Exploração de petróleo no país já habilitou 44 empresas

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) habilitou 44 empresas para a 11ª Rodada de Licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural nas bacias sedimentares do pós-sal da costa brasileira. As licitações serão nos dias 14 e 15 de maio, no Rio de Janeiro. Seis empresas foram habilitadas hoje (12).

Segundo a ANP, 19 empresas são do Brasil, oito dos Estados Unidos, seis do Reino Unido, cinco do Canadá. Austrália, Ilhas Cayman e Colômbia participam com três empresas cada. A China tem duas empresas habilitadas, mesmo número de cinco países: Bermudas, Espanha, França, Noruega e Panamá.

A 11ª rodada vai licitar 289 blocos em 23 setores, totalizando 155,8 mil quilômetros quadrados (km²), distribuídos em 11 bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano Sul.

As empresas habilitadas hoje foram Sonangol, Guananbi Exploração e Produção de Petróleo, Ress Corporation, Sinoco International, Trayectoria Oil & Gas, Tetra Energia e UTC Óleo e Gas.

 

Fonte: Exame/Abril, 2013-04-12.

http://exame.abril.com.br/meio-ambiente-e-energia/noticias/exploracao-de-petroleo-no-pais-ja-habilitou-44-empresas

O que a OGX fez, de fato, em 2012 – e o que ficou devendo

O ano de 2012 tinha tudo para ser um dos mais importantes para a OGX, a petrolífera de Eike Batista. Foi no ano passado que a companhia extraiu seu primeiro barril de petróleo, entregou a primeira encomenda a um cliente e deixou a fase pré-operacional. Mas os feitos não empolgaram nem um pouco os analistas e investidores.

Os tropeços da OGX corroeram em quase 70% seu valor de mercado, desencadearam uma crise de confiança que contaminou as outras empresas de Eike, e afundaram o empresário do 7º para o 100º lugar na lista dos bilionários da Forbes.

O problemático ano da OGX terá seu desfecho nesta terça-feira, quando ela divulgará seus resultados financeiros referentes a 2012. As prévias de algumas corretoras trazem números nada animadores. É esperada uma perda que pode ultrapassar a cifra de 1 bilhão de reais – sem perspectiva de melhora no curto e médio prazo.
Segundo recente relatório da Planner Corretora sobre a OGX, assinado pelo analista Luiz Caetano, somente no longo prazo, a companhia teria condições de mudar o cenário atual. “Enquanto a empresa não mostrar um nível estável de produção em seus poços, as ações vão ser bastante penalizadas. A prospecção em outras bacias que não foram adequadamente pesquisadas, como a Bacia de Santos, Espírito Santo e Pará-Maranhão, seria uma das possibilidades”, disse o relatório.
Lucas Brendler, analista de petróleo e gás da Geração Futuro, também não vê uma recuperação rápida para a petroleira de Eike. Segundo ele, houve muita frustação com relação às promessas feitas pela OGX, principalmente para o seu primeiro ano como empresa operacional. Veja, a seguir, o que de fato a OGX fez ou deixou de fazer em 2012, depois que extraiu o seu primeiro barril de petróleo:

Fim dos testes de longa duração

Assim que extraiu o seu primeiro barril de petróleo, em janeiro do ano passado, a OGX deu início aos testes de longa duração (TLD), passo necessário para emitir qualquer declaração de comercialidade. Os testes poderiam durar até o fim de junho e, de fato, a companhia de Eike conseguiu cumprir o combinado.

“Atualmente não existe nenhum TLD sendo realizado pela OGX, e os primeiros testes foram finalizados entre os meses de maio e junho do ano passado”, afirmou Brendler.

Declaração de comercialidade

Duas semanas atrás, a OGX devolveu à Agência Nacional do Petróleo (ANP) uma das concessões que tinha para explorar petróleo por problemas de prazos vencidos. Das oito áreas declaradas pela companhia para exploração, somente três tiveram os seus planos de comercialidade declarados. As três áreas estão localizadas na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro.

Segundo relatório do Itaú BBA, assinado pelos analistas Paula Kovarsky e Diego Mendes, diante de todas as dificuldades recentes enfrentadas pela OGX, as declarações de comercialidade sozinhas não representam um fator positivo. “Acreditamos que apenas a produção pode melhorar a confiança do mercado no portfólio da OGX”, afirmou o relatório.

Nenhum contrato de longo prazo firmado

Durante todo o ano de 2012, a OGX entregou cerca de 2,3 milhões de barris de petróleo a dois diferentes clientes: a Shell e a Reliance Industries, uma das maiores refinarias do mundo e maior empresa privada da Índia, mas não chegou a firmar nenhum contrato de longo prazo com as companhias.

De acordo com Brendler, da Geração Futuro, por se tratar do primeiro ano de operação da companhia, é normal certo receito das empresas de firmarem acordo de longa duração. “O mercado precisa se certificar que as encomendas serão entregues conforme o combinado”, disse o analista.

Escolhas das tecnologias

As escolhas das tecnologias mais apropriadas podem garantir maior eficiência durante a exploração do petróleo. Segundo Brendler, nem todas as tecnologias foram testadas pela OGX durante 2012, e existem ainda algumas alternativas que podem ajudar a companhia na sua exploração.

Poços secos no meio do caminho

A indústria de petróleo sempre trabalha com a possibilidade de encontrar poços secos ou sem viabilidade comercial na fase exploratória. E com a OGX não foi diferente. Durante o seu primeiro ano de produção, até setembro, a empresa de Eike havia acumulado perdas de 460 milhões de reais com os poços improdutivos.

Produção diária

A primeira projeção feita pela OGX em relação à sua produção diária contemplava de 15.000 a 20.000 barris de petróleo por dia. Na prática, a companhia nunca conseguiu cumprir a promessa feita no passado. Atualmente, a produção está estabilizada em 3.800 barris/dia, em seus três poços em operação.

“Com a entrada do terceiro poço, a produção média caiu significativamente. Se nenhuma nova tecnologia for aplicada para tentar melhorar esse desempenho, essa métrica deve perdurar por algum tempo”, afirmou Brendler.

Projeções para 2013

Para este ano, a OGX já havia prometido investir 1,2 bilhão de dólares, sendo 80% desse montante destinados para o desenvolvimento e exploração. O mercado não sabe se a companhia vai conseguir cumprir a promessa feita no ano passado, uma vez que o seu caixa está constantemente sendo colocado em xeque. "Não dá para saber como está o atual fôlego financeiro da companhia", disse o analista.

Fonte: Exame.Abril, 2013-03-26.

http://exame.abril.com.br/negocios/noticias/o-que-a-ogx-fez-de-fato-em-2012-e-o-que-ficou-devendo?page=3

ANP estima 30 bi barris de petróleo em áreas da 11ª rodada

As estimativas da Agência Nacional do Petróleo (ANP) para os blocos da margem equatorial que farão parte da 11a rodada de leilões de áreas para exploração apontam para 30 bilhões de barris de petróleo in situ, disse a superintendente da autarquia Eliane Petersohn, nesta segunda-feira.

A ANP apresentou outras previsões para áreas que serão ofertadas na rodada programada para maio desse ano em seminário técnico que está sendo realizado no Rio de Janeiro.

O petróleo in situ representa uma acumulação de petróleo em uma determinada região, em reservatórios descobertos ou de existência inferida por pesquisas, mas não significa que todo esse volume é recuperável.

A média mundial de recuperação de óleo in situ, de acordo com a ANP, varia entre 20 e 25 por cento Segundo Eliane Petersohn, projeções da agência para os blocos da bacia do Espírito Santo são de 5 bilhões de barris de petróleo in situ.

"Há uma similaridade entre essas áreas e descobertas no Golfo do México", disse a superintendente no evento.

Para a bacia do Parnaíba, as estimativas de são de 20 TCFs (trilhões pés cúbicos) de gás in situ e nas bacias maduras (Sergipe-Alagoas), 2 bilhões de metros cúbicos de gás, além de 175 milhões de barris de petróleo in situ.

"A margem africana está acontecendo (dando certo). A da Guiana também está acontecendo e a nossa também vai acontecer", afirmou e superintendente da ANP.

A diretora geral da agência, Magda Chambriard, disse no evento que a 11a rodada consolidará o regime de concessão de blocos para a exploração e produção de óleo e gás no país, e que o regime de partilha, que vai vigorar sobre áreas do pré-sal, "é uma exceção".

A rodada agendada para maio marcará a retomada dos leilões de áreas de petróleo, que não são realizadas no país desde 2008.

A ANP divulgou na semana passada o edital e o modelo de contrato da 11a rodada, oficializando a adição de 117 blocos aos 172 que já estavam previstos no pré-edital. Ao todo, serão ofertados 289 blocos em 23 setores, cobrindo 155,8 mil quilômetros quadrados, distribuídos em 11 bacias sedimentares.

Fonte: Exame.Abril, 2013-03-18.

Produção de petróleo da Petrobras cai 2% no Brasil em 2012

A produção média de petróleo da Petrobras no Brasil ficou em 1,98 milhão de barris por dia em 2012, volume 2% menor que a média do ano anterior, de 2,022 milhões de barris/dia, informou a estatal nesta segunda-feira (4) em comunicado.

— A produção de petróleo e gás natural reduziu em função do maior número de perdas operacionais e da interrupção em Frade, compensados, em parte, pela entrada em produção de novos poços e pela melhoria dos níveis de eficiência operacional na bacia de Campos.

A companhia sofreu ao longo de 2012 com paradas não programadas de produção das suas plataformas e com a queda de produtividade da bacia de Campos.

No mês de setembro a extração média de petróleo da empresa atingiu o menor volume desde 2008, em 1,843 milhão de barris/dia.

Segundo a Petrobras, nos últimos três meses de 2012 houve uma recuperação dos níveis de produção, em função da entrada em operação da FPSO (plataforma) Cidade de Anchieta, adicionando 57 mil barris diários, e aumento da eficiência na bacia de Campos decorrente do Programa de Aumento da Eficiência Operacional.

A interligação de novos poços nas plataformas P-53 (Marlim Leste), P-51 e P-56 (Marlim Sul), que adicionaram mais 31 mil barris por dia, compensaram parcialmente o encerramento do teste de longa duração de Iracema e o declínio natural de produção, segundo a estatal.

Nesta segunda-feira a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis divulgou uma queda de 5% na produção de petróleo no Brasil no mês de dezembro, que somou 2,105 milhões de barris diários (bpd) em média, ante o mesmo mês de 2011.

(Fonte: R7 Notícias, 2013-02-04).

Petrobras encontra mais indícios de petróleo em Tupi Sul

A Petrobras descobriu indícios de petróleo no poço 4-BRSA-1047-RJS, em Tupi Sul, na Bacia de Santos, e comunicou o fato na última sexta-feira (01) à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O poço tem lâmina d'água de 2.182 metros.

Em 4 de janeiro, a companhia havia comunicado ter encontrado indícios de óleo no mesmo poço. Ainda não há, nesta fase, confirmação de que o poço tenha capacidade para ser explorado comercialmente.

(Fonte: Exame.Abril, 2013-02-04).

Produção de petróleo no país cai 4,9% em dezembro, diz ANP

A produção de petróleo no Brasil em dezembro foi de 2.105 mil barris por dia, uma redução de 4,9% em relação a dezembro de 2011 e um crescimento de 2,9% na comparação com novembro de 2012, informou a Agência Nacional de Petróleo (ANP).

Já o gás natural marcou um novo recorde de produção em dezembro: 76,2 milhões de metros cúbicos por dia, superando a produção de novembro de 2012, de 73,3 MMm³/d. Houve um aumento de 6,8% na produção de gás natural em relação ao mesmo mês em 2011 e de 3,9% na comparação com o mês anterior. A queima de gás natural foi de cerca de 4,3 MMm³/d, queda de 15,2% se comparada ao mesmo mês em 2011 e de 4,7% em relação ao mês anterior.

Durante todo o ano de 2012, foram produzidos cerca de 754 milhões de barris de petróleo e 26 bilhões de metros cúbicos de gás natural, com média de produção de 2.067 Mbbl/d e 71,7 MMm³/d, respectivamente.

Em dezembro, a produção do pré-sal foi de 242,7 Mbbl/d de petróleo e 7,9 MMm³/d de gás natural, totalizando 292,5 mil barris de óleo equivalente por dia (Mboe/d), aumento de 7,5% em relação ao mês passado. O destaque, segundo a agência, foi o início de produção de um novo poço do pré-sal, 6BRSA631DBESS (Baleia Azul), com produção de 6,1 Mboe/d.

A produção de petróleo e gás natural no Brasil veio de 9.018 poços, sendo 791 marítimos e 8.227 terrestres. O campo com o maior número de poços produtores foi Carmópolis, bacia de Sergipe, com 1.106 poços, segundo a ANP.

O campo de Marlim Sul, na bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo e o segundo maior produtor de gás natural, com uma produção média de 346,3 Mboe/d. Já o campo com maior produção de gás natural foi Manati, na bacia de Camamu, com produção média de 6,3 MMm³/d. A plataforma P-56, no campo de Marlim Sul, marcou a maior produção: 143,4 Mboe/d por meio de oito poços interligados a ela, informou a agência.

(Fonte: G1.Globo, 2013-02-04).

Petrobras descobre petróleo e gás na Bacia do Solimões

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

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

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

O bloco é explorado integralmente pela Petrobras, sem parceiros.

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

ANP não confirma Pernambuco em leilão para pesquisa de petróleo

A Agência Nacional de Petróleo e Gás (ANP) e o Ministério de Minas e Energia não confirmaram a inclusão da bacia Pernambuco-Paraíba no novo leilão para a exploração de petróleo e gás. Segundo a ANP e o ministério, a alteração ainda precisa do crivo do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A Secretaria de Imprensa do Estado informou como certa, nesta última quinta (24), a inclusão dos três blocos na 11ª Rodada de Licitação, que teve pré-edital publicado no Diário Oficial da União sem qualquer menção a Pernambuco.

A documentação referente à 11ª Rodada foi divulgada no Diário Oficial desta quinta, ato que marca o início do cronograma com etapas exigidas por lei: serão 10 dias com pré-edital em consulta pública na internet, uma audiência pública no próximo dia 19 e, finalmente, o leilão em maio.

No início da tarde da quinta, o Secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins Almeida, divulgou a ampliação da 11ª Rodada de licitação com o aumento de blocos exploratórios de petróleo e gás de 172 para 289.

O governo estadual se antecipou e divulgou que a bacia Pernambuco-Paraíba já teria sido incluída no pacote. Na nota do Estado, única fonte de informações usada pela maior parte da imprensa local ontem, a inclusão já seria fato consumado e se deu porque a presidente Dilma atendeu a uma solicitação direta do governador Eduardo Campos na semana passada.

“O governador lembrava o fato de tanto Pernambuco quanto a Paraíba não terem sido incluídos nos últimos leilões das bacias em exploração no Nordeste, apesar do ‘alto potencial produtivo’ detectado em estudos técnicos”, diz a nota do governo.

No entanto, tanto o Ministério de Minas e Energia quanto a ANP ressalvam que a inclusão das novas áreas – entre elas a bacia Pernambuco-Paraíba – dependem da aprovação do CNPE. A ANP inclusive evitou responder questionamentos sobre os três novos blocos pela incerteza da inclusão deles na nova rodada.

“As novas áreas ainda precisam ser aprovadas pelo Conselho Nacional de Política Energética. Apenas após essa aprovação e a publicação no Diário Oficial poderemos ter as respostas solicitadas”, respondeu ao JC a ANP.

PETROGAL
A ansiedade pernambucana em torno da bacia Pernambuco-Paraíba é grande porque há fortes indícios de potencial produtivo na área. Em 2007, o consórcio Petrobras e Petrogal (braço da petrolífera portuguesa Galp) arremataram três blocos na bacia pernambucana. O prazo para a primeira fase de exploração e pesquisa é de 5 anos e se encerra dentro de dois meses. Até lá, o consórcio precisa decidir se vai em frente no processo exploratório e seguirá para segunda etapa, que é de extração. A ANP foi questionada ontem sobre um eventual pedido de perfuração dos blocos pela Petrobras e Petrogal, mas não respondeu sobre o assunto.

O consórcio arrematou os três blocos na 9ª Rodada da ANP e contratou a empresa norte-americana CGGVeritas para realizar uma pesquisa sísmica com tecnologia 3D, uma espécie de ultrassonografia do subsolo marinho que permite localizar estruturas favoráveis à acumulação de petróleo e gás.

O trabalho foi executado entre novembro de 2009 e fevereiro de 2010. Até agora não há informação sobre a existência de petróleo na região ou, mesmo em caso positivo, sobre se há viabilidade financeira para produção de petróleo na costa pernambucana.

Fonte: JC Online/Portogente, 2013-01-28). 

Rodada de licitação de petróleo terá 289 blocos

O secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Almeida, disse ontem que a 11ª rodada de licitação de blocos exploratórios de petróleo e gás contará com o total de 155 mil quilômetros quadrados (km2), com 289 blocos. Segundo ele, o acréscimo de áreas ocorreu a pedido da presidente Dilma Rousseff. A rodada, marcada para os dias 14 e 15 de maio, passará a contar com mais 117 blocos, além dos 172 já anunciados no início do mês. Parte dos novos blocos virá, segundo Almeida, da 8ª rodada, que foi cancelada. A decisão ainda passará pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que se reunirá até 10 de fevereiro.

Almeida informou que a primeira rodada de licitação de blocos exploratórios na região das reservas de pré-sal, sob o novo regime de partilha, está prevista para ocorrer nos dias 28 e 29 de novembro. Segundo ele, os detalhes dessa licitação ainda serão definidos e passarão pela aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Ele disse ainda que a rodada para áreas com potencial de exploração de gás não convencional está prevista para os dias 11 e 12 de dezembro.

Ontem, a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Magda Chambriard, informou que ainda não está definido se o gigantesco campo de Libra, no pré-sal da bacia de Santos, será oferecido no primeiro leilão de áreas para exploração no regime de partilha de produção. O que está decidido é que o pré-sal terá mais de uma área em oferta no dias 28 e 29 de novembro.

Segundo Helder Queiroz, diretor da ANP responsável pela definição dos blocos que serão oferecidos, a agência já tem pronto cerca de 90% do modelo de contrato de partilha, que terá a Petrobras sempre como operadora, com participação mínima de 30%. Entre os blocos que foram adicionados à 11ª rodada, seis estão em águas profundas da bacia do Espírito Santo e 36 estão na bacia Tucano Sul.

(Fonte: Valor Econômico/Rafael Bitencourt e Cláudia Schüffner | De Brasília e do Rio citado por Revista Portos e Navios, 2013-01-24).

ANP divulga pré-edital da 11ª rodada de licitações de petróleo e gás

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou na tarde desta quinta-feira (24) em sua página da internet o pré-edital e a minuta do contrato de concessão da 11ª rodada de licitações para exploração de petróleo e gás. O pré-edital foi publicado nesta quinta no Diário Oficial da União.

Segundo a minuta do pré-edital, a licitação visa a conceder contratos de concessão para exploração e produção de petróleo e gás natural em 172 blocos com risco exploratório, localizados em 17 setores de nove bacias sedimentares brasileiras: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas.

Segundo o pré-edital serão ofertados blocos em bacias de novas fronteiras tecnológicas para atrair investimentos para regiões ainda pouco conhecidas geologicamente; e blocos em bacias maduras, visando a oferecer oportunidades e aumentar a participação de empresas de pequeno e médio porte na exploração e produção de petróleo e gás natural em bacias densamente exploradas, permitindo a continuidade das atividades nas regiões onde têm grande papel socioeconômico.

A minuta do contrato faz parte do pré-edital, que ficará em consulta pública pelo prazo de dez dias contatos a partir de sexta-feira (25). A audiência pública da rodada será no dia 19 de fevereiro, no auditório da Escola Superior de Guerra, no Rio de Janeiro, a partir das 9h, informou a ANP.

Na quarta-feira (23), o secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antonio Martins Almeida, disse que o governo espera arrecadar até R$ 10 bilhões com a 11ª rodada.

No dia 17, a diretora da agência, Magda Chambriard, confirmou a realização de uma rodada de leilões para exploração de gás em terra em 2013. Segundo disse, as reservas brasileiras de xisto são importantes demais para serem desprezadas. Magda disse que a realização do leilão foi um pedido da presidente Dilma Rousseff. A executiva também falou sobre a mistura de etanol na gasolina. Segundo reiteirou Magda, o aumento de percentual, dos atuais 20% para 25%, poderá acontecer em abril.

(Fonte: Globo G1, 2013-01-24).

ANP quer pequenas e médias empresas na produção de petróleo

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou minuta do projeto de resolução, que ainda deverá ser submetida ao crivo da presidente Dilma Rousseff, que institui uma política pública para pequenas e médias empresas de petróleo. Entre as medidas está a oferta permanente de áreas em bacias maduras. Durante seis meses a Agência Nacional de Petróleo (ANP) receberá manifestações de interesse por essa áreas e ao final do período abrirá licitação.

“Considero a aprovação dessas medidas um acontecimento de extrema importância para o setor. Foi também uma vitória da ANP”, afirmou o diretor-geral da agência reguladora, Haroldo Lima, logo após participar da reunião do CNPE, ocorrida em Brasília. Durante a reunião também foi aprovada a constituição de um comitê técnico que será coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e um grupo de trabalho formado pela ANP, MME e Petrobras. O comitê técnico fará um acompanhamento do desenvolvimento tecnológico do setor, enquanto o grupo de trabalho discutirá quais áreas serão licitadas. O projeto de resolução do CNPE também prevê acesso a linhas de financiamento para pequenas e médias empresas que desejam investir na exploração de óleo e gás. Além disso, de forma que as pequenas e médias empresas também possam se beneficiar com uma linha especial de equipamentos, foi aprovada a adequação do Repetro, que é um regime especial aduaneiro voltado para o setor de petróleo e gás. A ANP também fará um contrato de concessão para pequenas e médias empresas. (Fonte: Vermelho, 2011-04-29).

Crise do álcool reacende debate sobre estoques

A entressafra de cana mais crítica dos últimos anos trouxe de volta o debate sobre medidas para reduzir as altas e baixas de preço do etanol.

Mais do que isso, ela resultou em mudanças na regulação desse mercado, com a decisão do governo, na semana passada, de dar ao álcool caráter de combustível e, assim, colocá-lo sob fiscalização da ANP (Agência Nacional do Petróleo).

"Isso poderá criar chances para um pleito antigo do setor, que é a criação de estoques estratégicos do etanol", afirmou o diretor-presidente da CBAA (Companhia Brasileira de Açúcar e Álcool), José Pessoa de Queiroz Bisneto.

Além do clima, especialistas consideram que a diferença no preço do etanol praticada entre safra e entressafra se deva também à falta de programação das vendas.

"A comercialização inteira de álcool é no mercado "spot" (à vista), o que é problema. A responsabilidade de estoques fica diluída", disse Plínio Nastari, presidente da consultoria Datagro.

Apesar da ausência de um "responsável" pelos estoques, o decreto nº 238, assinado por Fernando Collor em 1991, estabelece reservas estratégicas e estoques de operação -nunca implantados.

"Quando o setor tentou fazer [estoques], os órgãos de defesa do consumidor alegaram cartel, não evoluiu", disse Antonio de Pádua Rodrigues, diretor da Unica (associação dos produtores). (Fonte: O Documento - Folha Online, 2011-05-01).

Maior feira mundial de petróleo reúne 33 empresas brasileiras

Pela 12ª edição consecutiva, o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP) organizam o Pavilhão Brasil da maior feira mundial de petróleo offshore, a OTC - Offshore Technology Conference . Neste ano, o evento será realizado entre os dias 2 e 5 de maio e receberá uma delegação com 33 empresas expositoras no Pavilhão Brasileiro, sendo que 18 delas participam pelo terceiro ano consecutivo.

O objetivo do Pavilhão Brasil, integrante do Projeto Oil Brazil - que conta com o financiamento da Agência Brasileira de Promoção de exportações e Investimentos (Apex) e coordenação da ONIP, é o de incrementar exportações e dar maior visibilidade aos fornecedores nacionais de bens e serviços. A OTC 2011, mais uma vez, será promovida na cidade de Houston, Texas, reunindo mais de dois mil expositores de mais de 110 países. A estimativa é de receber cerca de 60 mil visitantes. A delegação brasileira é composta pelas seguintes empresas: Altona; Altus; Automind; Chemtech; Coester; Device; FAP; Flexomarine; Grupo GP; Grupo IFM; Jaraguá; Keppel Fels; Kromav; LabOceano; Lupatech; MCS; Maxen; Metroval; Oceânica; Orteng; Poland; Protubo; Radix; Sacor; Schulz; Stemac; Subsin; T&B; Tomé Engenharia; Usiminas; Vanasa; WBS e WEG.

Além das empresas, estarão presentes no Pavilhão Brasileiro a ABEMI - Associação Brasileira de Engenharia Industrial, a ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis e Rio Negócios, Agência oficial da cidade do Rio de Janeiro responsável por atrair novos investimentos. (Fonte: Revista Fator, 2011-05-03).

Produção brasileira de petróleo sobe 6,3% em janeiro

A produção brasileira de petróleo cresceu 6,3% em janeiro na comparação com o mesmo mês do ano passado, informou a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) nesta quarta-feira (2). O boletim da estatal mostra que a produção atingiu a marca de 2,122 milhões de barris por dia no primeiro mês do ano.

Por outro lado, na comparação com dezembro a produção de petróleo do mês passado recuou cerca de 2,65%. Já a produção de gás natural aumentou 13,2% em janeiro na comparação com o mesmo mês de 2010, segundo a ANP. No mês passado, o Brasil extraiu 66 milhões de metros cúbicos por dia. Assim como o petróleo, a produção de gás caiu 4,3% na comparação com dezembro de 2010. A soma da produção de petróleo e gás natural ficou em torno de 2,539 milhões barris de óleo por dia. Em janeiro de 2011, 23 empresas atuaram na produção nacional de petróleo, com 301 permissões de exploração, sendo 75 concessões marítimas e 226 terrestres.

Pré-sal

A produção do pré-sal em janeiro foi de 71,7 mil barris por dia de petróleo e 2,527 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural. O volume supera em cerca de 5% a produção de dezembro de 2010, que foi de 68,3 mil barris por dia de petróleo e 2,402 milhões de metros cúbicos diários de gás natural.

Queima de gás

A ANP informou ainda que as empresas que extraem gás natural reduziram em cerca de 12,4% a queima do produto em janeiro na relação com o mesmo mês de 2010. Na comparação a dezembro do ano passado, a queda foi um pouco menor, de 8,3%.


Principais campos produtores
Entre os 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural no Brasil, dois são operados por empresas estrangeiras - Frade/Chevron e Ostra/Shell. A Petrobras, no entanto, opera a maior parte dos campos de petróleo e gás natural brasileiros, com quase 93% do total.
(Fonte: Notícias R7, 2011-03-02).

Shell encontra petróleo em poço na Bacia de Santos

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

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

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

Produção de petróleo bateu recorde

A produção de petróleo no Brasil estabeleceu novo recorde em Agosto, com 2,078 milhões de barris diários, anunciou, na quinta-feira, em comunicado, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bio Combustíveis (ANP). O documento refere que, desta forma, foi ultrapassado o recorde anterior, estabelecido em Abril, de 2,077 milhões de barris.

A ANP revelou que vai passar a divulgar mensalmente, na última semana, os dados da produção de petróleo e gás no país e o volume por empresa. A Petrobras passa a saber, assim, qual volume de produção dos parceiros minoritários nos campos onde que ela opera, mas continua mas sem dispor dos dados nos campos em que a sua participação é menor, como são os casos de Ostra (Shell) e Frade (Chevron). “O novo recorde reflecte o trabalho que vem sendo feito ao longo dos anos”, sublinhou o director da ANP, Victor Martins, durante a Rio Oil & Gas.

Com os blocos que já foram vendidos, disse, a produção de empresas privadas no país deve aumentar nos próximos quatro anos. Em Agosto, por exemplo, a Petrobras respondeu por quase 92 por cento da produção, com 1,898 milhão de barris diários. Neste número não foram contabilizados os barris obtidos em parcerias em que a empresa estatal não é a operadora. A produção de gás natural ficou em 60,8 milhões de metros cúbicos. O estudo da ANP lembra que o Brasil tinha, em Agosto, 294 concessões em produção, 75 das quais, marítimas. A bacia de Campos continua a ser o principal pólo produtor, com 1,765 milhão de barris de petróleo em Agosto, equivalente a 84,9 por cento, seguida da do Espírito Santo, com 36,6 mil barris diários, 3,3 por cento.

(Fonte: Jornal de Angola-Sapo, 2010-09-19).

Sinopec e Cnooc estão interessadas em ativos da OGX

Duas companhias de petróleo da China estão interessadas em comprar ativos da brasileira OGX, do empresário Eike Batista. Segundo fontes que acompanham as negociações, a transação pode alcançar US$ 7 bilhões.

As empresas interessadas são a China Petrochemical Corp. (Sinopec), que está sendo assessorada pelo Morgan Stanley, e a China National Offshore Oil Corp. (Cnooc), assistida pelo Bank of America Merrill Lynch.

Eike Batista já afirmou por diversas vezes neste ano que pretende vender entre 20% e 30% dos ativos da OGX, uma operação conhecida no mercado de petróleo como "farm out".

No dia 12 de agosto, o Conselho de Administração da OGX aprovou a cisão parcial da companhia, com a criação da OGX Campos, que terá participação de 30% nos blocos de exploração da empresa na Bacia de Campos.

A operação foi interpretada pelo mercado como preparativo para a futura venda da OGX Campos para empresas estrangeiras. A cisão ainda será submetida à aprovação de assembleia geral de acionista e da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Por volta de 15h40, as ações da OGX subiam 0,35%, para R$ 19,95.

(Fonte: O Globo/Globo, 2010-09-10).

Brasil se tornará exportador líquido de petróleo em 2011, diz AIE

O Brasil se tornará exportador líquido de petróleo em 2011, afirma a Agência Internacional de Energia (AIE), no relatório mensal sobre o setor. A entidade estima que a produção brasileira de óleo crescerá de 2,2 milhões de barris por dia em 2010 para 2,4 milhões de barris por dia no próximo ano.

"(2011) será o primeiro ano do Brasil como exportador líquido de petróleo, embora volumes mais significativos só devam ficar disponíveis para o mercado mundial nos anos seguintes", diz o relatório.

A agência nota que a produção de Tupi avançará até o fim deste ano, saindo do atual estágio de piloto, com 20 mil barris diários, para a próxima fase, com 100 mil barris diários. Trata-se do primeiro desenvolvimento em larga escala do pré-sal. Em junho, os campos de Uruguá e Cachalote iniciaram produção com capacidade de 35 mil e 100 mil barris por dia, respectivamente.

Na avaliação da AIE, ainda não está claro qual será o impacto da interrupção da produção da P-33, na Bacia de Campos, e das reclamações dos trabalhadores sobre questões de segurança.

"Greve e protestos dos funcionários realçaram preocupações com a segurança das plataformas mais velhas e o sindicato vem, desde então, pedindo a suspensão do trabalho em outros locais, incluindo a P-31 e a P-35."

As atividades da P-33 foram suspensas, em meados de agosto, pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Segundo a Petrobras, antes da interrupção a plataforma registrava produção de 19 mil barris diários, bem abaixo da capacidade de 60 mil. O Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense alega problemas em pelo menos outras quatro plataformas na Bacia de Campos. (Fonte: Estadão/Agência Estado, 2010-09-10).

Pré-sal: governo fará primeiro leilão no início de 2011

O governo federal pretende realizar no início do próximo ano o primeiro leilão de um bloco no pré-sal, sob o novo regime de partilha da produção. A previsão foi feita pelo diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, que destacou que a ideia é oferecer no leilão a área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, mostra reportagem de Ramona Ordoñez, publicada pelo GLOBO neste domingo.

Libra está localizada a 35 quilômetros da área de Franco, que teve parte das reservas (três bilhões de barris) cedida para a exploração pela Petrobras no regime de cessão onerosa. Em Libra, a ANP está atualmente perfurando um poço, que deverá ser concluído até o próximo mês, para delimitar suas reservas.

Na entrevista ao GLOBO, Haroldo Lima disse que, por uma questão estratégica, a área de Libra não fez parte das reservas de petróleo concedidas à Petrobras para a exploração pela cessão onerosa (cinco bilhões de barris). Isso porque Libra, segundo o executivo, deverá ser o maior campo já descoberto no país, superando as reservas de Tupi (estimadas em até oito bilhões de barris) e de Franco (estimadas em 5,4 bilhões). Lima não quis fazer previsões, mas técnicos da própria ANP admitem que Libra deverá ter, no mínimo, sete bilhões de barris de petróleo em reservas.

O executivo confirmou que a ANP se prepara para realizar o primeiro leilão do pré-sal com a oferta da área de Libra no início do próximo ano. A documentação sobre o leilão de Libra já está praticamente pronta para ser encaminhada para a aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em novembro. Mas isso só será possível, segundo Lima, se a candidata do PT, Dilma Rousseff, vencer as eleições presidenciais já no primeiro turno. Dessa forma, em novembro, o Congresso poderia aprovar a nova regulamentação que cria o sistema de partilha, permitindo a realização do leilão nos primeiros meses de 2011.

(Fonte: O Globo - Globo, 2010-09-04).

Segundo ANP, Petrobras foi pessimista na estimativa para Franco

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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