Petrobras assina contrato de construção de mais duas plataformas para o pré-sal

A produção de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos, nos campos de Franco e Franco do Sul, ganhará duas plataformas que agregarão, quando estiverem em plena operação, mais 300 mil barris de petróleo e 14 milhões de metros cúbicos gás natural, diariamente, à produção nacional.

Os contratos para a construção das plataformas foram assinados hoje (11) pela Petrobras em cerimônias ocorridas no Rio de Janeiro e no Rio Grande do Sul. A construção e a integração dos módulos da P-74 e da P-76 irão gerar cerca de 4.500 empregos diretos e indiretos nas regiões de São José do Norte (RS) e Pontal do Paraná (PR), onde estão os estaleiros que executarão os serviços.

A Petrobras informou que, para a construção dos módulos das plataformas, os contratos estipulam um índice de conteúdo local de 65% nos serviços de construção e montagem; 65% nos serviços de engenharia de detalhamento, 65% nos serviços de gerenciamento e de 71% para o fornecimento de materiais. A instalação e a integração dos módulos no casco também terão conteúdo local de 65%.

O prazo contratual total é 42 meses. A produção de petróleo da P-74 está prevista para o segundo semestre de 2016, e a da P-76, para o segundo semestre de 2017.

 

Fonte: Jornal do Brasil/Agência Brasil, 2013-04-11.

http://www.jb.com.br/economia/noticias/2013/04/11/petrobras-assina-contrato-de-construcao-de-mais-duas-plataformas-para-o-pre-sal/

Shell inicia produção em sua 2a área de petróleo e gás no Brasil

A Shell começou a produzir em sua segunda área de petróleo e gás natural no Brasil, agora no Parque das Conchas (antigo BC-10), cujo pico de produção diária será atingido no início de 2010.

Segundo a assessoria da Shell, a plataforma flutuante instalada para receber os quatro campos da região, a FPSO Espírito Santo, tem capacidade para produzir 100 mil barris diários e 1,42 milhão de metros cúbicos de gás natural, além de estocar 1,5 milhão de barris de petróleo.
Ainda não está definido, no entanto, quanto será alcançado no pico de produção, segundo um assessor da Shell.

A empresa já produz entre 30 e 40 mil barris de petróleo nos campos de Bijupirá-Salema, também na bacia de Campos, que são integralmente exportados.

Segundo a companhia, o novo projeto inaugura no Brasil o uso de tecnologia que separa o gás natural do petróleo no fundo do mar -os produtos são levados por dutos diferentes até a FPSO.

O óleo descoberto no local é de baixa qualidade, entre 16 e 24 graus API, e segundo a Shell foi necessário o desenvolvimento de uma tecnologia complexa para sua extração.

Ao todo são quatro campos que serão explorados -Abalone, Ostra e Argonauta B-West, na primeira fase, e Argonauta O-North, na segunda fase.

Os campos de óleo pesado ficam a 110 quilômetros da costa do Espírito Santo e a quase dois quilômetros de profundidade na bacia de Campos.

"A Shell executou uma série de novas e avançadas tecnologias para fazer frente aos diversos desafios do projeto, entre eles a profundidade da água e a viscosidade do óleo", declarou a companhia em nota (Fonte: O Globo - Globo /Reuters - Brasil Online, 2009-07-13).

Problema técnico paralisa produção em Tupi por 4 meses

Problemas técnicos em um parafuso do equipamento que controla a pressão e vazão do poço submarino do bloco de Tupi, com reservas de petróleo estimadas de 5 bilhões a 8 bilhões de barris, suspenderam a produção de petróleo na área do pré-sal da Bacia de Santos. Segundo a Petrobras, a troca do equipamento deverá levar de três a quatro meses, o que pode comprometer o início da produção comercial da área, previsto para o quarto trimestre de 2010.

Segundo a estatal petrolífera, o problema foi detectado "nos parafusos de fixação da Árvore de Natal Molhada (conjunto de válvulas, colocado sobre o solo oceânico para controlar o fluxo de produção de um poço submarino)". Esse equipamento fica na saída do poço exploratório. Por medida de segurança, a companhia decidiu trocar todo o equipamento e não somente os parafusos com problemas.

Em comunicado, a estatal destacou que o problema não está relacionado com aspectos de produção do campo ou de tecnologia e não tem impacto no desenvolvimento do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos. Na quinta-feira passada (dia 2), a companhia divulgou o início do refino do óleo retirado de Tupi, considerado de melhor qualidade do que o petróleo da Bacia de Campos.

Segundo especialistas de outras empresas, que preferiram não se identificar, se a Petrobrás tivesse no local outra árvore de natal molhada e uma sonda disponível para efetuar a substituição, a operação poderia ser feita em cerca de três dias. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo (Fonte: Abril / Agência Estado, 2009-07-07).

Crise facilita contratação de sondas para o pré-sal

A crise econômica mundial começa a contribuir para que a Petrobrás contorne dois grandes obstáculos em relação ao pré-sal: a escassez de equipamentos e o alto custo das encomendas para o setor. Segundo o gerente executivo da estatal para o pré-sal, José Formigli, a empresa já identificou novas oportunidades para contratar sondas de perfuração a custos cerca de 30% menores. Além disso, a queda no preço do aço deve ter efeito positivo na cadeia de suprimento.

A falta de sondas no mercado externo levou a companhia a pedir à Agência Nacional do Petróleo (ANP) extensão de prazos exploratórios do pré-sal. O pedido foi negado, detonando uma busca por equipamentos que, segundo Formigli, vem tendo sucesso. Ele disse que a companhia já negocia a contratação de novas unidades para início de operações no curto prazo. O número de novas sondas, afirmou, vai depender do custo.

Nesse aspecto, porém, Formigli é otimista. Segundo ele, a redução de custos já vem sendo percebida em conversa com donos de sondas disponíveis. Para as próximas unidades, haverá ainda efeito positivo da redução do preço do aço, que chega a 40% no mercado internacional.

"Os projetos precisam suportar os preços de robustez em torno dos US$ 45 por barril. Se não suportar isso, não serão tocados. Esse é um recado para a cadeia, que tem de se adaptar à variação de preços."

Em entrevista após a abertura da feira Brasil Offshore, ele citou como exemplo da estratégia a renegociação das encomendas das plataformas P-55, P-57, P-61 e P-63, que tinham preços acima do estimado pela empresa.

A companhia negocia ainda com a Exxon a permanência, no Brasil, da West Polaris, que finaliza a perfuração de um poço no pré-sal de Santos em bloco operado pela multinacional. Formigli disse que a idéia é usar a unidade para novos poços em concessões operadas pela estatal brasileira.

Acordo semelhante foi feito com a Repsol, que liberou a sonda Stena Drill Max para uso da Petrobrás no bloco BM-S-9, onde estão as descobertas de Carioca e Guará.

Ao mesmo tempo em que negocia as sondas, a estatal quer garantir o licenciamento de testes de longa duração (TLDs) no pré-sal, semelhantes ao que vem sendo executado em Tupi. A empresa pediu ao Ibama a avaliação de licenças de até 18 TLDs até 2010. Segundo Formigli, o plano inclui testes previstos e contingentes - estes só serão feitos se a estatal achar que há necessidade de complementar estudos de reservatórios.

MARCO REGULATÓRIO

O presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), João Carlos de Luca, cobrou do governo agilidade na definição de novo marco regulatório para o setor, para garantir a retomada das licitações de áreas marítimas ainda este ano. Apesar de voltar a defender a manutenção do modelo, De Luca afirmou que, no momento, o mais importante é a definição das regras, qualquer que seja a alternativa proposta pelo governo (Fonte: Último Segundo - IG / Agência Estado, 2009-06-17).

Petrobras colocará 19 sistemas em operação

Petrobras pretende dar um salto na produção de petróleo e gás no Brasil com a entrada em operação dos novos sistemas de produção no pré-sal. Entre 2015 e 2020, a estatal planeja colocar em funcionamento 19 sistemas (que incluem plataformas flutuantes de produção e armazenagem além de linhas flexíveis para transferência do óleo) na região, para elevar a produção diária de petróleo (sem incluir gás) de 2,98 milhões de barris por dia em 2014 para 3,92 milhões de barris em 2020. Nesse período, a companhia vai aumentar o número de plataformas de produção de 132 - hoje são 117 - para 168.

De acordo com dados de um documento a que o Valor Online teve acesso, a produção agregada de óleo e gás deverá dar um salto de 3,68 milhões de barris diários de óleo equivalente (medida que inclui petróleo e gás) em 2014, para 5,10 milhões de barris equivalentes em 2020. Para 2015, a Petrobras prevê a produção de 3,34 milhões de barris/dia de petróleo e 4,14 milhões de barris/dia de óleo equivalente, volume que sobe para 3,60 milhões de barris/dia de petróleo e 4,48 milhões de barris/dia equivalentes em 2016. Para 2017, a expectativa da empresa é produzir 3,74 milhões de barris de petróleo diários e 4,70 milhões de barris diários de óleo equivalente, volume que salta para 3,83 milhões de barris/dia de petróleo e 4,83 milhões de barris/dia de óleo equivalente em 2018 e para 3,90 milhões de barris/dia de óleo e 5,08 milhões de barris/dia de óleo equivalente em 2019.

Para 2015 estão previstos quatro sistemas de produção no pré-sal, além de uma plataforma do tipo FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) para produzir óleo pesado no campo de Siri, na Bacia de Campos; e da plataforma do campo de Papa-Terra, também na Bacia de Campos.

No ano seguinte, a estatal planeja colocar em operação outros quatro sistemas no pré-sal. Previsto para entrar em operação em 2018, o campo de Júpiter - no pré-sal da Bacia de Santos e com expectativa de reservas gigantescas de gás natural - vai permitir o aumento da participação do gás na produção total da Petrobras no país. Mas não vai afetar tanto a oferta do insumo ao mercado nacional, pelo menos no início da produção.

A Petrobras planeja disponibilizar 71 milhões de metros cúbicos/dia de gás entre 2011 e 2015. O volume vai a 75 milhões de metros cúbicos/dia em 2016, para 80 milhões metros cúbicos/dia em 2017 e permanece nesse patamar até 2020.

O que se vê nas projeções da estatal é que a importância do gás cresce, acelerando o movimento a partir de 2018, com o início da produção de Júpiter. Em 2017, a expectativa da Petrobras é de que o petróleo responda por 79,57% da produção nacional de hidrocarbonetos, patamar que cairá, segundo as projeções contidas no documento, para 76,86% em 2020. Em 2009, a Petrobras espera produzir 2,05 milhões de barris diários de petróleo no país, volume que aumenta quando acrescido o gás natural para 2,51 milhões de barris de óleo equivalente. Em termos percentuais, a estatal prevê que a produção de óleo responda por 81,67% do total retirado dos campos em território nacional.

Conforme o documento, para manter uma relação entre reserva e produção de 15 anos - tempo que levaria para consumir todas as reservas caso a produção se mantivesse e não houvesse novas apropriações ou descobertas - será necessário elevar as reservas provadas dos atuais 14,1 bilhões de barris de óleo equivalente para 27,9 bilhões de óleo equivalente. Para que isso aconteça, a Petrobras terá que descobrir e apropriar 30,9 bilhões de barris de óleo equivalente em reservas nos próximos 11 anos. Entre 2009 e 2020, a expectativa da estatal é produzir 17,1 bilhões de barris de óleo equivalente (Fonte: Em Sergipe - Globo / Folha Online, 2009-02-07).

Petrobras vai licitar seis plataformas

A Petrobras vai lançar editais de licitação ainda neste ano para a contratação de seis novas plataformas de produção de petróleo e gás e outras 28 de sondas de prospecção, todas no Brasil. A estatal não informou, porém, o valor a ser investido.

Entre as seis, estão duas que vão antecipar a produção dos campos de Guará e Iara, no pré-sal da bacia de Santos. A Petrobras não descarta cancelar licitações se os valores pedidos não se ajustarem à nova realidade da cotação do petróleo (Fonte: Gazeta Mercantil / Folha de São Paulo, 2009-02-05).

Petrobras é lider mundial em encomendas de plataformas

A Petrobras é a líder em encomendas de plataformas de exploração e produção no mercado mundial de petróleo para os próximos cinco anos, aponta estudo divulgado pela consultoria britânica Douglas Westwood, durante a Offshore Technology Conference, em Houston, Texas (EUA).De acordo com o estudo, são contabilizadas 13 unidades da estatal por serem encomendadas, além das plataformas que ainda poderão ser incluídas na revisão do seu planejamento estratégico previsto para ser feito em maio. Em seguida estão a francesa Total, a americana Chevron, a anglo-holandesa Shell e a britânica BP.No total, a consultoria estima que os investimentos em todo o mundo até 2011 serão de US$ 38 bilhões na construção de 120 sistemas flutuantes de produção, sendo que 70% destinados a áreas com profundidade superior a 500 metros de lâmina d´água. De acordo com a Douglas Westwood, do total de investimentos, caberia ao Brasil US$ 9 bilhões na instalação dessas plataformas, pouco menos do que em todo o território africano (US$ 9,6 bilhões). Na Ásia, os investimentos serão de US$ 6,3 bilhões.Segundo um especialista do setor, porém as estimativas são de que, no Brasil, o volume de investimentos supere os US$ 12 bilhões, apenas com encomendas da Petrobras e sem considerar a entrada de empresas estrangeiras no setor, como as unidades que estão sendo construídas pela Chevron e pela Shell, por exemplo. (Agência Estado)

Plataforma no Brasil com 65% de conteúdo local

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