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

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/

Reservas de gás natural e carvão podem tornar Moçambique referência mundial

As reservas de gás natural e de carvão podem tornar Moçambique numa das referências mundiais do setor energético nos próximos 10 anos, atingindo, nesse período, um PIB igual ou superior ao de Angola, estimou hoje a consultora SPTEC Advisory.


A consultora da área da indústria do petróleo e do gás natural em África e no Médio Oriente, que prepara uma conferência sobre o tema para maio em Maputo, lembra que, em 2012, os operadores em Moçambique anunciaram descobertas de gás natural de mais de 100 triliões de pés cúbicos (2.900 biliões de metros cúbicos), rondando as reservas de carvão as 23.000 milhões de toneladas.


"Moçambique tem hoje reservas de gás suficientes para fornecer a Alemanha e a França durante cerca de 20 anos e as reservas de carvão podem abastecer, ao ritmo atual, o mercado da União Europeia durante cerca de 25 anos", afirma Roger Carvalho, presidente executivo da SPTEC Advisory.

(Fonte, Visão.Sapo, 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).

Sonangol inicia produção de petróleo em três poços no offshore angolano

A petrolífera angolana Sonangol anunciou nesta quinta-feira o início da produção petrolífera em três poços do Bloco 31 do offshore angolano, em que prevê atingir a produção diária de 70 mil barris.

Em comunicado, a empresa refere que o Bloco 31, situado em águas ultra-profundas, é operado conjuntamente pela Sonangol Pesquisa e Produção (20%) e pela britânica BP (26,37%), e os direitos de exploração estão atribuídos a um consórcio que integra a Sonangol (25%), a norueguesa Statoil (13,33%), a norte-americana Marathon (10%) e a empresa sino-angolana China Sonangol (5%).

A extracção de petróleo começou a ser feita em três poços do campo Plutão, que faz parte do Projecto PSVM (Plutão, Saturno, Vénus e Marte).

Segundo o comunicado da Sonangol, o Projecto PSVM deverá atingir uma produção máxima diária de 150 mil barris de petróleo, com a entrada em produção dos restantes campos: Saturno e Vénus em 2013, e Marte em 2014.

A produção do “PSVM” é feita através de uma Unidade Flutuante de Armazenamento e Descarga, com uma capacidade de armazenamento de 1,6 milhões de barris de petróleo, a primeira a operar em águas ultra-profundas em Angola, destaca o documento.

A Sonangol refere ainda no comunicado que 40 poços produtores e de injecção de água e gás submarinos serão ligados àquela Unidade Flutuante de Armazenamento através de 15 colectores e equipamentos associados.

Angola é o segundo maior produtor de petróleo do continente africano, a seguir à Nigéria.

(Fonte: Publico P Economia, 2013-01-31).

Petróleo e minério lideram crescimento da economia brasileira em 2010

A indústria extrativa liderou o crescimento da economia em 2010, com avanço de 15,7%. Composta basicamente pelos segmentos de minério de ferro e petróleo, a indústria extrativa foi beneficiada pela expansão da demanda por commodities no mundo. De acordo com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), a maior parte deste crescimento reflete as exportações de minério de ferro. A Vale produziu no ano passado cerca de 300 milhões de toneladas de minério de ferro. A Petrobras, por sua vez, extraiu por dia cerca de 2,1 milhões de barris de óleo no período.

A construção civil foi a segunda maior alta em 2010, com crescimento de 11,6% no ano passado. De acordo com o coordenador das Contas Nacionais, Roberto Olinto, a expansão foi impulsionada pelo aumento do crédito, de 31%. O emprego no setor, por sua vez, aumentou 5,8%. O comércio apresentou a terceira maior taxa (10,7%) do PIB, favorecido pela demanda aquecida das famílias. O consumo dos brasileiros voltou a crescer com mais força no final do ano, segundo mostra o detalhamento do PIB divulgado nesta quinta-feira. O gasto das famílias cresceu 2,5% entre o terceiro e quarto trimestre. No ano, a demanda avançou 7%. Também na faixa de dois dígitos, o crescimento dos serviços de intermediação financeira foi um dos destaques do PIB em 2010. Motivado pelo crédito e outras atividades bancárias, o segmento cresceu 10,7%. A indústria de transformação, com a alta de 9,7%, transportes (8,9%) e distribuição de eletricidade (7,8%) também cresceram acima da média do PIB (7,5%). Todos os subsetores investigados pelo IBGE cresceram no ano passado. Agropecuária (6,5%), serviços de informação (3,8%) ficaram abaixo da média.
(Fonte: Economia - IG, 2011-03-03).

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).

As expectativas em relação ao etanol no Brasil

A alta do etanol começa a atacar o bolso do consumidor brasileiro. De maio até agora, o salto dos preços do produtor às distribuidoras foi de 36,8%.

Pouco a pouco, essa esticada vai chegando às bombas dos postos de combustível. Somente nas últimas quatro semanas, os preços médios do etanol hidratado subiram 6,2% no País, apontam os levantamentos da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Desta vez, esse aumento não deve desaparecer em abril de 2011, quando recomeça a safra de cana. Deve persistir durante todo o ano. O presidente da Datagro Consultoria, Plínio Nastari, adverte que, na média, os preços serão mais altos do que os praticados em 2008 e 2009, podendo atingir o nível de R$ 1,80 por litro na entressafra.

A explicação para essa disparada está na expectativa de oferta de cana em 2011. Após quase uma década de expansão, o setor sucroalcooleiro enfrentará no ano que vem os efeitos da pisada nos freios acontecida ao longo de 2009 e 2010. A previsão é de que, na melhor das hipóteses, a próxima safra seja equivalente à deste ano.

Vários fatores explicam esse quadro de relativa estagnação. O principal deles é a estiagem dos últimos cinco meses que maltratou as plantações. A crise financeira iniciada em 2008 também pegou os produtores de surpresa, reduzindo o crédito e o apetite por investimentos. Em 2009, por exemplo, 19 usinas iniciaram a moagem de cana. Neste ano, serão apenas 10 e, em 2011, no máximo 5.

A boa notícia é que passada essa fase, as empresas voltaram a investir, principalmente na renovação dos canaviais, o que, paradoxalmente, também prejudicará a próxima safra. "A cana nova que será plantada a partir de agora só poderá ser colhida em 2012", explica Nastari.

Outro ponto a ser levado em conta é o de que uma diminuição na quantidade de matéria-prima tende a prejudicar mais a produção de etanol do que a de açúcar, cujas cotações estão batendo recordes nas bolsas internacionais.

A tudo isso junta-se o fato de que a demanda por álcool deve continuar forte, consequência direta do aumento da frota de veículos flex. Das 2,36 milhões unidades leves vendidas entre janeiro e setembro, 86,6% são flex.

O consumidor já aprendeu que o álcool é mais vantajoso quando seus preços não ultrapassarem 70% os da gasolina. Em setembro do ano passado, por exemplo, saía mais barato abastecer com etanol em 22 Estados. Em setembro deste ano, em apenas 11. Isso significa que a gasolina deve roubar, pelo menos temporariamente, uma boa fatia do mercado do etanol. As estatísticas da ANP mostram que as vendas de álcool hidratado caíram mais de 14% no primeiro semestre em comparação com as do mesmo período de 2009.

Diante do cenário de oferta ajustada no próximo ano até mesmo para suprir a demanda doméstica, é provável que as exportações de etanol também diminuam. Nastari avisa que as remessas para o exterior só voltarão a crescer quando a produção de cana no Brasil se recuperar, o que está previsto para ocorrer na safra 2012/2013. Mas, para que isso aconteça, os produtores terão que se endividar menos, investir mais e cuidar melhor dos canaviais.

(Fonte: Estadão / O Estado de S. Paulo, 2010-10-24).

Mais de 85 mil moçambicanos com gás natural a partir de 2012

Cerca de 85.000 habitantes da província de Maputo, sul de Moçambique, vão poder consumir gás natural moçambicano a partir de Junho de 2012, segundo um administrador da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH).

As maiores reservas de gás natural até agora descobertas em Moçambique situam-se em Temane e Pande, província de Inhambane, sul, e estão a ser exploradas desde 2004 pela sul-africana SASOL.

Tal como os distritos de Vilanculo, Inhassoro e Govuro, daquela província, já beneficiam de energia eléctrica, gerada a partir do gás natural moçambicano, também algumas empresas a operar na cidade industrial da Matola, arredores de Maputo, o usam nas suas actividades de produção.

Dentro de dois anos será a vez dos habitantes da capital e de outros potenciais clientes da Matola e do distrito de Marracuene usufruírem, anualmente, de 45 milhões de gigajoules de gás natural produzidos em Temane.

De acordo com o administrador de Engenharia, Projectos e Desenvolvimento da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), Paulino Gregório, as obras de construção da rede de transporte e distribuição de gás vão começar em Março de 2011 e irão criar 230 novos postos de trabalho.

Paulino Gregório falava hoje, em Maputo, na apresentação pública do projecto que, segundo afirma estar avaliado em "95,5 milhões de dólares", o equivalente a 72,7 milhões de euros.

Segundo explicou o administrador da ENH, o consumo do gás de Temane vai permitir ao país reduzir a importação de combustíveis, que neste momento ronda os 5 milhões de barris de petróleo por ano.

(Fonte: Diário Digital - Sapo/ Lusa, 2010-09-21).

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).

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).

Manutenção em plataformas reduz produção de petróleo da Petrobras

A produção de petróleo da Petrobras nos campos nacionais recuou 0,7% em janeiro na comparação com o mês anterior, para de 1.972.792 barris/dia. Incluindo gás, a produção da Petrobras alcançou 2.284.440 barris diários, uma queda de 1,0% frente a dezembro.

Segundo a estatal, o recuo foi conseqüência de manutenção preventiva em três plataformas da Bacia de Campos. Na comparação com janeiro de 2009, no entanto, esses volumes representam um crescimento de 2,5% na produção de petróleo e de aumento de 2,9% incluindo gás. Considerando as operações da estatal no país e no exterior, a produção média de petróleo e gás natural atingiu, em janeiro deste ano, a média diária de 2.525.754 barris de óleo equivalente (boed) - resultado 3,8% acima do volume do mesmo mês de 2009.

Apenas no exterior, o volume atingiu 241.314 boed em janeiro, uma alta de 12,3% sobre a produção de janeiro de 2009. "Contribuíram para o resultado a entrada em produção do campo de Akpo e de novos poços no campo de Agbami, ambos na Nigéria. Quando comparado com dezembro de 2009, o volume apresentou uma redução de 1%, devido a intervenções em poços para recuperação de produção no campo de Akpo, na Nigéria", diz a estatal em nota (Fonte: G1 - Globo, 2010-02-24).

Petrobras descobre petróleo em águas profundas em Angola

A Petrobras informou que duas novas descobertas de óleo foram feitas em águas profundas angolanas. A descoberta resulta da perfuração dos poços pioneiros, que estão situados a cerca de 350 quilômetros a noroeste da cidade de Luanda, em profundidade de água de cerca de 1.400 metros.

Durante os testes de produção realizados, um dos poços mostrou capacidade de produção superior a 1.600 barris por dia. No outro poço o teste de produção atingiu uma vazão de até 6.400 barris diários (Fonte: SRZD, 2010-02-22).

Petróleo vai continuar como 'alavanca de investimento' no Rio, diz IBP

Apesar das discussões envolvendo a forma de distribuição dos recursos do pré-sal no país, o petróleo vai continuar sendo a alavanca de investimento no Estado do Rio. Prova disso é que, de acordo com dados apresentados pelo presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), João Carlos França de Luca, entre 60% e 70% dos US$ 195 bilhões de investimentos previstos para os próximos cinco anos serão aplicados no estado.

- O petróleo vai desempenhar papel relevante no investimento do Rio. Além do Comperj (complexo petroquímico), há projetos em andamento na Bacia de Campos. Só com pré-sal serão outros US$ 20 bilhões no país. E o Rio tem papel importante no país. A produção de petróleo vai dobrar em dez anos no Brasil - afirma De Luca.

Porém, o presidente do IBP frisa que o desafio é adequar a legislação (que inclui a forma de distribuir os recursos do pré-sal e a criação de uma nova estatal) sem perder o que já foi conquistado.

- O atual debate pode ser feito para incluir as demandas. Tudo tem de ser feito com cautela. E o modelo tem que ser fruto de um amplo debate - afrimou o executivo.

De Luca lembrou do avanço do setor de petróleo nos últimos 40 anos, com a produção diária que pulou de 172 mil barris em 1969 para 1,95 milhão atualmente (Fonte: O Globo - Globo, 2009-08-24).

Petrobras estima ter 12 sondas até o final de 2010 para o pré-sal

O diretor financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras, Almir Barbassa, reafirmou ontem a intenção da estatal de continuar a investir de forma intensiva em exploração e produção de petróleo e gás mesmo depois da queda de 20% do lucro da empresa no primeiro semestre de 2009, comparado a 2008. Para isso a companhia espera receber mais duas sondas ainda este ano para aumentar a atividade na área do pré-sal na Bacia de Santos, e outras 6 no ano de 2010. Com isso, somariam 12 unidades. Além disso, o executivo explicou que a empresa está licitando mais oito cascos de navios-plataformas (FPSO, na sigla em inglês) para operar na região.

Esses investimentos estão sendo suportados pela geração de caixa da empresa e pela captação de recursos que tem encontrado no Brasil e no exterior. De acordo com o balanço da empresa sobre o desempenho no primeiro semestre, além do empréstimo de US$ 13,3 bi do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), a empresa fechou acordos com o China Development Bank, no valor de US$ 10 bi e com o US EximBank no valor de US$ 2 bi. Ainda no primeiro semestre a Petrobras obteve empréstimo ponte de US$ 6,5 bi para serem trocados por emissões de títulos.

Segundo Barbassa, com esses investimentos, a meta da empresa é chegar ao fim de 2010 com uma produção de 2,25 milhões de barris no Brasil. "Essa é uma meta desafiadora", reconheceu ele. Para a corretora Geração Futuro, esse alvo é considerado agressivo e não descarta nem mesmo o não-cumprimento desse objetivo.

Durante a apresentação dos resultados da companhia a analistas de mercado e investidores, no Rio de Janeiro, Barbassa admitiu que se a empresa mantiver o ritmo dos investimentos do primeiro semestre é bem possível que o orçamento de 2009, de cerca de R$ 60 bi, possa ser revisado para cima. Até junho, a Petrobras já havia empregado R$ 32,5 bi, pouco mais de 53% do total para o ano. A aplicação dessa parcela do orçamento da empresa foi atribuída à disponibilidade e preços mais em conta dos equipamentos, fato não previsto no mercado, resultado da retração da demanda mundial na indústria do petróleo que chegou a frear a atividade de empresas mais fortemente que da brasileira. "Se analisarmos a queda de 20% de nosso lucro no segundo trimestre de 2009 ante 2008, e olharmos o exterior, veremos que estamos bem melhor, pois há casos de companhias que caíram de 70% a 80% na mesma base de comparação", exemplificou ele.

A Petrobras reafirmou ontem a intenção de continuar a investir em exploração e produção. Para isso espera receber mais duas sondas ainda este ano e 6 no ano de 2010. Com isso, se somariam 12 unidades (Fonte: DCI, 2009-08-19).

Meta de produção de petróleo está ameaçada

Pelo terceiro ano seguido, a Petrobras vê ameaçada sua meta de produção diária de óleo. Depois de divulgar, na sexta-feira, que sua produção média de junho ficou 3,2% menor do que a de maio, analistas do setor elaboraram relatórios destacando a dificuldade que a estatal enfrentará para atingir a meta prevista para o ano, na casa dos 2,05 milhões de barris por dia.

O analista do Banco do Brasil, Nelson Rodrigues de Mattos, calcula que para atingir a meta a Petrobras terá de registrar produção média de 2,142 milhões de barris/dia ao longo de todo o segundo semestre. Isso representa aumento de 15,5% em relação ao mesmo período no ano passado. Apenas assim a produção média do primeiro semestre, de 1,958 milhão de bpd, seria compensada.

Para ele, o cumprimento da meta para este ano está diretamente relacionado ao "ritmo de conexão" dos 50 poços produtores ou injetores previstos nos projetos das plataformas P-53, P-51 e FPSO Cidade de Niterói, nos Campos de Marlim Leste e Marlim Sul, na Bacia de Campos. As unidades começaram a operar entre o fim do ano passado e início deste ano, e ainda estão longe de atingir seu pico de produção. Como não acredita ser possível reverter a situação a tempo, Mattos já projeta uma nova média, de 2 milhões de bpd para o ano.

Segundo o analista Emerson Leite, do Credit Suisse, para conseguir atingir a média que compensaria o desempenho menor no primeiro semestre, a Petrobras teria de ter uma "rampa crescente" de produção nos próximos meses. "Assumida essa rampa crescente, a estatal poderia atingir "deslumbrantes" 2,3 milhões de bpd no fim de 2009, o que não parece realista dada a fraca capacidade definida para ser adicionada nos próximos meses." (Fonte: Último Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-21).

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).

Chevron produz em Angola

A subsidiária da Chevron Cabinda Gulf Oil Company Limited (CABGOC) produziu hoje o primeiro óleo do projeto Mafumeira Norte, em Angola, no continente africano.

Em lâmina d'água de 49 m e a cerca de 24 km da costa angolana, o projeto Mafumeira Norte é a primeira fase do exploração do campo de Mafumeira, localizado na area A do bloco 0, e conta com 14 poços.

O pico de produção deve ser atingido em 2011, com 30 mil b/d de óleo bruto e cerca de 0,85 milhão de m³/dia de gás natural.

A CABGOC é a operadora do bloco, com 39,2%. O consórcio inclui também Sonangol P & P (41%), Total (10%) e ENI (9,8%) (Fonte: Energa Hoje, 2009-07-03).

Maputo abastecida de gás natural a partir de 2012

A província e a cidade de Maputo e a zona norte de Inhambane vão dispor de gás natural a partir de 2012 nos termos dos contratos de concessão a favor da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) aprovados terça-feira pelo governo de Moçambique.

No caso concreto da cidade de Maputo e distrito de Marracuene, o projecto representa um investimento global de cerca de 80 milhões de dólares, devendo ser realizado em duas fases. A primeira consistirá na construção de um ramal da Matola para a cidade de Maputo, avaliado em 20 milhões de dólares e ainda um anel de distribuição, calculado em sete milhões de dólares e da capital do país o gás será levado para Marracuene, prevendo-se que esta componente custe 2,5 milhões de dólares.

Caso o aumento do consumo de gás assim o exija, entrar-se-á na segunda fase que consistirá na construção de um gasoduto de reforço ligando o posto administrativo de Ressano Garcia, no distrito da Moamba, e a zona do parque industrial da Matola, num investimento fixado em 50 milhões de dólares.

“Moçambique produz gás e as quantidades são apreciáveis. O que se pretende com o decreto é autorizar a ENH a trabalhar no sentido de transportar o gás e fazê-lo chegar às pessoas, fazendo, inclusive, ligações domésticas. Significa que até 2011 o gasoduto estará a chegar a Maputo e em 2012 teremos gás a circular”, referiu o porta-voz do Governo, Luís Covane.

A expansão do uso de gás será também feita na zona norte da província de Inhambane, nomeadamente para Vilanculos, Inhassoro e Govuro. Com a expansão da exploração de gás natural de Pande e Temane o Estado moçambicano passará a receber anualmente nove milhões de gigajoules de imposto sobre a produção.

Em Moçambique o gás disponível é usado pela Matola Gás Company, que o fornece aos consumidores industriais e comerciais na cidade da Matola, outra parte pela Auto-Gás, para o abastecimento de viaturas e outra ainda pela Empresa Nacional de Hidrocarbonetos para consumidores domésticos e comerciais, incluindo a produção de energia eléctrica. (Fonte: Macauhub, 2009-06-24).

Chevron começa a produzir petróleo no campo de Frade

A norte-americana Chevron informou nesta terça-feira que iniciou a sua primeira produção de petróleo no Brasil, no campo de Frade, na bacia de Campos (RJ), com expectativa de atingir um pico de produção de 90 mil barris de óleo equivalente por dia em 2011.

O investimento no campo é estimado em 3 bilhões de dólares, sendo 51,7 por cento da Chevron, operadora do campo, e 30 por cento da Petrobras. O restante, ou 18,26 por cento, pertence a acionistas japoneses reunidos na Frade Japão Petróleo Ltda.

Segundo comunicado da Chevron enviado ao mercado nesta terça, o petróleo extraído no Brasil será exportado e o gás natural, vendido no mercado interno brasileiro.

"A evolução positiva do campo de Frade abre uma nova grande fonte de energia para as próximas duas décadas, enquanto cria uma plataforma importante para que a Chevron possa crescer o seu negócio dentro de uma das mais promissoras regiões de petróleo e gás do mundo", disse em uma nota o vice-presidente executivo de upstream e gás, George Kirkland.

Frade não está localizado na região pré-sal e empresa já afirmou interesse em avaliar sua participação na exploração do pré-sal brasileiro, área que pode conter bilhões de barris em reservas mas que depende de um novo marco regulatório para ser ofertada ao mercado.

O campo de Frade, cuja exploração é feita em águas profundas a 370 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, tem reservas entre 200 e 300 milhões de barris de óleo equivalente (boe) de óleo pesado, de cerca de 18 graus API (Fonte: Ultimo Segundo - IG, 2009-06-23).