90% das plataformas de petróleo ainda são compradas no exterior
Folha, Mercado - Leila Coimbra
A revitalização da indústria naval brasileira e o anúncio da entrada em operação de pelo menos 13 novos estaleiros no Brasil ainda não são suficientes para que as plataformas de petróleo sejam inteiramente fabricadas aqui.Nos últimos quatro anos foram encomendadas 22 plataformas de produção de petróleo, em sua grande maioria pela Petrobras. Dessas, só 3 estão sendo integralmente construídas no Brasil, segundo o Sinaval (Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval): a P-51, a P-55 e a P-56.
Dentre os gargalos enfrentados pela indústria local estão a falta de componentes nacionais e a sobrevalorização do real, que torna o produto importado mais barato. existem boas notícias no setor, como a projeção de demanda por sondas e plataformas nos próximos dez anos, pelo menos, o que não existia no Brasil há pouco tempo. esse processo de revitalização se deve em grande parte à Petrobras, cujo plano de investimentos para os próximos quatro anos prevê US$ 224 bilhões -média de US$ 44,8 bilhões por ano. Mesmo assim, a maioria das plataformas encomendadas pela estatal será total ou parcialmente fabricada e montada no exterior.
TURMA DO PETRÓLEO
sexta-feira, 24 de junho de 2011
Rio, SP e ES propõem novo fundo para royalties
O Globo, Economia - Geralda Doca
Os estados produtores de petróleo - Rio e Espírito Santo, que ganharam a adesão de São Paulo - proporão que as demais unidades da Federação tenham acesso imediato às receitas geradas com as áreas já licitadas. A ideia é criar um fundo de desenvolvimento regional, no qual a União aportaria entre 30% e 50% dos recursos a ela destinados com royalties, participação especial e bônus de assinatura para financiar estados e prefeituras, sobretudo do Nordeste. Este ano, estima-se que a União receba R$ 10 bilhões.
A proposta, que foi formatada em reunião anteontem no Rio, da qual participaram o governador em exercício Luiz Fernando Pezão, e os de São Paulo, Geraldo Alckmin, e Espírito Santo, Renato Casagrande, repassa a fatura ao Palácio do Planalto e será apresentada à presidente Dilma Rousseff até terça-feira. Na próxima semana, será agendada reunião dos estados produtores com os governadores do Nordeste, representados por Marcelo Déda (SE) e Eduardo Campos (PE).
O Globo, Economia - Geralda Doca
Os estados produtores de petróleo - Rio e Espírito Santo, que ganharam a adesão de São Paulo - proporão que as demais unidades da Federação tenham acesso imediato às receitas geradas com as áreas já licitadas. A ideia é criar um fundo de desenvolvimento regional, no qual a União aportaria entre 30% e 50% dos recursos a ela destinados com royalties, participação especial e bônus de assinatura para financiar estados e prefeituras, sobretudo do Nordeste. Este ano, estima-se que a União receba R$ 10 bilhões.
A proposta, que foi formatada em reunião anteontem no Rio, da qual participaram o governador em exercício Luiz Fernando Pezão, e os de São Paulo, Geraldo Alckmin, e Espírito Santo, Renato Casagrande, repassa a fatura ao Palácio do Planalto e será apresentada à presidente Dilma Rousseff até terça-feira. Na próxima semana, será agendada reunião dos estados produtores com os governadores do Nordeste, representados por Marcelo Déda (SE) e Eduardo Campos (PE).
Concluída a perfuração do primeiro poço horizontal na acumulação de Waikiki
A OGX informou ontem, por meio de comunicado ao mercado, ter concluído a perfuração do poço horizontal 9-OGX-44HP-RJS (Waikiki Horizontal). De acordo com a empresa, por meio de um teste de formação, foram identificados excelentes condições de produtividade. "Este resultado confirmou as expectativas iniciais em relação à acumulação de Waikiki e ofereceu elementos ainda mais concretos para o desenvolvimento dessa área", diz a nota. O poço está localizado no bloco BM-C-39, na Bacia de Campos, e deverá fazer parte do segundo projeto de produção da OGX nessa bacia.
"As informações obtidas através desse poço confirmam nossas expectativas de uma excelente produtividade para esta área na Bacia de Campos, e vão acelerar o processo de declaração de comercialidade dessa acumulação, além de assegurar a plena execução de nosso plano de negócios", comentou Paulo Mendonça, Diretor Geral e de Exploração da OGX. A perfuração do poço horizontal 9-OGX-44HP-RJS seguiu o mesmo conceito já utilizado anteriormente pela Companhia e contemplou a perfuração de um poço direcional (OGX-41D) de 2.340 metros de profundidade pelo qual foi possível entrar horizontalmente no reservatório, por 1.063 metros de extensão horizontal em reservatórios carbonáticos da seção albocenomaniana da acumulação de Waikiki, que foi originalmente descoberta pelo poço 1-OGX-25-RJS em 8 de dezembro de 2010.
A OGX informou ontem, por meio de comunicado ao mercado, ter concluído a perfuração do poço horizontal 9-OGX-44HP-RJS (Waikiki Horizontal). De acordo com a empresa, por meio de um teste de formação, foram identificados excelentes condições de produtividade. "Este resultado confirmou as expectativas iniciais em relação à acumulação de Waikiki e ofereceu elementos ainda mais concretos para o desenvolvimento dessa área", diz a nota. O poço está localizado no bloco BM-C-39, na Bacia de Campos, e deverá fazer parte do segundo projeto de produção da OGX nessa bacia.
"As informações obtidas através desse poço confirmam nossas expectativas de uma excelente produtividade para esta área na Bacia de Campos, e vão acelerar o processo de declaração de comercialidade dessa acumulação, além de assegurar a plena execução de nosso plano de negócios", comentou Paulo Mendonça, Diretor Geral e de Exploração da OGX. A perfuração do poço horizontal 9-OGX-44HP-RJS seguiu o mesmo conceito já utilizado anteriormente pela Companhia e contemplou a perfuração de um poço direcional (OGX-41D) de 2.340 metros de profundidade pelo qual foi possível entrar horizontalmente no reservatório, por 1.063 metros de extensão horizontal em reservatórios carbonáticos da seção albocenomaniana da acumulação de Waikiki, que foi originalmente descoberta pelo poço 1-OGX-25-RJS em 8 de dezembro de 2010.
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Petrobras vai produzir nos EUA até novembro
Valor, Empresas - Cláudia Schüffner
Um ano depois do programado, a Petrobras espera começar a produzir petróleo nos Estados Unidos, como operadora, em meados de novembro. A estatal já tem uma produção pequena naquele país, pouco mais de mil barris em Cottonwood, e se prepara para extrair óleo e gás dos campos de Cascade e Chinook. Ali a companhia projetou um dos mais complexos sistemas de produção já instalados nos Estados Unidos e também a primeira plataforma flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) no trecho americano do Golfo do México. Até o fim do ano, a Petrobras estará produzindo aproximadamente 8 mil barris de petróleo por dia, com três poços, dois em Cascade e um em Chinook . A segunda fase do projeto prevê mais 14 poços que permitirão usar toda a capacidade da plataforma, que é de produzir 80 mil barris/dia.
A estatal está em fase de testes para conexão e desconexão dos cabos que vão transferir petróleo para a plataforma BW Pioneer. O cuidado é necessário para prevenir danos à embarcação caso ela fique na rota dos furacões que varrem com frequência a costa americana da Flórida até o Texas. Em caso de emergência, será possível desconectar os equipamentos da plataforma em no máximo 4 horas, quando normalmente o tempo gasto seria de 20h. Atualmente a África responde pela maior produção da Petrobras no exterior, com 54,5 mil barris na média de 2011, sendo grande maioria nos campos Akpo e Agbami, na Nigéria e 2 mil barris em Angola. O atual plano estratégico, que está sendo revisado, prevê investimentos na área de US$ 11,7 bilhões até 2014, sendo US$ 4,3 bilhões nos Estados Unidos.
Valor, Empresas - Cláudia Schüffner
Um ano depois do programado, a Petrobras espera começar a produzir petróleo nos Estados Unidos, como operadora, em meados de novembro. A estatal já tem uma produção pequena naquele país, pouco mais de mil barris em Cottonwood, e se prepara para extrair óleo e gás dos campos de Cascade e Chinook. Ali a companhia projetou um dos mais complexos sistemas de produção já instalados nos Estados Unidos e também a primeira plataforma flutuante de produção, armazenamento e transferência (FPSO) no trecho americano do Golfo do México. Até o fim do ano, a Petrobras estará produzindo aproximadamente 8 mil barris de petróleo por dia, com três poços, dois em Cascade e um em Chinook . A segunda fase do projeto prevê mais 14 poços que permitirão usar toda a capacidade da plataforma, que é de produzir 80 mil barris/dia.
A estatal está em fase de testes para conexão e desconexão dos cabos que vão transferir petróleo para a plataforma BW Pioneer. O cuidado é necessário para prevenir danos à embarcação caso ela fique na rota dos furacões que varrem com frequência a costa americana da Flórida até o Texas. Em caso de emergência, será possível desconectar os equipamentos da plataforma em no máximo 4 horas, quando normalmente o tempo gasto seria de 20h. Atualmente a África responde pela maior produção da Petrobras no exterior, com 54,5 mil barris na média de 2011, sendo grande maioria nos campos Akpo e Agbami, na Nigéria e 2 mil barris em Angola. O atual plano estratégico, que está sendo revisado, prevê investimentos na área de US$ 11,7 bilhões até 2014, sendo US$ 4,3 bilhões nos Estados Unidos.
Sonda da BP chega no Brasil
O Globo, Economia - George Vidor
Chegou ontem ao Brasil a sonda de última geração que será usada pela BP para exploração dos blocos herdados na compra das concessões que pertenciam à Devon. A sonda será utilizada para explorar a camada do pré-sal, pois tem capacidade de perfurar a uma lâmina d'água de 3.700 metros, profundidade ainda não atingida pelos campos marítimos de petróleo em operação no Brasil. A sonda passará três anos no Brasil e se deslocará pelos campos nos quais a BP é a companhia operadora no país.
A BP já assumiu a produção no campo de Polvo, na Bacia de Campos, no qual está associado à Maersk Oil, que adquiriu recentemente os 40% da coreana SK. De lá sairá sua primeira exportação de óleo no Brasil. A companhia tem três outras descobertas, também na Bacia de Campos: em Xerelete (junto com a Petrobras e a Total), no litoral do Rio de Janeiro, e mais duas na costa do Espírito Santo, inclusive no pré-sal (campo de Itaipu)
O Globo, Economia - George Vidor
Chegou ontem ao Brasil a sonda de última geração que será usada pela BP para exploração dos blocos herdados na compra das concessões que pertenciam à Devon. A sonda será utilizada para explorar a camada do pré-sal, pois tem capacidade de perfurar a uma lâmina d'água de 3.700 metros, profundidade ainda não atingida pelos campos marítimos de petróleo em operação no Brasil. A sonda passará três anos no Brasil e se deslocará pelos campos nos quais a BP é a companhia operadora no país.
A BP já assumiu a produção no campo de Polvo, na Bacia de Campos, no qual está associado à Maersk Oil, que adquiriu recentemente os 40% da coreana SK. De lá sairá sua primeira exportação de óleo no Brasil. A companhia tem três outras descobertas, também na Bacia de Campos: em Xerelete (junto com a Petrobras e a Total), no litoral do Rio de Janeiro, e mais duas na costa do Espírito Santo, inclusive no pré-sal (campo de Itaipu)
Petrobras adquire blocos exploratórios no Gabão
NN - Redação
A Petrobras, por meio de sua subsidiária integral Petrobras Participaciones S.L. – PPSL, assinou, na última quinta-feira (17), acordo para a aquisição de 50% dos direitos da Ophir Energy nos Blocos Ntsina Marin e Mbeli Marin, localizados na Bacia Costeira, região norte do offshore da República do Gabão, na Costa Oeste da África. A conclusão do acerto está sujeita à aprovação final do Governo do Gabão. Os blocos atualmente são de propriedade integral e operados pela Ophir, empresa sediada no Reino Unido, que permanecerá com 50% restantes de participação acionária.
A região dos dois blocos abrange uma área de 6.683 quilômetros quadrados, em camada de água que vai de águas rasas até profundidades de 2.400 metros. A Petrobras assume obrigação de executar um programa mínimo de trabalho, que compreende a aquisição de 2 mil quilômetros quadrados de sísmica 3D. Ao término desta etapa, a Companhia tem o direito de avaliar a sua permanência na próxima fase do programa exploratório, que inclui perfuração de poços
NN - Redação
A Petrobras, por meio de sua subsidiária integral Petrobras Participaciones S.L. – PPSL, assinou, na última quinta-feira (17), acordo para a aquisição de 50% dos direitos da Ophir Energy nos Blocos Ntsina Marin e Mbeli Marin, localizados na Bacia Costeira, região norte do offshore da República do Gabão, na Costa Oeste da África. A conclusão do acerto está sujeita à aprovação final do Governo do Gabão. Os blocos atualmente são de propriedade integral e operados pela Ophir, empresa sediada no Reino Unido, que permanecerá com 50% restantes de participação acionária.
A região dos dois blocos abrange uma área de 6.683 quilômetros quadrados, em camada de água que vai de águas rasas até profundidades de 2.400 metros. A Petrobras assume obrigação de executar um programa mínimo de trabalho, que compreende a aquisição de 2 mil quilômetros quadrados de sísmica 3D. Ao término desta etapa, a Companhia tem o direito de avaliar a sua permanência na próxima fase do programa exploratório, que inclui perfuração de poços
Rio já tem proposta de distribuição de royalties
O Globo - Economia
O Rio já tem uma proposta de distribuição de rolyalties que, ao mesmo tempo , garante compensação diferenciada aos estudos produtores e empurra para a União a fatura da ampliação dos recursos destinados às demais unidades da federação. Apresentado na última sexta-feira pelo senador Francisco Dornelles (PP-RJ), o texto determina que a União deve entregar 77% de suas receitas com royalties na área do pré-sal aos estados e municípios que não produzem petróleo. Para engordar essa fatia e favorecer a negociação com as demais bancadas, o projeto também destina a eles 45% do lucro da União com a comercialização de petróleo e gás - fonte de recursos até agora fora do rateio.
A repartição dos royalties no texto do senador fluminense também obriga a União a bancar a compensação. Da alíquota de 15%, a União recolheria 6,5%. Mas teria que repassar 5% aos não produtores (2,5% a estados e 2,5% a municípios), sob as regras de divisão dos fundos de participação dos Estados (FPE) e dos Municípios (FPM). Estados produtores ficariam com 4,5%, 3,125% seriam destinados a municípios produtores e 0,875% iria para cidades que têm operações de embarque de petróleo. O senador pretende que seu texto seja um ponto de partida alternativo à proposta do senador Wellington Dias (PT-PI) - que garante para sempre uma renda aos estados e municípios produtores, a ser calculada com base na média dos cinco últimos anos de arrecadação.
O Globo - Economia
O Rio já tem uma proposta de distribuição de rolyalties que, ao mesmo tempo , garante compensação diferenciada aos estudos produtores e empurra para a União a fatura da ampliação dos recursos destinados às demais unidades da federação. Apresentado na última sexta-feira pelo senador Francisco Dornelles (PP-RJ), o texto determina que a União deve entregar 77% de suas receitas com royalties na área do pré-sal aos estados e municípios que não produzem petróleo. Para engordar essa fatia e favorecer a negociação com as demais bancadas, o projeto também destina a eles 45% do lucro da União com a comercialização de petróleo e gás - fonte de recursos até agora fora do rateio.
A repartição dos royalties no texto do senador fluminense também obriga a União a bancar a compensação. Da alíquota de 15%, a União recolheria 6,5%. Mas teria que repassar 5% aos não produtores (2,5% a estados e 2,5% a municípios), sob as regras de divisão dos fundos de participação dos Estados (FPE) e dos Municípios (FPM). Estados produtores ficariam com 4,5%, 3,125% seriam destinados a municípios produtores e 0,875% iria para cidades que têm operações de embarque de petróleo. O senador pretende que seu texto seja um ponto de partida alternativo à proposta do senador Wellington Dias (PT-PI) - que garante para sempre uma renda aos estados e municípios produtores, a ser calculada com base na média dos cinco últimos anos de arrecadação.
quinta-feira, 23 de junho de 2011
ANP quer pequenas e médias empresas na produção e exploração de petróleo
O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou minuta do projeto de resolução, que ainda deverá ser submetida à presidenta 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 essas 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.
A ANP realizará no segundo semestre deste ano a 11ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios. Na reunião do CNPE, a agência foi autorizada a proceder a licitação. A Margem Equatorial Brasileira, tida como uma área muito promissora, será o destaque da rodada com cinco das nove bacias. Serão licitados 174 blocos (87 em mar e 87 em terra), divididos em 17 setores em nove bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas.
Serão licitados cerca de 122 mil quilômetros quadrados de áreas exploratórias em terra e em mar. Com isso, se todos os blocos forem arrematados, a área exploratória brasileira que atualmente é de apenas 314 mil km² e vinha diminuindo nos últimos anos terá um crescimento de 40%. No total, incluindo os campos em produção e desenvolvimento, a área sob concessão soma 338.088 km².
A ANP estima que arrecadará no mínimo cerca de R$ 200 milhões com os bônus de assinatura a serem pagos pelas empresas pelos blocos. A 11ª Rodada será a primeira feita com o novo modelo de contrato de concessão que será divulgado pela ANP após a compilação das sugestões colhidas durante a audiência pública ocorrida no dia 20 de abril.
MARGEM EQUATORIAL BRASILEIRA:
A Margem Equatorial Brasileira é formada pelas bacias da Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar, todas bacias de fronteira exploratória. Entretanto, essa região apresenta potencial petrolífero altamente promissor, caracterizado pelas descobertas comerciais e subcomerciais nas bacias do Ceará, Pará-Maranhão e Potiguar, além dos numerosos indícios de petróleo registrados nos poços perfurados.
Os óleos identificados nessas bacias são óleo leves de excelente qualidade (de até 44° API), comprovando o potencial dessas bacias. Além disso, as recentes descobertas na costa oeste africana, nas bacias de Gana e Costa do Marfim, análogas às bacias da margem equatorial brasileira, dão indicativo potencial brasileiro.
BACIAS
FOZ DO AMAZONAS – Serão ofertados 32 blocos no mar, com bônus mínimo previsto de 55 milhões.
A Bacia da Foz do Amazonas é uma bacia de Nova Fronteira situada no extremo oeste da margem continental brasileira, possuindo uma parte emersa e outra submersa. Encontra-se distribuída ao longo da costa do Estado do Amapá e da Ilha de Marajó (Pará).
Para a Décima Primeira Rodada de licitações foram indicados para oferta 32 blocos incluídos distribuídos em 2 setores SFZA-AR2 e SFZA-AP2 da bacia, que totalizam 27.058 km². Potencial para descoberta de gás e óleo leve.
PARÁ-MARANHÃO – Serão ofertados 8 blocos no mar, com área total em oferta de 6154 km², com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 8 milhões.
A Bacia do Pará-Maranhão é uma bacia de Nova Fronteira localizada na porção norte da plataforma continental brasileira (Margem Equatorial), na costa dos estados do Pará e Maranhão.
Atualmente estão em concessão 12 blocos exploratórios, totalizando uma área total concedida de 4.102 km2.
As atividades realizadas na bacia indicam a presença de óleo leve na região.
BARREIRINHAS – Serão ofertados 26 blocos no mar, total de 13.073 km², com bônus mínimo previsto de R$ 23 milhões.
A Bacia de Barreirinhas é uma bacia de Nova Fronteira situada na Margem Equatorial Brasileira, entre as cidades de Parnaíba (PI) e São Luís (MA).
Embora ainda sem descobertas significativas, a Bacia de Barreirinhas apresenta grande potencial petrolífero, pois possui sistema petrolífero ativo comprovado e ocorrência de hidrocarbonetos em vários poços perfurados. Expectativa para petróleo leve e condensado.
Para a Décima Primeira Rodada de Licitações da ANP, propõe-se a oferta de 26 blocos, totalizando uma área de aproximadamente 13.073,97 km2, localizados nos setores SBAR-AR2, SBAR-AP1 e SBAR-AP2.
Potencial para descoberta de óleo leve.
Serão ofertados 26 blocos no mar, com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 23 milhões.
CEARÁ – Serão ofertados 11 blocos no mar, total de 7.388 km², com bônus mínimo previsto de R$ 47 milhões.
A Bacia do Ceará é uma bacia de Nova Fronteira localizada na Margem Equatorial Brasileira.
Para a Décima Primeira Rodada de Licitações estão sendo propostos 11 blocos localizados no setor SCE-AP-3 (projeção da sub-bacia de Mundaú em águas profundas), totalizando uma área de 7388,32 km². O campo produtor de Atum situa-se neste setor. Potencial para descoberta de óleo leve.
É uma das dez bacias brasileiras responsável pela produção de petróleo e gás do país.
A Bacia do Ceará possui quatro campos produtores de petróleo: Xaréu (1977), Curimã (1978), Espada (1978) e Atum (1979). Os volumes originais nestes campos foram estimados em 71,8 mm3 de óleo e 5.808,2 mm3 de gás.
Além dos campos produtores, a Bacia do Ceará possui numerosos indícios de petróleo e gás, identificados em mais de dezenas de poços.
Produção: Em fevereiro a Bacia do Ceará produziu 6.226 (bbl/dia) de petróleo e 81 (mm³/dia) de gás, totalizando 6.737 (boe/d).
POTIGUAR – Serão ofertados 20 blocos em terra (bacia madura) e 10 blocos no mar (bacia de Nova Fronteira), com bônus mínimo previsto de R$ 16 milhões.
A Bacia Potiguar situa-se no extremo nordeste da margem continental brasileira, incluindo uma parte emersa e outra submersa. Encontra-se distribuída em sua maior parte no Estado do Rio Grande do Norte e parcialmente no Estado do Ceará. É uma das dez bacias brasileiras que responde pela produção de petróleo e gás do Brasil. Possui 14 campos produtores/desenvolvimento em mar e 67 na porção terrestre da bacia
Para a Décima Rodada de licitações, na porção terrestre, serão ofertados 20 blocos incluídos nos setores SPOT-T3 e SPOT-T-T5, que totalizam 587 km². Potencial para descoberta de óleo.
Para a Décima Primeira Rodada de licitações, na porção marítima, região de Nova Fronteira, serão ofertados 10 blocos incluídos no setor SPOT-AP1, que totaliza 7326,28 km2. Potencial para descoberta de óleo.
Produção: Em fevereiro a Bacia Potiguar produziu 61.735 (bbl/dia) de petróleo e 1.890 (mm³/dia) de gás, totalizando 73.621 (boe/d).
ESPÍRITO SANTO – Serão ofertados 6 blocos em terra, total de 178 km², com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 4 milhões.
A Bacia do Espírito Santo, porção terrestre, é classificada como uma bacia madura, cujo histórico exploratório remonta à década de 50, com o primeiro poço perfurado em 1959, pela Petrobras, nas proximidades da cidade de Conceição da Barra (poço estratigráfico 2-CBST-1-ES). Esta bacia estendendo-se desde o sul do Estado da Bahia até o centro-sul do Estado do Espírito Santo.
Para a Décima – Primeira Rodada de Licitações estão sendo propostos 6 blocos localizados no setor SES-T6, totalizando uma área de 178 km². Potencial para descoberta de óleo.
Produção: Em fevereiro a Bacia do Espírito Santo produziu 54.516 (bbl/dia) de petróleo e 6.196 (mm³/dia) de gás, totalizando 93.488 (boe/d).
RECÔNCAVO – Serão ofertados 16 blocos, total de 474 km², com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 28 milhões.
A Bacia do Recôncavo é uma bacia madura, e está localizada na Região Nordeste, parte emersa do Estado da Bahia, ao norte da cidade de Salvador.
As atividades de prospecção se iniciaram em 1937 sob a condução do antigo Conselho Nacional do Petróleo (CNP). A primeira descoberta significativa de óleo data de 193, em poço perfurado no distrito de Lobato, nas imediações da cidade de Salvador e considerado como o marco inicial da indústria petrolífera nacional. Atualmente a bacia conta com 85 campos em produção/desenvolvimento.
Para 11ª Rodada estão sendo ofertados 16 blocos do Setor SREC-T-1 que perfazem uma área total de 474 km²., encaixados em dois municípios do Recôncavo Baiano, Alagoinhas e Araçás.
Potencial para descoberta de óleo leve.
Produção: Em fevereiro a Bacia do Recôncavo produziu 44.303 (bbl/dia) de petróleo e 2.887 (mm³/dia) de gás, totalizando 62.460 (boe/d).
SERGIPE – Serão ofertados 25 blocos em terra, total de 733 km², com bônus mínimo previsto de R$ 9,8 milhões.
A Bacia de Sergipe-Alagoas na região nordeste do Brasil, abrangendo parte dos estados de Sergipe e Alagoas. Em mapa, tem forma alongada na direção NE com 350 km de extensão e 35 km de largura média em terra.
A parte terrestre da bacia é classificada como madura. Na 11ª Rodada serão ofertados 25 blocos no setor SEAL-T1, totalizando uma área de 733 km². O potencial para esta região da bacia é para descoberta de gás natural.
Produção: Em fevereiro a Bacia de Sergipe produziu 40.038 (bbl/dia) de petróleo e 3.522 (mm³/dia) de gás, totalizando 62.189 (boe/d).
PARNAÍBA – Serão ofertados 20 blocos em terra, com bônus mínimo previsto de R$ 5 milhões.
A bacia do Parnaíba localiza-se na porção nordeste do Brasil e abrange uma área aproximada de 680.000 km2, distribuídos pelos estados do Maranhão, Piauí, Tocantins e pequena parte pelos estados do Pará, Ceará e Bahia.
A área ofertada nesta 11ª Rodada consiste em 20 blocos perfazendo uma área de cerca de 59.860 km². A Bacia do Parnaíba é classificada como Nova Fronteira.
Os blocos do setor localizado no Estado do Piauí apresentam cerca 1500 km de linhas sísmicas 2D que foram adquiridas com verba do PAC, e evidenciam estruturas com grande potencial para acumulações nesta região, corroborando o potencial para gás que vem sendo diagnosticado nos blocos licitados da 9ª Rodada.
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.
A ANP realizará no segundo semestre deste ano a 11ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios. Na reunião do CNPE, a agência foi autorizada a proceder a licitação. A Margem Equatorial Brasileira, tida como uma área muito promissora, será o destaque da rodada com cinco das nove bacias. Serão licitados 174 blocos (87 em mar e 87 em terra), divididos em 17 setores em nove bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas.
Serão licitados cerca de 122 mil quilômetros quadrados de áreas exploratórias em terra e em mar. Com isso, se todos os blocos forem arrematados, a área exploratória brasileira que atualmente é de apenas 314 mil km² e vinha diminuindo nos últimos anos terá um crescimento de 40%. No total, incluindo os campos em produção e desenvolvimento, a área sob concessão soma 338.088 km².
A ANP estima que arrecadará no mínimo cerca de R$ 200 milhões com os bônus de assinatura a serem pagos pelas empresas pelos blocos. A 11ª Rodada será a primeira feita com o novo modelo de contrato de concessão que será divulgado pela ANP após a compilação das sugestões colhidas durante a audiência pública ocorrida no dia 20 de abril.
MARGEM EQUATORIAL BRASILEIRA:
A Margem Equatorial Brasileira é formada pelas bacias da Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar, todas bacias de fronteira exploratória. Entretanto, essa região apresenta potencial petrolífero altamente promissor, caracterizado pelas descobertas comerciais e subcomerciais nas bacias do Ceará, Pará-Maranhão e Potiguar, além dos numerosos indícios de petróleo registrados nos poços perfurados.
Os óleos identificados nessas bacias são óleo leves de excelente qualidade (de até 44° API), comprovando o potencial dessas bacias. Além disso, as recentes descobertas na costa oeste africana, nas bacias de Gana e Costa do Marfim, análogas às bacias da margem equatorial brasileira, dão indicativo potencial brasileiro.
BACIAS
FOZ DO AMAZONAS – Serão ofertados 32 blocos no mar, com bônus mínimo previsto de 55 milhões.
A Bacia da Foz do Amazonas é uma bacia de Nova Fronteira situada no extremo oeste da margem continental brasileira, possuindo uma parte emersa e outra submersa. Encontra-se distribuída ao longo da costa do Estado do Amapá e da Ilha de Marajó (Pará).
Para a Décima Primeira Rodada de licitações foram indicados para oferta 32 blocos incluídos distribuídos em 2 setores SFZA-AR2 e SFZA-AP2 da bacia, que totalizam 27.058 km². Potencial para descoberta de gás e óleo leve.
PARÁ-MARANHÃO – Serão ofertados 8 blocos no mar, com área total em oferta de 6154 km², com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 8 milhões.
A Bacia do Pará-Maranhão é uma bacia de Nova Fronteira localizada na porção norte da plataforma continental brasileira (Margem Equatorial), na costa dos estados do Pará e Maranhão.
Atualmente estão em concessão 12 blocos exploratórios, totalizando uma área total concedida de 4.102 km2.
As atividades realizadas na bacia indicam a presença de óleo leve na região.
BARREIRINHAS – Serão ofertados 26 blocos no mar, total de 13.073 km², com bônus mínimo previsto de R$ 23 milhões.
A Bacia de Barreirinhas é uma bacia de Nova Fronteira situada na Margem Equatorial Brasileira, entre as cidades de Parnaíba (PI) e São Luís (MA).
Embora ainda sem descobertas significativas, a Bacia de Barreirinhas apresenta grande potencial petrolífero, pois possui sistema petrolífero ativo comprovado e ocorrência de hidrocarbonetos em vários poços perfurados. Expectativa para petróleo leve e condensado.
Para a Décima Primeira Rodada de Licitações da ANP, propõe-se a oferta de 26 blocos, totalizando uma área de aproximadamente 13.073,97 km2, localizados nos setores SBAR-AR2, SBAR-AP1 e SBAR-AP2.
Potencial para descoberta de óleo leve.
Serão ofertados 26 blocos no mar, com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 23 milhões.
CEARÁ – Serão ofertados 11 blocos no mar, total de 7.388 km², com bônus mínimo previsto de R$ 47 milhões.
A Bacia do Ceará é uma bacia de Nova Fronteira localizada na Margem Equatorial Brasileira.
Para a Décima Primeira Rodada de Licitações estão sendo propostos 11 blocos localizados no setor SCE-AP-3 (projeção da sub-bacia de Mundaú em águas profundas), totalizando uma área de 7388,32 km². O campo produtor de Atum situa-se neste setor. Potencial para descoberta de óleo leve.
É uma das dez bacias brasileiras responsável pela produção de petróleo e gás do país.
A Bacia do Ceará possui quatro campos produtores de petróleo: Xaréu (1977), Curimã (1978), Espada (1978) e Atum (1979). Os volumes originais nestes campos foram estimados em 71,8 mm3 de óleo e 5.808,2 mm3 de gás.
Além dos campos produtores, a Bacia do Ceará possui numerosos indícios de petróleo e gás, identificados em mais de dezenas de poços.
Produção: Em fevereiro a Bacia do Ceará produziu 6.226 (bbl/dia) de petróleo e 81 (mm³/dia) de gás, totalizando 6.737 (boe/d).
POTIGUAR – Serão ofertados 20 blocos em terra (bacia madura) e 10 blocos no mar (bacia de Nova Fronteira), com bônus mínimo previsto de R$ 16 milhões.
A Bacia Potiguar situa-se no extremo nordeste da margem continental brasileira, incluindo uma parte emersa e outra submersa. Encontra-se distribuída em sua maior parte no Estado do Rio Grande do Norte e parcialmente no Estado do Ceará. É uma das dez bacias brasileiras que responde pela produção de petróleo e gás do Brasil. Possui 14 campos produtores/desenvolvimento em mar e 67 na porção terrestre da bacia
Para a Décima Rodada de licitações, na porção terrestre, serão ofertados 20 blocos incluídos nos setores SPOT-T3 e SPOT-T-T5, que totalizam 587 km². Potencial para descoberta de óleo.
Para a Décima Primeira Rodada de licitações, na porção marítima, região de Nova Fronteira, serão ofertados 10 blocos incluídos no setor SPOT-AP1, que totaliza 7326,28 km2. Potencial para descoberta de óleo.
Produção: Em fevereiro a Bacia Potiguar produziu 61.735 (bbl/dia) de petróleo e 1.890 (mm³/dia) de gás, totalizando 73.621 (boe/d).
ESPÍRITO SANTO – Serão ofertados 6 blocos em terra, total de 178 km², com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 4 milhões.
A Bacia do Espírito Santo, porção terrestre, é classificada como uma bacia madura, cujo histórico exploratório remonta à década de 50, com o primeiro poço perfurado em 1959, pela Petrobras, nas proximidades da cidade de Conceição da Barra (poço estratigráfico 2-CBST-1-ES). Esta bacia estendendo-se desde o sul do Estado da Bahia até o centro-sul do Estado do Espírito Santo.
Para a Décima – Primeira Rodada de Licitações estão sendo propostos 6 blocos localizados no setor SES-T6, totalizando uma área de 178 km². Potencial para descoberta de óleo.
Produção: Em fevereiro a Bacia do Espírito Santo produziu 54.516 (bbl/dia) de petróleo e 6.196 (mm³/dia) de gás, totalizando 93.488 (boe/d).
RECÔNCAVO – Serão ofertados 16 blocos, total de 474 km², com bônus mínimo previsto de aproximadamente R$ 28 milhões.
A Bacia do Recôncavo é uma bacia madura, e está localizada na Região Nordeste, parte emersa do Estado da Bahia, ao norte da cidade de Salvador.
As atividades de prospecção se iniciaram em 1937 sob a condução do antigo Conselho Nacional do Petróleo (CNP). A primeira descoberta significativa de óleo data de 193, em poço perfurado no distrito de Lobato, nas imediações da cidade de Salvador e considerado como o marco inicial da indústria petrolífera nacional. Atualmente a bacia conta com 85 campos em produção/desenvolvimento.
Para 11ª Rodada estão sendo ofertados 16 blocos do Setor SREC-T-1 que perfazem uma área total de 474 km²., encaixados em dois municípios do Recôncavo Baiano, Alagoinhas e Araçás.
Potencial para descoberta de óleo leve.
Produção: Em fevereiro a Bacia do Recôncavo produziu 44.303 (bbl/dia) de petróleo e 2.887 (mm³/dia) de gás, totalizando 62.460 (boe/d).
SERGIPE – Serão ofertados 25 blocos em terra, total de 733 km², com bônus mínimo previsto de R$ 9,8 milhões.
A Bacia de Sergipe-Alagoas na região nordeste do Brasil, abrangendo parte dos estados de Sergipe e Alagoas. Em mapa, tem forma alongada na direção NE com 350 km de extensão e 35 km de largura média em terra.
A parte terrestre da bacia é classificada como madura. Na 11ª Rodada serão ofertados 25 blocos no setor SEAL-T1, totalizando uma área de 733 km². O potencial para esta região da bacia é para descoberta de gás natural.
Produção: Em fevereiro a Bacia de Sergipe produziu 40.038 (bbl/dia) de petróleo e 3.522 (mm³/dia) de gás, totalizando 62.189 (boe/d).
PARNAÍBA – Serão ofertados 20 blocos em terra, com bônus mínimo previsto de R$ 5 milhões.
A bacia do Parnaíba localiza-se na porção nordeste do Brasil e abrange uma área aproximada de 680.000 km2, distribuídos pelos estados do Maranhão, Piauí, Tocantins e pequena parte pelos estados do Pará, Ceará e Bahia.
A área ofertada nesta 11ª Rodada consiste em 20 blocos perfazendo uma área de cerca de 59.860 km². A Bacia do Parnaíba é classificada como Nova Fronteira.
Os blocos do setor localizado no Estado do Piauí apresentam cerca 1500 km de linhas sísmicas 2D que foram adquiridas com verba do PAC, e evidenciam estruturas com grande potencial para acumulações nesta região, corroborando o potencial para gás que vem sendo diagnosticado nos blocos licitados da 9ª Rodada.
Campo da Shell ficará parado para manutenção até 2013
Operado pela Shell no Parque das Conchas, o setor capixaba da Bacia de Campos, o campo de Abalone terá sua produção paralisada até janeiro de 2013. De acordo com a empresa petroleira, o objetivo da interrupção, aprovada na semana passada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), é fazer a manutenção do campo. A intenção da empresa é reativar o campo antes do prazo previsto.
Com os campos de Ostra e Argonauta-B-West, Abalone integra a primeira parte do projeto da Shell no Parque das Conchas, em operação há dois anos. A produção do Parque das Conchas, em abril, foi de 65 mil barris diários. Só Abalone teve a produção interrompida. A Shell não informou qual era a produção de Abalone.
O projeto da Shell no Parque das Conchas é operado pelo FPSO Espírito Santo, com capacidade de produzir até 100 mil barris/dia de óleo e comprimir 3,5 milhões de metrós cúbicos por dia de gás natural. Com 50% de participação, a Shell tem como sócios no empreendimento a Petrobras (35%) e a indiana ONGC (15%).
Fonte: Agência do Estado
Noticias
Apartir de hoje vamos somar noticias em parceria com o blog petroleocapixaba com muito mais assuntos.
segunda-feira, 20 de junho de 2011
Petrobras e GE reforçam parceria com investimento de US$ 200 milhões
NN - Redação
A GE Óleo & Gás anunciou que a Wellstream, empresa adquirida em março pela companhia, fechou contrato de longo prazo para serviços de logística, tubos flexíveis e equipamentos submarinos com a Petrobras, uma das maiores empresas da América Latina, que também controla ativos de energia em 18 outros países. O contrato é avaliado, inicialmente, em mais de US$ 200 milhões. Para colocar em prática o contrato, a GE irá construir uma Base Logística de 55.000 metros quadrados da Wellstream, um investimento de US$ 90 milhões, para a construção de tubos flexíveis e equipamentos submarinos, em Niterói. O centro comercial será localizado 14 km da cidade do Rio de Janeiro. A Petrobras vai usar o novo mecanismo para dar suporte ao desenvolvimento do pré-sal e projetos de campo de gás nas bacias de Campos e Santos, na costa do Brasil. Além disso, GE vai fazer um novo investimento de US$ 100 milhões em seu Centro Global de Pesquisa, no Rio de Janeiro em 2012.
A nova Base Logística estará estrategicamente posicionada perto de uma série de componentes-chave da Petrobras, prestadores de serviços, e junto à GE – instalação de fábrica já existente da Wellstream em Niterói, que fornece para a Petrobras e outras operadoras no Brasil, com alta qualidade e produtos de linha de fluxo de petróleo e gás submarinos de transporte. A instalação também está estrategicamente localizada em frente a Bacia de Santos, prolífica área do pré-sal. Bem como estações dedicadas à limpeza de equipamentos, a nova unidade contará com tecnologia de ponta para carga e movimentação de equipamentos, incluindo: capacidade para armazenar 140 bobinas, carretéis para transportar 300 toneladas e atracar embarcações comerciais de instalação simultaneamente com projeto de 8,5 metros e 220 metros de comprimento. O projeto criará aproximadamente 250 empregos diretos e 250 empregos indiretos no início de sua operação, prevista para o terceiro trimestre de 2012.
NN - Redação
A GE Óleo & Gás anunciou que a Wellstream, empresa adquirida em março pela companhia, fechou contrato de longo prazo para serviços de logística, tubos flexíveis e equipamentos submarinos com a Petrobras, uma das maiores empresas da América Latina, que também controla ativos de energia em 18 outros países. O contrato é avaliado, inicialmente, em mais de US$ 200 milhões. Para colocar em prática o contrato, a GE irá construir uma Base Logística de 55.000 metros quadrados da Wellstream, um investimento de US$ 90 milhões, para a construção de tubos flexíveis e equipamentos submarinos, em Niterói. O centro comercial será localizado 14 km da cidade do Rio de Janeiro. A Petrobras vai usar o novo mecanismo para dar suporte ao desenvolvimento do pré-sal e projetos de campo de gás nas bacias de Campos e Santos, na costa do Brasil. Além disso, GE vai fazer um novo investimento de US$ 100 milhões em seu Centro Global de Pesquisa, no Rio de Janeiro em 2012.
A nova Base Logística estará estrategicamente posicionada perto de uma série de componentes-chave da Petrobras, prestadores de serviços, e junto à GE – instalação de fábrica já existente da Wellstream em Niterói, que fornece para a Petrobras e outras operadoras no Brasil, com alta qualidade e produtos de linha de fluxo de petróleo e gás submarinos de transporte. A instalação também está estrategicamente localizada em frente a Bacia de Santos, prolífica área do pré-sal. Bem como estações dedicadas à limpeza de equipamentos, a nova unidade contará com tecnologia de ponta para carga e movimentação de equipamentos, incluindo: capacidade para armazenar 140 bobinas, carretéis para transportar 300 toneladas e atracar embarcações comerciais de instalação simultaneamente com projeto de 8,5 metros e 220 metros de comprimento. O projeto criará aproximadamente 250 empregos diretos e 250 empregos indiretos no início de sua operação, prevista para o terceiro trimestre de 2012.
Petrobras e GE reforçam parceria com investimento de US$ 200 milhões
A GE Óleo & Gás anunciou que a Wellstream, empresa adquirida em março pela companhia, fechou contrato de longo prazo para serviços de logística, tubos flexíveis e equipamentos submarinos com a Petrobras, uma das maiores empresas da América Latina, que também controla ativos de energia em 18 outros países. O contrato é avaliado, inicialmente, em mais de US$ 200 milhões. Para colocar em prática o contrato, a GE irá construir uma Base Logística de 55.000 metros quadrados da Wellstream, um investimento de US$ 90 milhões, para a construção de tubos flexíveis e equipamentos submarinos, em Niterói. O centro comercial será localizado 14 km da cidade do Rio de Janeiro. A Petrobras vai usar o novo mecanismo para dar suporte ao desenvolvimento do pré-sal e projetos de campo de gás nas bacias de Campos e Santos, na costa do Brasil. Além disso, GE vai fazer um novo investimento de US$ 100 milhões em seu Centro Global de Pesquisa, no Rio de Janeiro em 2012.
A nova Base Logística estará estrategicamente posicionada perto de uma série de componentes-chave da Petrobras, prestadores de serviços, e junto à GE – instalação de fábrica já existente da Wellstream em Niterói, que fornece para a Petrobras e outras operadoras no Brasil, com alta qualidade e produtos de linha de fluxo de petróleo e gás submarinos de transporte. A instalação também está estrategicamente localizada em frente a Bacia de Santos, prolífica área do pré-sal. Bem como estações dedicadas à limpeza de equipamentos, a nova unidade contará com tecnologia de ponta para carga e movimentação de equipamentos, incluindo: capacidade para armazenar 140 bobinas, carretéis para transportar 300 toneladas e atracar embarcações comerciais de instalação simultaneamente com projeto de 8,5 metros e 220 metros de comprimento. O projeto criará aproximadamente 250 empregos diretos e 250 empregos indiretos no início de sua operação, prevista para o terceiro trimestre de 2012.
A GE Óleo & Gás anunciou que a Wellstream, empresa adquirida em março pela companhia, fechou contrato de longo prazo para serviços de logística, tubos flexíveis e equipamentos submarinos com a Petrobras, uma das maiores empresas da América Latina, que também controla ativos de energia em 18 outros países. O contrato é avaliado, inicialmente, em mais de US$ 200 milhões. Para colocar em prática o contrato, a GE irá construir uma Base Logística de 55.000 metros quadrados da Wellstream, um investimento de US$ 90 milhões, para a construção de tubos flexíveis e equipamentos submarinos, em Niterói. O centro comercial será localizado 14 km da cidade do Rio de Janeiro. A Petrobras vai usar o novo mecanismo para dar suporte ao desenvolvimento do pré-sal e projetos de campo de gás nas bacias de Campos e Santos, na costa do Brasil. Além disso, GE vai fazer um novo investimento de US$ 100 milhões em seu Centro Global de Pesquisa, no Rio de Janeiro em 2012.
A nova Base Logística estará estrategicamente posicionada perto de uma série de componentes-chave da Petrobras, prestadores de serviços, e junto à GE – instalação de fábrica já existente da Wellstream em Niterói, que fornece para a Petrobras e outras operadoras no Brasil, com alta qualidade e produtos de linha de fluxo de petróleo e gás submarinos de transporte. A instalação também está estrategicamente localizada em frente a Bacia de Santos, prolífica área do pré-sal. Bem como estações dedicadas à limpeza de equipamentos, a nova unidade contará com tecnologia de ponta para carga e movimentação de equipamentos, incluindo: capacidade para armazenar 140 bobinas, carretéis para transportar 300 toneladas e atracar embarcações comerciais de instalação simultaneamente com projeto de 8,5 metros e 220 metros de comprimento. O projeto criará aproximadamente 250 empregos diretos e 250 empregos indiretos no início de sua operação, prevista para o terceiro trimestre de 2012.
Odebrecht compra sonda e navio para produção em áreas de pré-sal
Folha de SP, Mercado
Uma das principais prestadoras de serviços da Petrobras, a OOG (Odebrecht Óleo e Gás) fechou a compra de uma sonda de perfuração e de um navio de produção e estocagem de petróleo, que serão alugados à estatal. As aquisições somam US$ 700 milhões e integram o plano da companhia de investir US$ 3,5 bilhões até 2013.
A sonda tem capacidade de perfurar a 2.400 metros de profundidade e será usada para fazer poços no pré-sal -uma das principais carências hoje. Até 2013, a OOG pretende ter seis sondas e navios de perfuração -todos já com contratos de aluguel assegurados com a Petrobras. "Vamos ter uma das maiores frotas do mundo de equipamentos de perfuração em águas profundas", afirmou Roberto Ramos, presidente da OOG
Folha de SP, Mercado
Uma das principais prestadoras de serviços da Petrobras, a OOG (Odebrecht Óleo e Gás) fechou a compra de uma sonda de perfuração e de um navio de produção e estocagem de petróleo, que serão alugados à estatal. As aquisições somam US$ 700 milhões e integram o plano da companhia de investir US$ 3,5 bilhões até 2013.
A sonda tem capacidade de perfurar a 2.400 metros de profundidade e será usada para fazer poços no pré-sal -uma das principais carências hoje. Até 2013, a OOG pretende ter seis sondas e navios de perfuração -todos já com contratos de aluguel assegurados com a Petrobras. "Vamos ter uma das maiores frotas do mundo de equipamentos de perfuração em águas profundas", afirmou Roberto Ramos, presidente da OOG
Petrobras anuncia duas descobertas no Brasil
Petrobras anuncia duas descobertas no Brasil
A Petrobras comunicou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ontem a descoberta de indícios de petróleo e gás natural na Bacia Pará-Maranhão, região que pode representar, mais à frente, uma nova fronteira petrolífera. O Bloco explorado pela companhia foi o BM-PA-MA3, onde a estatal já havia encontrado indícios de óleo. No entanto, esta é a primeira descoberta em parceria com a chinesa Sinopec, que detêm 20% do projeto.
A estatal brasileira anunciou também ontem, por meio de nota, ter encontrado nova acumulação de petróleo nos reservatórios no Cretáceo da Bacia do Espírito Santo. A descoberta resultou da perfuração do poço 1-BRSA-926D-ESS (1-ESS-205D), informalmente denominado Brigadeiro, em profundidade de água de 1900 metros, localizado na área de Concessão BM-ES-23, bloco ES-M-525, a 115 km da costa do Estado do Espírito Santo. A Petrobras é a operadora do consórcio para exploração do bloco BM-ES-23 (65%), formado ainda pelas empresas Shell Brasil Petróleo Ltda (20%) e Inpex Petróleo Santos Ltda (15%)
A Petrobras comunicou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ontem a descoberta de indícios de petróleo e gás natural na Bacia Pará-Maranhão, região que pode representar, mais à frente, uma nova fronteira petrolífera. O Bloco explorado pela companhia foi o BM-PA-MA3, onde a estatal já havia encontrado indícios de óleo. No entanto, esta é a primeira descoberta em parceria com a chinesa Sinopec, que detêm 20% do projeto.
A estatal brasileira anunciou também ontem, por meio de nota, ter encontrado nova acumulação de petróleo nos reservatórios no Cretáceo da Bacia do Espírito Santo. A descoberta resultou da perfuração do poço 1-BRSA-926D-ESS (1-ESS-205D), informalmente denominado Brigadeiro, em profundidade de água de 1900 metros, localizado na área de Concessão BM-ES-23, bloco ES-M-525, a 115 km da costa do Estado do Espírito Santo. A Petrobras é a operadora do consórcio para exploração do bloco BM-ES-23 (65%), formado ainda pelas empresas Shell Brasil Petróleo Ltda (20%) e Inpex Petróleo Santos Ltda (15%)
Petrobras e Exxon realizam maior descoberta em 10 anos no Golfo do México
Petrobras e Exxon realizam maior descoberta em 10 anos no Golfo do México
A Petrobras informou ontem, no fim do dia, duas importantes descobertas de petróleo e uma descoberta de gás em águas ultraprofundas na área de Hadrian, na concessão Keathley Canyon, na porção norteamericana do Golfo do México. A estimativa é de que haja um volume recuperável superior a 700 milhões de barris de óleo equivalente na região, configurando uma das maiores descobertas realizadas no Golfo do México na última década. De acordo com a estatal, "avaliações preliminares acenam para a existência de um importante conjunto de descobertas de hidrocarbonetos nessa região."
A Petrobras América, subsidiária da estatal brasileira, detém 50% de um bloco e 25% em outros três, no projeto operado pela ExxonMobil. A Eni Petroleum US LLC participa com os 25% restantes. As acumulações estão localizadas a cerca de 400 km a sudoeste de Nova Orleans, em uma profundidade de água de aproximadamente 2,1 mil metros. A descoberta ocorreu através da perfuração do poço KC 919#3, no bloco KC 919, e confirmou uma acumulação de petróleo com mais de 144 metros de espessura de reservatório. Objetivos mais profundos ainda serão perfurados.
A Petrobras informou ontem, no fim do dia, duas importantes descobertas de petróleo e uma descoberta de gás em águas ultraprofundas na área de Hadrian, na concessão Keathley Canyon, na porção norteamericana do Golfo do México. A estimativa é de que haja um volume recuperável superior a 700 milhões de barris de óleo equivalente na região, configurando uma das maiores descobertas realizadas no Golfo do México na última década. De acordo com a estatal, "avaliações preliminares acenam para a existência de um importante conjunto de descobertas de hidrocarbonetos nessa região."
A Petrobras América, subsidiária da estatal brasileira, detém 50% de um bloco e 25% em outros três, no projeto operado pela ExxonMobil. A Eni Petroleum US LLC participa com os 25% restantes. As acumulações estão localizadas a cerca de 400 km a sudoeste de Nova Orleans, em uma profundidade de água de aproximadamente 2,1 mil metros. A descoberta ocorreu através da perfuração do poço KC 919#3, no bloco KC 919, e confirmou uma acumulação de petróleo com mais de 144 metros de espessura de reservatório. Objetivos mais profundos ainda serão perfurados.
Petrobras confirma produção de 6 milhões de barris em 2020
O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, confirmou que a produção de óleo da companhia em 2020 deverá atingir 6 milhões de barris por dia, devido à entrada em produção de áreas da cessão onerosa com até 5 bilhões de barris de óleo recuperável e da adição de novas áreas de produção ao portfólio da companhia.
O executivo destacou que o patamar engloba apenas a produção de óleo destinada à estatal, sem considerar os volumes destinados aos parceiros da companhia em blocos exploratórios. Pelo atual Plano de Negócios 2010-2014, em revisão pela companhia, a previsão é de produção de 3,9 milhões de barris de óleo por dia, mas a projeção não considera a cessão onerosa de até 5 bilhões de barris de óleo fechada no ano passado.
"Barbassa [Almir, diretor financeiro] inclui a cessão onerosa e outras áreas que entrarão até 2020. Nossa produção em 2020 deverá ser por volta de 6 milhões de barris de óleo por dia", disse Gabrielli, lembrando que o volume de 6 milhões de barris diários em 2020 foi informado na semana passada por Barbassa.
O presidente da companhia também fez questão de frisar que o atraso na licitação de 21 sondas de perfuração que serão construídas no Brasil não vai causar atrasos no cronograma de exploração da empresa. Gabrielli lembrou que a empresa possui 14 sondas em operação e outras 11 "chegando" nos próximos anos. A licitação dos 21 equipamentos foi anunciada esta semana e as propostas terão que ser entregues até setembro, três meses depois do previsto na primeira licitação, cancelada devido aos preços elevados.
"Três meses de atraso não alteram nada . As sondas devem ser entregues a partir de 2015 e temos sondas suficientes. Apesar de toda a reação internacional que dizia que não faríamos [as sondas no Brasil], estamos tranquilos", frisou Gabrielli.
A Petrobras vai afretar as 21 sondas, que deverão ser construídas em estaleiros brasileiros. Cada operador contratado pelos afretadores poderá ficar responsável por, no máximo, cinco das 21 unidades. O executivo disse que essa licitação tem a vantagem de possuir o balizamento de preços das primeiras sete sondas licitadas, que serão construídas no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Pernambuco, e pertencerão à Sete Brasil.
O executivo destacou que o patamar engloba apenas a produção de óleo destinada à estatal, sem considerar os volumes destinados aos parceiros da companhia em blocos exploratórios. Pelo atual Plano de Negócios 2010-2014, em revisão pela companhia, a previsão é de produção de 3,9 milhões de barris de óleo por dia, mas a projeção não considera a cessão onerosa de até 5 bilhões de barris de óleo fechada no ano passado.
"Barbassa [Almir, diretor financeiro] inclui a cessão onerosa e outras áreas que entrarão até 2020. Nossa produção em 2020 deverá ser por volta de 6 milhões de barris de óleo por dia", disse Gabrielli, lembrando que o volume de 6 milhões de barris diários em 2020 foi informado na semana passada por Barbassa.
O presidente da companhia também fez questão de frisar que o atraso na licitação de 21 sondas de perfuração que serão construídas no Brasil não vai causar atrasos no cronograma de exploração da empresa. Gabrielli lembrou que a empresa possui 14 sondas em operação e outras 11 "chegando" nos próximos anos. A licitação dos 21 equipamentos foi anunciada esta semana e as propostas terão que ser entregues até setembro, três meses depois do previsto na primeira licitação, cancelada devido aos preços elevados.
"Três meses de atraso não alteram nada . As sondas devem ser entregues a partir de 2015 e temos sondas suficientes. Apesar de toda a reação internacional que dizia que não faríamos [as sondas no Brasil], estamos tranquilos", frisou Gabrielli.
A Petrobras vai afretar as 21 sondas, que deverão ser construídas em estaleiros brasileiros. Cada operador contratado pelos afretadores poderá ficar responsável por, no máximo, cinco das 21 unidades. O executivo disse que essa licitação tem a vantagem de possuir o balizamento de preços das primeiras sete sondas licitadas, que serão construídas no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Pernambuco, e pertencerão à Sete Brasil.
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