement. Petrobras said it will connect a second well this month, boosting gas output to 2 million cubic meters (70 million cubic feet) a day, and overall oil and gas production to 20,000 barrels of oil equivalent, or BOE, a day. With that, the company's overall production in the United States will reach 25,000 BOE a day by the end of February, Petrobras said. Cottonwood is the first overseas deep-water field where Petrobras has started producing as an operator. The company said last year that it expects to produce 100,000 barrels of oil a day in the United States in 2011. (Associated Press)

GRANDES PARCERIAS E NEGÓCIOS

A Petrobras atua em exploração e produção nos Estados Unidos desde 1987, quando adquiriu as participações da Texaco em oito blocos no setor americano do Golfo do México. Mantém ainda, no mercado americano, atividades no segmento de Comercialização de petróleo e derivados. Nessas quase duas décadas, a Petrobras América vem intensificando sua ação através de farm-ins (aquisições de participação) e da aquisição de blocos nos leilões realizados pelo Governo Americano (Lease Sales). Através dessas modalidades de negócios, a Petrobras vem ampliando a sua carteira de ativos, conquistando o reconhecimento da indústria mundial para a alta tecnologia que desenvolveu nas operações em águas profundas e ultraprofundas. Com isso, vem despertando o interesse de algumas das maiores empresas petrolíferas do mundo, e com elas formando parcerias que ampliaram nos últimos anos a sua participação na Exploração e Produção petrolífera em águas americanas.

Em 2004, através de farm-ins, a Companhia adquiriu importantes prospectos exploratórios em águas profundas do setor americano do Golfo do México, e também passou a participar da exploração de blocos para a prospecção de gás em reservatórios profundos, em águas rasas.
Além disso, no segundo semestre, a Petrobras América arrematou 37 blocos na região promissora e inexplorada do quadrante denominado Corpus Christi, em águas de 500 a 2 mil metros de profundidade, na direção do Estado do Texas. Os técnicos da Companhia, aplicando conceitos exploratórios inovadores, já identificaram pelo menos três grandes prospectos nessa região, com potencial para grandes reservas de petróleo. A Empresa é a operadora e detém 100% de participação nesses blocos, e planeja perfurar os primeiros poços exploratórios após estudos geológicos mais detalhados que vêm sendo realizados.
A Unidade de Negócio nos Estados Unidos contribui, assim, para os objetivos do Plano Estratégico 2015 da Petrobras, atuando em áreas de interesse no exterior em vantagem competitiva, com a sua tecnologia avançada e eficiência operacional. A atual carteira de ativos da Petrobras América em águas americanas soma 212 blocos, dos quais em 73 é operadora.
A preocupação com a Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) também está presente nas operações, como no Brasil e nas demais Unidades no exterior. Nos Estados Unidos, a Petrobras desenvolve o programa Quest for Excellence, cujos objetivos são: assegurar que todas as operações da Companhia e contratadas sejam conduzidas em conformidade com a política e as 15 diretrizes corporativas de SMS; assegurar a excelência da gestão dos negócios da Companhia; e buscar o atendimento das expectativas de todas as partes interessadas e influenciadas pelas atividades da Unidade (stakeholders).

Descobertas e crescimento

Desde 2002, a Petrobras vem participando de sucessivas descobertas em águas ultraprofundas do setor americano do Golfo do México. Naquele ano, houve a descoberta da acumulação de Cascade. A partir desse resultado bem-sucedido, a Companhia contratou rapidamente outros blocos e realizou, em 2003, outras descobertas de óleo - as acumulações de Chinook e Saint Malo.
Já em abril de 2004, se fez a descoberta de gás natural no campo de Coulomb North, localizado no Bloco MC 613, e que em menos de três meses começou a produzir, valendo-se da infra-estrutura de produção e escoamento adjacentes. Essa descoberta, operada pela Shell em parceria com a Petrobras, representa o atual recorde mundial de produção em águas ultraprofundas (a 2.031 metros). O poço Coulomb-3 (C-3), descoberto com a participação da Companhia, possui cerca de 40 metros de reservatórios de gás natural. Para 2005, estão previstas as perfurações dos prospectos Zion e Bryce, operados pela Petrobras próximos ao campo de Coulomb North.
Também em 2004, foi concluído outro poço de delimitação da jazida de Saint Malo, aumentando os volumes esperados. Mais recentemente foi iniciada a perfuração de dois poços pioneiros - Das Bump e Hadrian - em prospectos com características semelhantes aos anteriores.
As reservas provadas da Petrobras no setor americano do Golfo do México ainda são modestas - 36,03 milhões de barris de óleo equivalente (boe) -, assim como sua produção, que é de 6,7 mil boe/dia. Mas o potencial de crescimento das atividades e de novas descobertas é considerado excelente pela Unidade, em especial quando forem contabilizadas as reservas provadas dos campos petrolíferos já descobertos, com a implementação dos respectivos planos de desenvolvimento da produção.

Objetivos ultraprofundos em águas rasas

A Petrobras fez uma análise positiva das perspectivas do mercado americano para a comercialização de gás natural e definiu a estratégia de se posicionar como produtora desse energético. Assim, ao final de abril de 2004, a Companhia anunciou sua participação no projeto Treasure Bay, que engloba 60 blocos no setor americano do Golfo. A Companhia adquiriu participação nesses blocos da empresa independente norte-americana Newfield. Outros sócios no projeto incluem a BHP Billiton, BP e Exxon.
Essa nova fronteira exploratória, embora de alto risco operacional e exploratório em face das elevadas condições de pressão e temperatura esperadas em horizontes muito profundos, se justifica pelo potencial das áreas de conterem grandes reservas de gás e pela forte demanda por esse produto no mercado americano. Além disso, espera-se que, em caso de sucesso, a produção possa ser iniciada em curto prazo, devido à existência de infra-estrutura de produção e escoamento em águas rasas do Golfo do México. Cerca de 12 prospectos foram identificados nessa nova frente exploratória, o primeiro dos quais, denominado Blackbeard, com reservatórios situados a mais de 10.000m de profundidade. (Petrobras)

Petrobras implanta 8 projetos de produção de petróleo em 2007

A Petrobras prevê iniciar neste ano a operação de oito grandes projetos de produção de petróleo e gás no Brasil. Pela primeira vez em sua história, a estatal possui um elevado número de projetos com início de operação em apenas um ano. "Nenhuma empresa petrolífera no mundo está com tantos projetos em um período tão curto", disse o diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella, ao "Valor Online". A concentração de projetos, fruto de um grande investimento para sustentar a auto-suficiência de petróleo nos próximos anos, também resulta de atrasos na entrada em operação de plataformas que impediram a empresa a atingir a meta de produção em 2006. Com a entrada da operação das plataformas, a meta de produção diária da estatal para 2007 foi fixada em 1,919 milhão de barris, acima da obtida em 2006, de 1,777 milhão de barris. A produção do ano passado ficou abaixo da meta de 1,88 milhão de barris diários devido, segundo Estrella, ao aquecimento do setor petrolífero no mundo. "Há um contexto mundial absolutamente congestionado de obras e de fornecimento de equipamentos." Estrella, entretanto, afirma que a Petrobras está estruturada para colocar em produção os projetos programados. Em janeiro começaram a operar as plataformas de Manati, na Bahia, com uma capacidade de 6 milhões de metros cúbicos de gás, e o navio-plataforma Cidade do Rio de Janeiro, na Bacia de Campos, com capacidade de 100 mil barris de petróleo diários. No primeiro semestre está prevista a entrada da produção da plataforma de Piranema, na Bacia de Sergipe, com capacidade de 20 mil barris diários de óleo leve. Ainda no primeiro semestre, a Petrobras planeja iniciar a produção de 100 mil barris/dia no navio-plataforma Cidade de Vitória, no campo de Golfinho, na Bacia do Espírito Santo. Além disso, deverá ser instalada na Bacia de Campos a plataforma de rebombeio PRA-1. Até o início do segundo semestre, está programada o início da operação dos maiores projetos do ano, as plataformas P-52 e P-54, que deverão produzir 180 mil barris diários, cada, no campo de Roncador, na Bacia de Campos. Para dar apoio a essas duas plataformas será instalada o navio-plataforma Cidade de Macaé, que pode armazenar 2,2 milhões de barris. A produção ainda será reforçada pela produção plena da P-34, de 60 mil barris/dia, e da plataforma Capixaba, de 100 mil barris diários. Segundo o diretor da companhia, a produção média diária deve atingir 2 milhões de barris em setembro e fechar o mês de dezembro com 2,03 milhões de barris. O investimento de exploração e produção da estatal previsto para este ano é 45% superior ao de 2006, no montante de R$ 26 bilhões. A área vai abocanhar a maior parte do orçamento (47%) da Petrobras. Estrella explica que o aumento dos recursos deve-se não somente às novas plataformas, mas ao investimento de US$ 1 bilhão em exploração, à alta de 50% nos custos de equipamentos e serviços e ao plano de crescimento da produção de gás, o Plangás. Somente o Plangás, cujas áreas devem começar a produzir em 2008, tem um investimento previsto de US$ 9 bilhões até 2010, quando a produção de gás da Petrobras deve chegar a cerca de 70 milhões de metros cúbicos/dia. (Gás Brasil)

9a Rodada de licitações da ANP do Brasil prioriza gás natural

A 9ª rodada de licitações de áreas a ser realizada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) deve ter como foco blocos de exploração de gás natural. Ontem, o Conselho Nacional de Política Energética publicou no Diário Oficial a Resolução nº 5, autorizando a agência reguladora a iniciar os estudos de áreas a serem ofertadas na rodada.Na resolução, o governo fixa como objetivo os estudos de áreas em bacias com elevado potencial de gás natural e petróleo, destacando que deverá ser dada ênfase especial no potencial de produção de gás. Também devem ser estudadas, para oferta na licitação, bacias em regiões do Brasil ainda pouco exploradas e bacias maduras. Essas últimas já foram exploradas por grandes empresas, como a Petrobras, mas ainda possuem óleo e gás em volume que, economicamente, só interessa ser extraído por pequenas e médias empresas. (Jornal do Comércio)

Consórcio vai procurar petróleo em Portugal

Um consórcio formado pela petrolífera portuguesa Galp Energia, a australiana Hardman Resources e a Partex Oil, holding do grupo luso Gulbenkian, assinou nesta quinta-feira com o Estado português três contratos para concessão de direitos de prospecção, pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo em Portugal.Os contratos dão ao consórcio o direito de exploração em três áreas distintas no mar, conhecidas como Gamba, Lavagante e Santola, que totalizam uma área de mais de nove mil quilômetros quadrados na costa alentejana (sul).A atribuição das concessões ao consórcio, de que a Galp Energia tem 10%, a Hardman Resources Ltd tem 80% e a Partex Oil and Gas Corporation (10%), é feita por períodos de oito anos para a fase inicial e de 30 anos para a fase de produção.Na última sexta-feira (26) a Galp Energia também anunciou que o consórcio que explora o Bloco 14 da reserva off-shore de Angola, no qual tem 9%, fez a décima descoberta "significativa" de petróleo em águas profundas no país.Em Angola, a Galp atua ainda nos blocos 32, 33, 14K/A-IMI, e detém uma participação de 20% no Bloco Cabinda Centro, em reservas on-shore (terrestres). (Agência Lusa)

Distribuição e consumo de gás natural no Brasil

Vanusa Bezerra

Distribuição e Consumo de gás natural no BrasilA indústria brasileira de gás natural vem crescendo ano a ano. Em meados dos anos 90 a participação do GN na matriz energética do país não passava dos 3,1% e hoje o insumo triplicou sua participação e já atinge 9,4%.Em todo o país já se somam mais de 1,2 milhões de consumidores de gás natural, nos diversos segmentos que utilizam o energético. O crescimento acumulado do número de consumidores de 2003 para dezembro de 2006 é de 20%.O número de consumidores nas Regiões Nordeste e Centro-Oeste cresceu respectivamente 54% e 57% de janeiro a dezembro de 2006. Enquanto que no Sudeste o crescimento foi de apenas 3%. Já na região Sul os números impressionam, houve um crescimento de 312,5% que se deve, principalmente ao aumento do número de consumidores residenciais da Companhia Paranaense de Gás - Compagas.Os projetos de interiorização do insumo se espalham por todo o território nacional. Um bom exemplo deste trabalho é desenvolvido pelas distribuidoras da região Nordeste, que ampliaram a rede de distribuição da região em 65% de 2003 até dezembro de 2006, em um total de 1.867 km.A região Sudeste concentra o maior número de concessionárias de distribuição de gás natural em uma única área de concessão - são três distribuidoras no Estado de São Paulo, e conseqüentemente tem a rede de distribuição mais extensa com 10.818 quilômetros e crescimento acumulado desde 2003 de 55%.A região Centro-Oeste surpreende em percentual de crescimento com 100,3%, considerando-se que as companhias que atuam na região estão operando há apenas três anos. Já a região Sul apresenta um crescimento estável da rede distribuição, em torno de 5% nós últimos dois anos, e possui hoje 1.559 km de gasodutos.Para os próximos três anos as empresas distribuidoras de GN pretendem construir juntas aproximadamente 5 mil quilômetros de rede distribuição. Em torno de 68,4% desta rede será construída na região Sudeste, 16,9% na região Nordeste, 4,9% no Centro-Oeste e 9,8% na região Sul.As vendas de gás natural sofreram interferências externas ao longo de 2006, no entanto o volume de gás natural comercializado no Brasil continua subindo em relação aos anos anteriores. O volume acumulado de vendas de gás natural em todo o país foi de 15,2 bilhões de metros cúbicos. Em torno de 66,68% do volume foi consumido somente na região Sudeste, o equivalente a 10,1bilhões de m³; seguida pela região nordeste com 16,41% ,o que equivale a 2,5 bilhões de m³. As regiões Centro-Oeste e Sul consumiram juntas um total de 2,7 bilhões de m³, aproximadamente 16,9%. A média diária de consumo foi de 41,7 milhões de m³.O segmento industrial segue como o maior destaque e consumiu 26,4 milhões de metros cúbicos de GN ao dia em média, precedido pelos segmentos geração elétrica com média diária de 8,2 milhões de m³ e automotivo com 6,3 milhões de m³/dia. Os segmentos residencial e comercial consumiram, respectivamente 649,8 e 556,5 mil metros cúbicos ao dia.Em comparação com o mesmo período de 2005 - janeiro a dezembro - o ano de 2006 apresenta um crescimento acumulado de 4,3%. O segmento que mais cresceu foi o automotivo com um acréscimo de 19,4% no consumo, seguido pelos segmentos comercial (7,3%), residencial (6,8%) e industrial (6,3%). O segmento geração elétrico é o único a apresentar retração de menos 11%. As projeções expansão da rede de distribuição são acompanhadas por projeções de aumento no volume comercializado de gás natural.De acordo a projeção de evolução do consumo de gás natural feita pela ABEGÁS – Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado - e avalizada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), em 2015 serão utilizados diariamente 71,9 milhões de metros cúbicos e segundo a EPE, neste prazo a oferta e demanda de gás serão plenamente compatíveis. (Gás Brasil)

Petrobras consolida biodiesel em 2007

Depois de ter lançado a campanha do biodiesel, há exatos 259 dias, em 17 de maio de 2006, a Petrobras Distribuidora já comercializa o produto em 3.867 postos de sua rede, localizados em mais de 1.200 municípios de todos os estados brasileiros. Até julho deste ano, todos os 6.800 postos ativos da Petrobras no País deverão oferecer o novo combustível, adicionado na proporção de 2% ao diesel comum. O biodiesel também já é fornecido para 2.525 grandes consumidores, entre transportadoras de carga e passageiros, indústrias, frotas de governo das três esferas (federal, estadual e municipal), termelétricas e ferrovias. Atualmente, a Petrobras Distribuidora recebe, armazena e distribui o biodiesel por intermédio de 48 bases e terminais localizados em todas as regiões do País. Até dezembro de 2007, o número de instalações da Companhia capacitadas para movimentar o produto deve chegar a 64. Nos últimos dois anos foram investidos cerca de R$ 20 milhões para adequar a estrutura logística e operacional da empresa ao novo combustível. "Este é o ano da consolidação do produto na BR. O biodiesel é uma realidade inserida na rotina da Companhia. Não há como voltar atrás. Nos últimos meses enfrentamos obstáculos com determinação e organização e saímos vitoriosos, nós da BR e, certamente, nossos consumidores. Foi um trabalho árduo, mas compensou plenamente, inclusive do ponto de vista comercial. O biodiesel é totalmente rentável", afirma Graça Foster, presidente da Petrobras Distribuidora. Além de ser um combustível renovável e menos poluente, o biodiesel, adicionado na proporção de 2% ao diesel comum, ajudará a diminuir a dependência do País do produto importado e ainda promoverá geração de emprego e renda para o agronegócio. (Jornal do Brasil)

Petrobras é a 7a empresa do setor petróleo com ações em bolsa

A Petrobras foi classificada como a sétima maior empresa de petróleo do mundo com ações negociadas em bolsas de valores, de acordo com a Petroleum Intelligence Weekly (PIW), publicação que divulga anualmente o ranking das 50 maiores e mais importantes empresas de petróleo. Entre as estatais, a empresa ficou na oitava posição. No ranking geral, que avaliou 125 empresas, a Petrobras é a 14ª maior do mundo.O ranking, publicado no suplemento da PIW de dezembro de 2006, é referente ao ano de 2005 e reúne um grupo de 50 empresas, coincidentemente divido entre 25 estatais e 25 privadas. Juntas, essas empresas são responsáveis por 75% do suprimento mundial de óleo e gás. As 50 empresas da PIW também detêm 85% das reservas mundiais de petróleo e 64% das reservas de gás. Respondem ainda por 81% da produção mundial de petróleo e por 68% da produção de gás, detendo 60% da capacidade mundial de refino.Para compor o ranking, a PIW utiliza seis critérios. Entre eles, a Petrobras se destaca na comercialização de derivados (nono lugar), na produção de petróleo (11º lugar) e na capacidade de refino (12º lugar). As demais posições ocupadas pela Petrobras foram: reservas de petróleo (16º lugar); reservas de gás (34º lugar); e produção de gás (24º lugar).O ranking da PIW mostra que as empresas estatais, particularmente da Rússia, China e de outras economias emergentes, foram as que apresentaram os ganhos mais significativos durante o ano de 2005. As chamadas "supermajors" e as estatais tradicionais que dominam as posições de destaque no ranking permaneceram estáticas ou perderam posições. Na ordem decrescente, as 15 maiores empresas que integram o ranking são a Saudi Aramco (Arábia Saudita), Exxon Mobil (USA), NIOC (Irã), PDVSA (Venezuela), BP (Grã-Bretanha), Royal Dutch Shell (Grã-Bretanha/Holanda), PetroChina (China), Chevron (USA), Total (França), Pemex (México), ConocoPhillips (USA), Sonatrach (Argélia), KPC (Kuwait), PETROBRAS (Brasil) e Gazprom (Rússia). (The News Says)

Empresa Indiana pesquisa óleo de xisto no Brasil

Vanessa Jurgenfeld

Uma empresa indiana da área de fertilizantes está iniciando pesquisas com xisto betuminoso no Brasil. A Oswal Chemicals and Fertilizers, com sede em Nova Déli, já foi autorizada a fazer pesquisas no estados do Paraná e de Santa Catarina, sendo que também poderá iniciar estudos em São Paulo. A intenção da empresa, focada principalmente em fertilizantes, é diversificar a atuação e extrair óleo a partir do processamento do xisto no Brasil - um combustível similar ao petróleo de poço. Os executivos ligados à empresa no Brasil não estão autorizados a dar entrevista. No entanto, as informações sobre a chegada da Oswal já começaram a circular nos órgãos dos governos estaduais e municipais, que foram procurados pela companhia. A Oswal se estabeleceu em Curitiba (PR) há cerca de seis meses com a denominação de Oswal Brasil Refinaria de Petróleo. E seu objetivo era fazer pesquisas na formação Irati, a principal reserva de xisto do Brasil. Formações como essas ocorrem nos estados do Paraná, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, São Paulo, Goiás e Mato Grosso do Sul, com cerca de 2 mil quilômetros de extensão,
sendo que a principal área de exploração dessa reserva fica no estado do Paraná, em São Mateus do Sul, onde a Petrobras mantém atividades. Contudo, a Oswal quer começar suas pesquisas por Santa Catarina, em cidades vizinhas à São Mateus do Sul. A empresa pretende realizar estudos na região do Planalto Norte catarinense, em
cidades como Três Barras e Papanduvas, próximas a Canoinhas, em uma área de 16 mil hectares. Com isso, poderá saber a real capacidade das reservas de xisto por ali. Agora, caso não encontre viabilidade econômica em Santa Catarina, a empresa pretende realizar pesquisas no Paraná e em São Paulo. Mas o mapa geológico da
região que já começou a ser pesquisada em Santa Catarina deverá estar concluído em 15 dias, e depois terá início a perfuração para análise do mineral. A previsão é de que as pesquisas estejam concluídas até julho.
O estudo da empresa indiana chama a atenção. A exploração do xisto betuminoso é mais antiga do que o conhecimento do petróleo de poço, com os Estados Unidos, por exemplo, fazendo as primeiras tentativas de exploração comercial do xisto no século 18. Mas quando foi perfurado o primeiro poço de petróleo, o xisto, cujos processos de extração são mais custosos, perdeu competitividade para o novo combustível, que chegava mais barato. Nos anos 70, com a crise do petróleo, o xisto voltou a um lugar de destaque, como uma importante fonte alternativa, mas os investimentos não foram fortes suficientes e nem constantes, já que o petróleo de poço ainda se mostrou economicamente mais viável. Por enquanto, a Oswal ainda está na fase inicial de pesquisa, e conforme os resultados encontrados, fará um estudo de viabilidade econômica para construir uma refinaria. O interesse da empresa está relacionado à crescente demanda mundial por combustível e a necessidade de se buscar alternativas ao petróleo de poço, dada sua limitação natural. Da exploração do xisto, também se pode retirar o gás liqüefeito de petróleo (GLP ou gás de cozinha), enxofre e águas amoniacais. A legislação brasileira permite que estrangeiros pesquisem e explorem o xisto. Mas após as pesquisas, caso a Oswal opte pelo processamento e criação de uma refinaria, ela ainda terá que pedir uma concessão de lavra junto ao governo federal, além de licença ambiental e um plano de recuperação da área. O grupo indiano também terá que se adaptar à legislação brasileira. Segundo o vice-governador de Santa Catarina, Leonel Pavan, que recebeu os empresários no estado, nos primeiros dois anos poderão ser investidos US$ 1,7 bilhão pela empresa. Com a possibilidade de construção de uma refinaria, esses recursos seriam ainda maiores, podendo chegar a US$ 8 bilhões. De acordo com Pavan, os empresários procuraram o governo para uma parceria, mas caso de fato invistam em uma refinaria, pedem acesso à energia para o empreendimento. A Oswal Chemicals and Fertilizers faz parte do grupo Oswal, criado em 1981, sendo hoje um dos 20 maiores grupos da Índia em patrimônio líquido, que somou cerca de US$ 350 milhões (2003), segundo informações disponíveis no site da empresa. O executivo que está no Brasil coordenando os possíveis novos negócios do grupo é Rajnish Julka, um indiano que será um dos diretores principais, caso as prospecções no Brasil se mostrem economicamente viáveis. No Brasil hoje, somente a Petrobras produz óleo de xisto, por meio da unidade de São Mateus do Sul, no Paraná, onde desenvolveu uma tecnologia de processamento chamada Petrosix. O país possui a segunda maior reserva de xisto, atrás somente dos Estados Unidos. Além da formação Irati, a formação do Vale do Paraíba (SP) também é uma das principais reservas do Brasil. O xisto é uma rocha sedimentar na qual há disseminado um complexo orgânico sólido chamado querogênio. Seu óleo geralmente dá os mesmos derivados do petróleo de poço como nafta, querosene, gasolina, óleo combustível e coque. (Valor Online)

Moçambique incentiva pesquisa de óleo e gás

Mozambique plans intensive oil and gas exploration in northern and central areas and tenders could be offered by the end of the year if discoveries are made, a senior energy official said. Deputy Mineral Resources Minister Abdul Razak said there is potential for gas in the Rovuma river Basin that marks the Tanzanian border and the Zambezi delta and more drilling would be needed to find oil and gas deposits. "We need to intensify our search for oil and gas this year in those areas... there are some blocks in which we are evaluating and eventually we will award licences towards the end of this year through international tenders", Razak said.
He said the basin will be divided into seven blocks in a bid to attract the greatest possible number of companies, and maximise assessment of the area's potential. "There are potentials in exploring gas and oil in Mozambique... besides those areas which we identified and awarded contracts, we are now encouraging companies from around the world to comeand help us search in the vast potential areas", he said.
Four international companies have won tenders to prospect for oil and gas in the Rovuma Basin, in northern Mozambique, and are expected to invest a total of about $ 300 mm, and sink eight exploratory wells in the five blocks awarded to them in a period spanning for eight years. These are Canada's Artumas Group, US-based Anadarko Petroleum Corporation, Italy's ENI, and Petronas of Malaysia. Razak said that indications show either oil or natural gas may be found on the Zambezi delta and there is strong hope of finding heavy oil in other projects planned for this year. "We recently presented our plans and exploration potential at a meeting in the United States where African countries and international companies had met on the subject," said Razak. "And we would like to take advantage of this and attract foreign companies to come and invest because the Mozambican state has no money."
Oil majors, who in the past have concentrated on west and south-western Africa, are seeking opportunities in new areas of the continent, partly spurred by high global oil prices. Mozambique has two onshore natural gasfields -- Pande and Temane in the southern Inhambane region -- where South African firm Sasol has invested about $ 1.2 bn. Energy generation is a lucrative business in the entire Southern African region now faced with chronic power shortages mismatched with a growing industrial sector. In Mozambique itself a number of major projects have been put on hold due to lack of sufficient electrical power. Sasol and Mozambique's Hydrocarbon Company (ENH) have agreed to embark on further gas and oil exploration in Mozambique. The work is being conducted in the southern province of Inhambane, east of the existing Pande and Temane reserves and close to Sasol's pipeline project.
Source: The Peninsula

BP anuncia sua 12a descoberta no Bloco 31 de Angola

BP said today that a 12th discovery has been made on its deep-water Block 31 off Angola. BP said the well, named Terra, was drilled by the drillship Jack Ryan to a total depth of 6118 metres in a water depth of 2328 metres. Terra lies about 411 kilometres north-west of the Angolan capital Luanda and about 30 kilometres north-west of the Titania find, which was discovered in October this year. BP said that well results have confirmed that the reservoir will have a flow capacity of 5000 barrels per day of oil. The Block 31 stakeholders are operator BP (26.67%), ExxonMobil (25%), Sonangol (20%), Statoil (13.33%), Marathon (10%), and Tepa (5%). (Upstreamonline)