Índice de reposição de reservas da Petrobras em 2006 foi de 174%

Relação Reserva/Produção ficou em 19,5 anos

A Petrobras divulgou oficialmente a situação de suas reservas provadas de petróleo e gás natural no Brasil e no exterior. Os critérios utilizados na medição foram fixados pela Society of Petroleum Engineers (SPE) e pela Security and Exchange Comission (SEC) em 2006. Segundo o critério ANP/SPE, para cada barril de óleo equivalente produzido (boe) no ano de 2006 foi reposto 1,739 boe, resultando em um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 173,9%. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 19,5 anos. Em 31 de dezembro de 2006 as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras no Brasil atingiram 13,753 bilhões boe, representando um aumento de 3,9%. Durante o ano de 2006, foram apropriados 1,226 bilhão boe às reservas provadas, contra uma produção acumulada de 705 milhões boe.

Destaques

Os destaques em relação à apropriação das reservas provadas foram as descobertas nos blocos exploratórios de Maromba, na Bacia de Campos; Camarupim, Catuá, na Bacia do Espírito Santo Mar; Araracanga na Bacia do Solimões; Jaçanã e Pintassilgo na Bacia do R.G. Norte; Tangará na Bacia do Recôncavo; e Saíra, Seriema e Tabuiaiá na Bacia do Espírito Santo Terra. Foram ressaltadas ainda descobertas em blocos exploratórios incorporados a campos de produção já existentes em Mexilhão, na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Rio de Janeiro (UN-RIO), e Baleia Azul e Golfinho, na Unidade de Negócio de Exploração e Produção do Espírito Santo (UN-ES).Também foram efetuadas revisões em campos existentes em 2006, principalmente em Marlim e Albacora, na Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Campos (UN-BC); e Roncador e Marlim Sul, na UN-RIO.Já segundo o critério SEC, mais restritivo, as reservas provadas no Brasil, em 31 de dezembro de 2006, foram de 10,573 bilhões boe, o que representa praticamente a manutenção da estimativa do ano anterior (10,578 bilhões boe). Durante o ano de 2006, segundo este critério, foram apropriados 700 milhões boe de Reservas Provadas contra uma produção de 705 milhões boe, o que corresponde a um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 99%, ou seja, para cada barril de óleo equivalente produzido, apropriamos 0,99 barril. Por este mesmo critério a relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 14,9 anos.

Reservas Internacionais

Durante o ano de 2006, a apropriação de reservas provadas no exterior foi suplantada pela produção do período, aliada às revisões contratuais ocorridas preponderantemente na Venezuela. Isto resultou em uma redução de reservas de 312 milhões boe. Em 31 de dezembro de 2006, segundo o critério SPE, as Reservas Provadas de óleo, condensado e gás natural nos campos sob concessão da Petrobras no exterior atingiram 1,270 bilhão boe, representando um decréscimo de 24,4%. As reservas internacionais representam cerca de 10% das nacionais. De acordo com o critério SPE a relação Reserva/Produção (R/P) na área internacional ficou em 14,3 anos. Segundo o critério SEC, as reservas provadas no exterior, em 31 de dezembro de 2006, foram de 885 milhões boe, que representa uma redução de 26,1%, em relação à estimativa do ano anterior (1,197 bilhão boe). Por este mesmo critério a relação reserva/produção (R/P) ficou em 10,2 anos. As principais razões para a diferença entre as reservas SPE e SEC são: pelo critério SEC apenas os volumes de gás cobertos por contratos comerciais vigentes podem ser declarados como reservas provadas e na Bolívia parte do volume de gás descoberto não está ainda comercializado; na Nigéria, por causa do estágio de desenvolvimento dos campos descobertos, apenas uma pequena parcela dos volumes pode ser declarado como reserva pelo critério SEC. Em 31 de dezembro de 2006, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras, no Brasil e no exterior, atingiram 15,023 bilhões boe, segundo o critério SPE, um acréscimo de 0,74% em relação ao ano anterior; segundo este critério, durante o ano de 2006 foram apropriados 904 milhões boe às reservas provadas e produzidos 794 milhões boe, o que resultou em um acréscimo de 110 milhões boe relação às reservas de 2005 (14,913 bilhões boe). Assim, para cada barril de óleo equivalente produzido em 2006 foi apropriado 1,139 barril de óleo equivalente, resultando num Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 113,9%. A relação Reserva/Produção (R/P) ficou em 18,9 anos. As Reservas Provadas totais da Petrobras, segundo o critério da SEC, em 31 de dezembro de 2006, atingiram 11,458 bilhões boe, apresentando uma redução de 2,7% em relação ao ano anterior. (GasNet)

Chevron indecisa sobre projetos de gás natural no Brasil

US oil major Chevron (NYSE: CVX) is interested in gas projects in Brazil but will adopt a wait-and-see approach and continue focusing on oil, company Brazil president Timothy Miller told BNamericas.
"There certainly are good gas opportunities in Brazil, but when it comes to infrastructure, it all belongs to [federal energy company] Petrobras," he said at the Latin Upstream Conference in Rio de Janeiro. "The business model for gas is still not clear in the country. Therefore our focus right now in Brazil is oil."
Brazil will lead Chevron's growth in Latin America, said Miller.
Chevron's growth in Brazil will gain steam in 2008-10 period, considering the Campos basin's Frade field is due to start production in 2009.
Chevron also holds minority stakes in Campos' Papa-Terra, Maromba, Atlanta and Oliva fields.
ROUND 9
Meanwhile, Chevron is keen to see which fields will be offered in the 9th hydrocarbons licensing round in Brazil.
"We hope to participate, but it all depends on which areas will be offered," he said.
ETHANOL
In addition, Chevron may export its expertise in ethanol distribution from Brazil to other countries where it operates.
"Chevron has 2,200 service stations in Brazil with ethanol. The company can take this Brazilian experience elsewhere because we are a global company that is continuously exchanging information," said Miller.
Chevron operates gasoline stations in Brazil under the Texaco brand. (Rigzone)

13a descoberta de petróleo no Bloco 31 de Angola

Sonangol and BP Exploration (Angola) Limited report that the Miranda oil discovery in ultra-deepwater Block 31, offshore Angola is the thirteenth discovery that BP has drilled in Block 31. The well is located 11 kilometers south of the recently announced Titania discovery.
Miranda was drilled by the Jack Ryan drillship, in a water depth of 2,436 meters, some 375 kilometers northwest of Luanda and reached a total depth of 5,116 meters TVD below sea level.
The well was tested at a flow rate of 3,822 barrels of oil per day (b/d) through a 48/64ths inch choke.
Sonangol is the concessionaire of Block 31. BP Exploration (Angola) Limited as operator holds 26.67 percent. The other interest owners in Block 31 are Esso Exploration and Production Angola (Block 31) Limited (25 percent), Sonangol E.P. (20 percent), Statoil Angola A.S. (13.33 percent), Marathon International Petroleum Angola Block 31 Limited (10 percent) and TEPA (BLOCK 31) LIMITED, (a subsidiary of the Total Group) with 5 percent.
BP's involvement with Angola goes back to the mid 1970s. During the 1990s, BP made very substantial investments in Angola's offshore oil and it is now an important part of the company's upstream portfolio. BP has interests in four blocks with operated interests in two.
Operatorship of Block 31 was awarded to BP Exploration (Angola) Limited in May 1999. The block covers an area of 5,349 square kilometers and lies in water depths of between 1,500 and 2,500 meters.
BP also has operated interests (BP 50.00 percent equity) in Block 18 where the Greater Plutonio Project is currently being developed and is due to come on stream in 2007.
BP has non-operated interests in Block 15, operated by Esso Exploration Angola (Block 15) Limited (BP 26.67 percent equity) and in Block 17 operated by Total (BP 16.67 percent equity).
BP also has a 13.6% interest in the Angola LNG project. (Rigzone)

O gás natural no Brasil

USOS
O GN tem um amplo espectro de aplicações. Suas principais utilizações tem sido como combustível industrial, comercial, domiciliar e residencial, e na recuperação secundária de petróleo em campos petrolíferos, através de sua reinjeção. Também é utilizado como matéria-prima nas indústrias petroquímica (plásticos, tintas, fibras sintéticas e borracha) e de fertilizantes (uréia, amônia e seus derivados), e para redução do minério de ferro na indústria siderúrgica.
Uma outra forma de utilização de GN é como combustível na geração de eletricidade, seja em usinas termelétricas, seja em unidades industriais, instalações comerciais e de serviços, em regime de cogeração (produção combinada de vapor e eletricidade). O gás natural é a terceira maior fonte de energia primária no mundo, somente superado pelo petróleo e pelo carvão.
O uso do GN nas residências, seja para cocção, seja para calefação, além da segurança e praticidade, tem a vantagem de substituir o GLP(derivado de petróleo importado pelo Brasil), que exige complexa infra-estrutura de transporte e armazenamento.
Nos segmentos de transporte coletivo e de cargas, a utilização do GN assume importância na redução de agentes poluentes.

PRODUÇÃO
O gás natural é produzido, muitas vezes juntamente com o petróleo, através da extração nas bacias sedimentares da crosta terrestre. Ao chegar à superfície ele é tratado para remoção de impurezas, como água e outros gases. A seguir ele é transportado por gasodutos para as zonas de consumo e refino.
Plantas elétricas e algumas indústrias podem utilizar o gás natural diretamente, captado dos gasodutos. Residências e pequenas indústrias adquirem o gás de empresas distribuidoras. As empresa distribuidoras adicionam substância odorante ao gás por medida de segurança, para facilitar a identificação de vazamentos.
Ao longo de 98, foram produzidos no País 10,3 bilhões de m3 de gás, 5,1% a mais que em 97. Do volume total produzido no ano passado, 8 bilhões de m3 são de gás não associado e 2,3 bilhões de m3 de gás associado. Os campos marítimos foram responsáveis por 64% da produção de gás (6,6 bilhões de m3), enquanto os terrestres responderam por 36% (3,7 bilhões de m3).
RESERVAS BRASILEIRAS DE GÁS NATURAL
A reavaliação das reservas de gás feita em 1998 e a ausência de novas descobertas de médio e grande porte, levaram as reservas totais de GN a atingir a marca de 409,8 bilhões de m3, com o decréscimo de 5,9% em relação ao volume de 97.
Desse total, 225,9 bilhões de m3 (55,1%) referem-se ao volume provado e 183,9 bilhões de m3 (44,9%) à soma das reservas prováveis e possíveis. Com volume de 26,5 bilhões de m3, o campo de Leste de Urucu(AM) lidera a lista dos 20 campos com maiores reservas provadas de gás, onde se concentram 76,9% do volume total. Em seguida, vem o campo de Marlim(Bacia de Campos), que tem 23,7 bilhões m3 de gás.
Mais de 50% das reservas totais de gás, ou seja, 205,8 bilhões de m3, estão localizadas na Bacia de Campos e o restante, 49,8%, distribuído nas demais unidades operativas da Petrobras. A maior parte das reservas totais de gás está localizada no offshore, onde se concentram 252,6 bilhões de m3. Grande parte das reservas está localizada em lâmina d'água superior a 1.000 m. (GasNet)

RESERVAS DE GÁS NATURAL POR REGIÃO DE PRODUÇÃO ( BILHÕES DE M3)

Unidade Operativa Provada Provável + Possivel Total
Amazônia 060,0 036,8 096,8
Bahia 024,8 019,1 043,9
Bacia de Campos 094,4 111,4 205,8
Espírito Santo 005,8 002,9 008,7
R.G.Norte/Ceará 018,4 007,8 026,2
Sergipe/Alagoas 014,2 005,5 019,7
Sul 008,3 000,4 008,7
Petrobras 225,9 183,9 409,8

Galp entra na exploração petrolífera em Timor-Leste e Moçambique

A Galp Energia vai entrar na exploração petrolífera em Timor-Leste e Moçambique por via da aquisição de 10 por cento das concessões de direitos de prospecção e produção de petróleo, anunciou hoje a empresa portuguesa em comunicado.Os contratos, assinados com a empresa italiana ENI, dizem respeito a cinco blocos em Timor-Leste e um em Moçambique.De acordo com uma nota de imprensa da Galp, estas participações nos blocos em Timor-Leste e em Moçambique estão sujeitas à ratificação dos governos dos dois países.Os blocos de Timor-Leste atribuem direitos de exploração em cinco áreas diferentes localizadas no mar, que totalizam uma área conjunta de 12.100 quilómetros quadrados.As concessões atribuídas são de sete anos para a fase de exploração e de 25 anos para a fase de produção.Em Moçambique, o bloco também se localiza no mar e tem uma área de 17.000 quilómetros quadrados, com o período de exploração a estender-se por oito anos e o de produção por 30 anos.O consórcio para a exploração em Timor-Leste é constituído pela ENI (90 por cento) e a Galp Energia (10 por cento).Em Moçambique, o consórcio é constituído pela ENI (80 por cento), a Galp energia (10 por cento) e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (10 por cento).Na exploração "offshore", a empresa portuguesa tem participações em Angola (quatro blocos), Portugal (três) e Brasil (10 blocos).No que diz respeito à exploração "onshore", a Galp Energia detém uma participação no bloco Cabinda Centro, em Angola, e em 44 blocos no Brasil. (Agência Lusa)

Petrobras fecha contrato para importar gás da Nigéria

Para garantir o abastecimento nacional, diate de problemas no abastecimento da Bolívia, assinou um "contrato de intenções" para a compra de Gás Natural Liquefeito da Nigerian LNG. O acordo estabelece as condições para eventuais transações entre as empresas, sempre que houver necessidade por parte da Petrobras. O acordo foi fechado em Barcelona, pelo diretor da área de Gás da Petrobras, Ildo Sauer. A estatal brasileira também fechou um acordo de confidencialidade com a Oman LNG para a negociação de potencial suprimento. O primeiro navio, de acordo com ele, deve começar a transportar GNL em abril de 2008. O segundo, no primeiro trimestre de 2009. A Petrobras estuda, ainda, a contratação de mais uma embarcação. Ao conversar com a imprensa, Sauer afirmou que este contrato com a empresa nigeriana garantirá o suprimento aos navios que estão sendo afretados com a norueguesa Golar, conforme anunciado dias atrás. Sauer participa da 15ª Conferência Internacional de Gás Natural Liquefeito (LNG 15), maior evento mundial do setor. - Quando estiverem operando, (esses navios) acrescentarão de 20 a 21 milhões de metros cúbicos/dia ao suprimento nacional de gás. Um terceiro navio pode trazer mais 14 milhões de metros cúbicos/dia - disse. Ele destacou a flexibilidade dos contratos de GNL e estimou que o suprimento será capaz de abastecer metade das termelétricas brasileiras. Na semana passada, a empresa brasileira teve o transporte de parte da produção boliviana destinada ao Brasil suspenso, em função de conflitos locais. (O Globo)

GNL no Brasil trás novos riscos para o setor

A entrada do gás natural liquefeito na matriz energética se dará em um contexto de elevada movimentação no mercado mundial, o que pode abrir espaço para novos riscos para o setor energético nacional. A avaliação, feita por especialistas do setor que participaram do Seminário Abraget - Aspectos Estratégicos para a Evolução da Geração Termelétrica no Sistema Brasileiro, realizado nesta quinta-feira, 26 de abril, no Rio de Janeiro, é de que a inserção do insumo na matriz precisa considerar a realidade de preços praticada no mercado mundial, que vive demanda elevada.Isso porque, segundo o presidente da British Gas no Brasil, Luiz Carlos Costamilan, o mercado global está em vias de encontrar equilíbrio precário a partir de 2012. Segundo ele, os Estados Unidos têm previsão de aumentar o número atual de terminais de regaseificação (cinco unidades) para 24 até 2009. Nesse sentido, o sócio-diretor da Gas Energy, Marco Tavares, ressaltou que o cenário mundial não é tranqüilo, já que outros países também estão com o mesmo propósito de diversificar a matriz energética.O executivo salientou que não há oferta de gás firme no país para suprir a demanda térmica, como ficou comprovado no ano passado, quando 4 mil MW foram chamados a despachar e 2,8 mil MW de oferta foram frustrados. Tavares avalia que o GNL será adequado para a geração térmica adicional necessária, ao mesmo tempo em que o mercado precisa das térmicas descontratadas para reequilibrar o mercado entre 2007 e 2010.Para Costamilan, apesar do cenário global, o GNL apresenta ao país a oportunidade de diversificar a matriz, garantindo a segurança energética e traz flexibilidade para atuar em flutuaçõs da demanda térmica, em especial em momentos hidrológicos mais críticos. No entanto, o executivo advertiu para os riscos políticos e geopolíticos que o comércio do combustível poderá conter, já que exportadores do insumo, como países da África e do Oriente Médio, apresentam problemas capazes de trazer ao país transtornos semelhantes aos que acontecem atualmente na relação comercial com a Bolívia.A expansão da oferta de gás natural pela Petrobras ficou mais próxima com a assinatura de dois acordos referentes ao fornecimento de GNL, segundo o gerente geral de Operação de Ativos em Energia da Petrobras, Edio José Rodenheber. Com a assinatura do contrato para afretamento de dois navios da empresa norueguesa Golar, disse, o primeiro terminal de regaseificação entrará em operação, na Baía de Guanabara (RJ) no primeiro semestre de 2008, enquanto o segundo, em Pecém (CE) está previsto para operar a partir do início de 2009.Os navios serão adaptados para receber os equipamentos de regaseificação. A unidade da Baía de Guanabara terá capacidade de transportar e regaseificar volume equivalente a 14 milhões de metros cúbicos diários, enquanto o segundo terminal poderá processar sete milhões de metros cúbicos por dia. A estratégia da empresa, disse Rodenheber, foi baseada na busca de estrutura pronta, para agilizar a implantação do projeto. Em Pecém, o terminal ficará atracado em um píer existente, enquanto no Rio de Janeiro, será necessário construir um píer simples. (Agência CanalEnergia)

Petrobras assina acordo para compra de GNL

A Petrobras assinou com a empresa Nigerian LNG um master agreement (acordo de intenções) para fornecimento de gás natural liquefeito. O acordo estabelece todas as condições para a negociação entre as duas empresas sempre que houver demanda de GNL por parte da estatal brasileira. A Petrobrás assinou também acordo de confidencialidade com a Oman LNG para a negociação de potencial suprimento. Segundo a Petrobrás, está sendo negociado com a empresa norueguesa Golar o afretamento das embarcações destinadas ao abastecimento de gás a partir dos terminais de GNL no Rio de Janeiro e no Ceará. A Petrobras, que estuda ainda a contratação de mais uma embarcação, acredita que o primeiro navio deva começar a transportar GNL em abril de 2008 e o segundo no primeiro trimestre de 2009.De acordo com o diretor de Gás e Energia da Petrobrás, Ildo Sauer, que assinou o contrato, os navios acrescentarão ao suprimento nacional de gás de 20 a 21 milhões de metros cúbicos por dia. Para ele, um terceiro navio poderia trazer mais 14 milhões de metros cúbicos por dia. (Agência CanalEnergia)

Empresa privada Brasileira inicia produção de petróleo na Bahia

Ivana MoreiraA mineira Egesa começa a produzir nesta semana, no Recôncavo Baiano, 30 barris por dia de petróleo leve. Dentro de 15 dias, deverá fazer o primeiro embarque para um cliente de São Paulo. O investimento em dois poços de plataforma terrestre, que já soma R$ 5 milhões, faz parte do plano estratégico para diversificar os negócios da companhia, uma das grandes empresas de construção pesada do país. Há dois anos, a Egesa começou a apostar em quatro novas linhas de atuação: exploração de petróleo, construção de linhas de transmissão de energia, concessão de limpeza urbana e produção de álcool. A empresa é sócia minoritária, com 10% de ações, na usina de álcool Santa Luzia, em construção em Itumbiara, no Estado de Goiás. Diretor de controle e um dos oito sócios da construtora, José Geraldo Mendes diz que todos os novos investimentos são negócios com grande potencial. Não esconde, porém, seu entusiasmo com o petróleo e o álcool. Faz suas contas numa calculadora e profetiza: "A Egesa Petróleo poderá ser maior do que é hoje a construtora". E completa: "mas é o álcool que vai nos dar dinheiro mais rápido." A usina de Itumbiara, que entrará em operação em 2008, deverá produzir 114 milhões de litros no primeiro ano. A R$ 0,84 por litro, garantirá um faturamento de R$ 95,7 milhões. Como a capacidade da usina pode chegar a 240 milhões de litros, a receita poderá ser de até R$ 200 milhões anuais. O diretor da Egesa - um ex-engenheiro da construtora Mendes Júnior que fez carreira no Iraque, como quase todos os demais sócios - ainda se espanta com a velocidade do negócio de cana-de-açúcar e álcool. Além das ações na usina Santa Luzia, que por sua vez é dona de 20% na usina Cachoeira Dourada, em Sertãozinho (SP), a Egesa detém uma cota de 25% em 10 mil hectares de plantio de cana em Itumbiara. Como a usina só entra em operação em 2008, não faltam propostas para a compra da cana neste ano. De olho nesse mercado, a empresa já está negociando mais terras na região. No negócio do petróleo, os donos da Egesa resolveram entrar em 2005, por pressão de antigos colegas da Mendes Júnior que hoje atuam no setor. Venceram a licitação da Agência Nacional do Petróleo (ANP), com oferta de R$ 3,1 milhões (R$ 400 mil de bônus e R$ 2,7 milhões em investimentos) para explorar dois poços, Araças Leste e Sete Galhos, perfurados pela Petrobras. Já investiram mais do que pretendiam na plataforma mas estão otimistas. O óleo que primeiro jorrou é do poço onde nem a Petrobras, quando explorou a região, chegou a encontrar petróleo. O que significa que são boas as chances de que a Egesa consiga produzir petróleo nos dois poços. No outro, a própria estatal já tinha encontrado óleo. José Geraldo Mendes já trabalha com a perspectiva de produção diária de 100 barris, 50 de cada poço. "US$ 2,16 milhões por ano", traduz ele. No lote da Egesa no Recôncavo Baino há ainda um terceiro poço perfurado pela Petrobras e a possibilidade de investir na perfuração de outros poços. A construtora também não descarta a possibilidade de disputar outras rodadas da ANP. Aparentemente com menor potencial, os dois outros novos negócios da Egesa - limpeza urbana e transmissão de energia - também não fazem feio no balanço financeiro. A divisão que disputa concessões municipais de limpeza urbana faturou R$ 20 milhões no ano passado. Em apenas dois anos, já conseguiu os contratos de cinco cidades da região metropolitana de Belo Horizonte. O mais recente é com Ribeirão das Neves, município de 300 mil habitantes. Para construir duas linhas de transmissão de energia, uma no Mato Grosso e outra no Tocantins, os contratos assinados pela Egesa somaram R$ 70 milhões. Nesta área, a construtora ainda trabalha como prestadora de serviços. Tentou mais ainda não conseguiu vencer a disputa em leilões da Agência Nacional de Energia (Aneel). "Vamos continuar disputando", diz Mendes. Para construir as duas linhas, a Egesa investiu R$ 40 milhões. Metade do dinheiro foi gasto em ativos, equipamentos específicos para este tipo de trabalho. "Agora que temos os ativos, não vamos sair do negócio." A construtora mineira foi fundada em 1962, mas foi depois de 1985, quando os ex-engenheiros da Mendes Júnior assumiram o controle, que ela despontou no mercado da construção pesada rodoviária. No ano passado, a empresa faturou R$ 350 milhões. Para 2007, a meta é crescer 20% e atingir R$ 420 milhões. "Formamos um grupo de pessoas que se conhecem há muitos anos, que têm muita afinidade profissional, por isso os negócios dão certo", avalia o diretor de controle. Para garantir que as coisas continuem indo bem, há uma semana a Egesa assinou contrato com a consultoria Proudfoot. Quer um diagnóstico da gestão, saber onde está acertando e, principalmente, onde pode melhorar. (Valor Econômico)

Empresa privada Angolana explora petróleo no Brasil

The Angolan Private Oil Society (Somoil) won, recently, an international competition to participate in research, development and oil production, and gas in Brazil, ANGOP learnt in Luanda.
According to the company source, Somoil holds 50 percent of the concession at Block BT-REC-18, in the Recôncavo Basin, Brazilian State of Bahia, with the Brazilian Starfish Oil & Gas Society as the operator, which has an equal share of participation.
To abide the contract clauses, Somoil already disbursed half of the six million dollars established to pay the debt of initial expenses made by the Brazilian partner.
Somoil also carried out a joint technical study with the Brazilian Starfish private company to explore the country's main onshore oil field of the Kwanza Basin.
The activities also include the internal distribution of fuel and oil, as well as developing solar and aeolic energy.
First private oil private that is totally Angolan to enter the field of oil exploration, in 2002, with a 10% quota, Somoil is amongst the that work at block 3/05 and 3/05A, close to Sonangol Research & Production (25%), China Sonangol International Limited (25%), Angolan Japan Oil (20%), Eni Angola Production (12%), Petroleum Industry of Serbia (4%) and the Croatian Ina-Naftaplin (4%).
In block 4/05, not yet researched, Somoil has a 15 percent participation quota, together with Sonangol Research & Production (50%), Norsk Hidro Angola (20%) and Angola Consulting Resources (ACR) 15%.

Assinado contrato de navio-sonda para perfuração em São Tomé e Príncipe (JDZ)

The Nigeria Sao Tome and Principe Joint Development Authority (JDA), Addax petroleum and Sinopec of China have signed an agreement on the "Aban Abraham'' deep water drill ship. The agreement was aimed at drilling 10 wells on blocks two, three and four in the Joint Development Zone (JDZ) between Nigeria and Sao Tome and Principe in the Gulf of Guinea.
Jeff Schrull, General Manager, Addax petroleum signed on behalf of his company while Messrs Lian Mingxiang and Ado Wanka endorsed the agreement on behalf of Sinopec and JDA respectively. The agreement was signed in Sao Tome and the drilling which is expected to start in August next year will end in December same year at the rate of $ 410,000 per day. “I am delighted that we have secured drilling capability of our project on competitive terms from Aban Abraham,” Schrull was saying.
Pact -- 2 According to him, Addax and its co-ventures were fortunate to find Aban Abraham drillers, given the rising cost of drilling. “The contract will enable us to complete an extensive exploration and appraisal programme which has the potential to realise considerable value for Addax, its shareholders and other stakeholders in terms of crude exploitation,” Schrull said. He said that his company and their partners were committed to minimum work programme before the discovery of the first oil. Speaking at the occasion, JDA Chairman Ado Wanka, said the initiative would go a long way to facilitate the exploration and exploitation of crude in the JDZ. He described the event as a “huge success” which signified that stakeholders were eager to get the first oil on record time.
Pact -- 3 Commenting, Sinopec’s representative, Lian Mingxiang said the company was opportune to be part of the venture. "We will do everything humanly possible to ensure the success of the project while bringing our varied expertise to bear on the projects'', Mingxiang said. Addax petroleum is the operator of block four, Sinopec operates blocks two and three and JDA is the concessionaire.
Aban Abraham is a deep water drill ship built in 1976 as a world class second generation drill ship which is currently being upgraded from second generation to fourth generation capability. JDA was established in 2001 to manage hydrocarbon and non-hydrocarbon resources on 60:40 in favour of Nigeria in the JDZ and had since 2003 been awarded six oil blocks out of the nine blocks identified. (UPI)

Chevron preocupada com o crescimento da Petrobras no Brasil

A aquisição pela Petrobras dos postos da Ipiranga no Norte, Nordeste e Centro-Oeste foi considerada "preocupante" pelo colombiano Maurício Nicholls, presidente da Chevron, gigante que no Brasil utiliza a marca Texaco após a fusão das duas empresas, em 2000. Nicholls calcula, que nas regiões onde a BR comprou os postos da Ipiranga, a participação de mercado da concorrente, braço de distribuição da Petrobras, crescerá significativamente. Ela chegará a 62% do segmento total de combustíveis, caso da região Norte. No Nordeste, a estatal terá uma fatia de 50%. Já no Centro-Oeste cresce para quase 59%. "Isso preocupa porque o tamanho da BR naquelas regiões do país é várias vezes o tamanho do segundo colocado no mercado. Então, há uma forte concentração, o que significa que o consumidor tem menos escolha", diz Nicholls. Segundo dados do Sindicom, sindicato que reúne os distribuidores de combustíveis, relativos a 2006, a BR tinha a maior participação no mercado brasileiro de combustíveis, seguida pela Ipiranga, Shell, Texaco e Esso, só para citar as maiores. Com a compra da Ipiranga no Sul e Sudeste, o Ultra faz sua estréia como comercializador de combustíveis líquidos - já que opera no mercado de GLP desde a compra da Shell Gás - como vice-líder do mercado. E chega à frente de companhias que atuam no país há várias décadas. Nicholls afirma que a Texaco ainda está analisando a nova configuração e diz que ainda não é possível saber como será ter o que ele chama de "nova Ipiranga" como concorrente. "Não sabemos realmente como a Ipiranga vai vir para o mercado no futuro", diz o executivo, que confirmou que a Texaco também analisou a compra da gaúcha em 2000. Em uma análise sobre o mercado brasileiro de combustíveis, Nicholls, que assumiu o posto no ano passado depois de passagens pela presidência da Chevron no Chile, Guatemala e Colômbia, vê melhoras substanciais no setor. Entre elas, as que resultaram em aumento do número de postos que preferem o abrigo das grandes marcas, ao invés de atuarem livremente no mercado, ou com a chamada "bandeira branca". A própria Texaco sentiu isso no ano passado quando aumentou sua rede com mais 70 postos. Segundo Nicholls, essa recuperação de pontos de venda é fruto de uma mudança no mercado, em que os donos de postos estão preferindo voltar a se associar a uma bandeira conhecida. Em parte ele atribuiu essa mudança ao fato de ter se tornado mais difícil a operação de postos de "bandeira branca" com os aperfeiçoamentos da legislação que coibiu práticas anti-concorrenciais. Maurício Borges Campos, diretor de suporte de marketing da Texaco, salienta também que após a desregulamentação do mercado, a partir de 1997, o consumidor que no início se orientou pelo preço, notou que "o barato saiu caro", em referência às vendas de combustível adulterado. Mesmo assim, o presidente da Chevron acha que alguns problemas persistem, como a venda direta das usinas de álcool para os postos de combustíveis, sem passar pela distribuidora, o que não gera o pagamento de imposto. "O que mais nos preocupa é que ainda existem algumas possibilidades de sonegar e adulterar produtos. Hoje as autoridades podem fiscalizar muito melhor do que antes. Essa área melhorou bastante nos últimos anos, com regras bem mais claras e fiscalização muito mais efetiva", afirma. A Texaco está investindo US$ 11 milhões este ano para lançar no mercado sua gasolina aditivada com Techron, um produto desenvolvido pela empresa em 1995 que ajuda a limpar peças do motor. O valor não inclui os investimentos de US$ 40 milhões previstos para 2007, valor 14% acima do orçamento do ano passado, de US$ 35 milhões. Nicholls ressalta que a diferença da sua empresa para as concorrentes que já lançaram gasolina aditivada no mercado é que a Texaco não oferecerá mais gasolina comum em seus postos. Ressaltando que os preços no Brasil são livres, ele disse que a recomendação é para que o produto seja vendido pelo mesmo preço da antiga gasolina comum. (Valor Econômico)

Argélia poderá fonecer GNL ao Brasil

A Argélia deverá fornecer Gás Natural Liquefeito (GNL) para os projetos de regazeificação da Petrobras em Pecém, no Ceará, e na Baía da Guanabara, no Rio de Janeiro. Os planos da estatal brasileira são de produzir 20 milhões de metros cúbicos de gás natural nas duas unidades instaladas em navios nessas localidades, a partir de 2008. A utilização de GNL no país foi planejada após a crise com a Bolívia, que abortou os planos da Petrobras de duplicar o fornecimento diário ao Brasil de 30 milhões de metros cúbicos de gás natural boliviano. Segundo acordo firmado entre a Petrobras e a estatal argelina Sonatrach, maior empresa de petróleo do continente africano, o fornecimento deverá seguir o modelo "Master Agreement", que consiste em um contrato com cláusulas gerais que estabelece relações comerciais entre duas empresas para compra eventual de determinado produto. Além do GNL, o acordo prevê estudos de cooperação na exploração e produção de blocos em terra, e especialmente marítimos, no Brasil, na Argélia e em países de interesse comum. "Com esta parceria serão criados grupos de trabalho que se reunirão periodicamente para discutir as oportunidades de cooperação. As empresas também avaliarão o possível aumento e desenvolvimento de novas operações comerciais com petróleo e derivados entre as partes", informou um comunicado da Petrobras divulgado na noite de segunda-feira. Segundo a nota, a Petrobras e a Sonatrach já possuem longo relacionamento comercial envolvendo, principalmente, petróleo, nafta e GLP e o acordo tem apoio dos governos dos dois países. (Invertia)

A Autoridade Nomeada do Mar do Timor completou 4 anos de existência

Na segunda-feira, dia 2 de abril, a Autoridade Nomeada do Mar do Timor (em inglês TSDA), completou 4 anos de existência exitosa. A Autoridade funciona como uma agência reguladora das operações petrolíferas que se desenvolvem em uma parte do Mar do Timor sob disputa territorial entre a Austrália e o Timor-Leste.
A despeito das divergências com relação a demarcação das suas fronteiras marítimas, ambos os países decidiram, através da assinatura de um tratado internacional – o Tratado do Mar do Timor – assinado logo após a independência de Timor-Leste em 2002, permitir atividades petrolíferas na região e hoje já recebem os dividendos financeiros dessa decisão. O campo de Bayu-Undan já produz e exporta gás natural, condensado e GLP.
Embora ainda muito jovem, a TSDA já é considerada um caso de sucesso na administração dos recursos petrolíferos presentes em zonas de desenvolvimento conjunto.
Apesar da sua juventude, a TSDA já tem seus dias contados, pois o mesmo Tratado que a criou, determinou a sua extinção e substituição no papel de agente regulador pelo Governo do Timor-Leste. Para esse efeito, o governo estuda uma reformulação profunda do seu setor petrolífero, incluindo a criação de uma autoridade reguladora independente.

Brasil e China estudam exploração conjunta

A Petrobras e a China National Offshore Oil (CNOOC) estão finalizando os termos de uma parceria que prevê projetos de exploração conjunta off-shore, revelou nesta segunda-feira Han Chia Kang, diretor de projetos da CNOOC, terceira maior petrolífera da China.O executivo afirmou, segundo agências internacionais, que está em análise o desenvolvimento de campos de produção de petróleo das duas empresas, em ambos os países.O presidente da empresa, Fu Chengyu, já havia afirmado que o foco da possível associação estaria em projetos de exploração de petróleo no sul da China e na costa brasileira.A CNOOC prevê abrir concorrência para 22 áreas de exploração este ano, nove a mais do que em 2006. As petrolíferas chinesas têm comprado ativos de produção no exterior, para assegurar o abastecimento ao mercado chinês, um dos que registram maior aumento de consumo.Atualmente, a CNOOC tem como parceiros a norte-americana Kerr McGee e com a Husky Energy, empresa canadense controlada pelo bilionário Li Ka-shing, de Hong Kong, um dos dez homens mais ricos do mundo, segundo a revista Forbes. (Agêcias)

Petrobras retoma produção no Equador

A Petrobras retomou sua produção no Equador após fechar um acordo na última sexta-feira (30) com os moradores que realizavam protestos na região de atuação da estatal. A reivindicação dos manifestantes era a realização de obras sociais na região.De acordo com comunicado oficial da estatal Petroecuador, a produção reiniciada da companhia brasileira alcançou na primeira hora cerca de 28 mil barris de petróleo por dia (bpd), ou 77% da média de produção anterior aos protestos, que era de 36 mil bpd. A empresa teve que parar suas operações completamente no dia 9 de março, por falta de segurança. (Monitor Mercantil)

Petrobras continuará a investir no Irãn

A Petrobras vai continuar investindo no Irã, país que tem sido um parceiro comercial importante para o Brasil. Foi assim, de forma direta, que o presidente Luiz Inácio Lula da Silva respondeu às críticas do governo americano ao relacionamento da empresa brasileira com o Irã - em plena residência de campo do presidente americano, George W. Bush. “Eu sei de divergências políticas do Irã com outros países, mas o Brasil não tem nenhum problema com o Irã, país que até agora não foi vítima de sanções da ONU.”Bush afirmou que estava dentro da soberania de cada país decidir seus relacionamentos, e que o comércio não estava incluído nas sanções impostas pela ONU ao Irã (há sanções, ao contrário do que disse Lula). Os EUA consideram o Irã um dos países do “eixo do mal”. “Mas nossa posição é que os países deveriam ser cuidadosos ao lidar com o Irã, particularmente porque o Irã está desenvolvendo armas nucleares.”Lula desembarcou em Camp David às 14h16, acompanhado do embaixador Antonio Patriota e do ministro das Relações Exteriores, Celso Amorim. Após a reunião que durou mais de duas horas, ele e Bush falaram com a imprensa. Estavam presentes também a secretária de Estado, Condoleezza Rice, a representante americana de comércio, Susan Schwab, e o assessor do Planalto para Assuntos Internacionais, Marco Aurélio Garcia. Bush disse que recebia Lula como “um amigo” - repetiu a palavra amigo e amigável várias vezes. Elogiou o colega brasileiro longamente, falando sobre seu comprometimento com a democracia, e afirmou que o Brasil é uma nação “influente e importante”. (O Estado de São Paulo)