ANP quer pequenas e médias empresas na produção e exploração de petróleo

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.

Campo da Shell ficará parado para manutenção até 2013

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.

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.

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.

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

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%)

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.

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 Crepúsculo do Petróleo - Acabou-se a Gasolina , Salve-se que Puder!

Fonte: Livraria Saraiva.

"O Crepúsculo do Petróleo" merece ser lido com atenção porque demonstra de maneira convincente como são frágeis as bases sobre as quais está montada a economia globalizada, e como tende a ser curto o espaço de tempo que resta à supremacia do dólar americano e à ordem político-econômica que disso depende para se manter hegemônica em escala mundial. Com a mesma sensibilidade estratégica que lhe permitiu, no ano de 1965, antecipar-se ao Governo Federal na implantação dos sistemas estaduais de telecomunicações da Amazônia, o autor analisa agora as conseqüências da crise energética que mina as fundações da civilização industrial em que vivemos, e seus reflexos sobre o nosso país. É um livro destinado a preparar administradores, empresários e o público em geral para os momentos difíceis que nos espreitam, uma reversão de expectativas inesperada ante as ilimitadas perspectivas provocadas pelos extraordinários avanços dos últimos 100 anos.

Autor: Porto, Mauro

Editora: 

Brasport

Preço: 

46,00

Energia Alternativa - Solar, Eólica, Hidrelétrica e de Biocombustíveis - Série Mais Ciência. 

'Energia Alternativa' trata das questões políticas, econômicas e ambientais que envolvem os problemas energéticos mundiais. O livro apresenta informações sobre pesquisas recentes sobre o uso de biocombustíveis, como etanol, além de experiências com a produção de energia a partir das marés, do vento, do Sol e de outras fontes renováveis. A energia hidrelétrica e os combustíveis fósseis também são reavaliados.

Autor: Walisiewicz, Marek

Editora: 

Publifolha

Preço: 

17,90

Petrobras investirá US$ 350 milhões na construção de terminal marítimo

 

A Petrobras vai construir um terminal marítimo para escoar a futura produção de petróleo nos campos do pré-sal da Bancia de Santos. A informação foi divulgada nesta segunda-feira pelo diretor de abastecimento da companhia, Paulo Roberto Costa, ao explicar que o terminal flutuante ficará a cerca de 90 km da costa entre Rio de Janeiro e São Paulo. Segundo o executivo, a decisão pela construção do terminal flutuante foi tomada porque não existe mais área disponível para ampliar os terminais terrestres de São Sebastião (SP) e Angra dos Reis (RJ).
- O projeto prevê a instalação de um navio tanque de posicionamento dinâmico (sem âncoras) para receber o grande volume do pré-sal - disse Costa.
O diretor da Petrobras participou de seminário sobre logística e infraestrutura na Abimec-Rio, quando explicou que o projeto prevê investimentos de US$ 350 milhões. A Petrobras já lançou licitação para a construção do navio-tanque que funcionará como base marítima e terá capacidade para receber de dois a três milhões de barris de petróleo por dia.
Costa afirmou que, no futuro, deverão ser construídos mais dois ou três terminais flutuantes, dependendo do aumento da produção no pré-sal.

P-56 terá primeiro óleo em agosto e pico de produção até março de 2012

 

A Petrobras pretende iniciar em agosto a produção na P-56, no campo de Marlim Sul, na bacia de Campos. A expectativa da companhia é de que o pico de produção de 100 mil barris de óleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás seja atingido no primeiro trimestre do ano que vem. A plataforma, do tipo semi-submersível, será batizada amanhã, no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis, em cerimônia que contará com a presença da presidente Dilma Rousseff.

A unidade ajudará a estatal a atingir a meta de 300 mil barris de óleo equivalente (BOE) por dia ao fim de 2011 no campo de Marlim Sul. Atualmente, o campo produz cerca de 243 mil BOE por dia. O gerente de implementação de empreendimentos para Marlim Sul, Roberto Moro, ressaltou que a P-56 será um clone da P-51 e da P-52, mas com o maior conteúdo nacional entre as três unidades, cerca de 73%, já que seu casco foi completamente construído no Brasil, parte na Nuclep e parte no Brasfels.

"A construção da plataforma foi toda feita aqui e tivemos quatro canteiros de obras no Rio de Janeiro", disse Moro, lembrando que apenas equipamentos sem produção no Brasil, como turbogeradores e turbocompressores, foram comprados fora do país. O gerente do ativo de Marlim Sul, Carlos Bartolomeu Barbosa, explicou que a reserva do campo está em torno de 540 milhões de BOE e que a companhia pretende manter a P-56, que custou cerca de US$ 1,5 bilhão, operando no campo até 2025. A produção inicial da unidade começará com um poço, com extração de cerca de 10 mil barris por dia.

Bartolomeu ressaltou ainda que a região de Marlim Sul tem prospectos de pré-sal, mas explicou que a decisão sobre perfuração na camada geológica não está a cargo da gerência de Marlim Sul, mas da área específica do pré-sal. Moro lembrou que a construção da P-56 antes da P-55 aconteceu depois que a licitação para as duas unidades foi cancelada devido aos preços considerados altos pela Petrobras.

Para ganhar tempo, a estatal decidiu construir a P-56 para operá-la no campo de Marlim Sul, onde a confiabilidade dos reservatórios - a área está sob concessão da Petrobras desde antes do início das rodadas de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) - é maior. "Vamos entrar em produção em agosto, antecipando em mais de um ano a produção", disse Moro, lembrando que a previsão inicial para a produção na região era para dezembro do ano que vem.

Petróleo no mundo

 

  Não se sabe quando despertaram a atenção do homem, mas o fato é que o petróleo, assim como o asfalto e o betume, era conhecido desde os primórdios da civilização. Nabucodonosor usou o betume como material de liga nas de construção dos célebres Jardins Suspensos da Babilônia. Foi também utilizado para impermeabilizar a Arca de Noé. Os egípcios o usaram para embalsamar os mortos e na construção de pirâmides, enquanto gregos e romanos dele lançaram mão para fins bélicos.
Só no século XVIII, porém, é que o petróleo começou a ser usado comercialmente, na indústria farmacêutica e na iluminação. Como medicamento, serviu de tônico cardíaco e remédio para cálculos renais, enquanto seu uso externo combatia dores, cãibra e outras moléstias. Até a metade do século XIX, não havia ainda a idéia, ousada para a época, da perfuração de poços petrolíferos. As primeiras tentativas aconteceram nos Estados Unidos, com Edwin L. Drake.
Drake lutou com diversas dificuldades técnicas, chegando mesmo a ser cognominado de "Drake, o louco". Após meses de perfuração, Drake encontra o Petróleo, a 27 de agosto de 1859. Passados cinco anos, achavam-se constituídas, nos Estados Unidos, nada menos que 543 companhias entregues ao novo e rendoso ramo de atividades. Na Europa, floresceu em paralelo à fase de Drake, uma reduzida indústria de petróleo, que sofreu a dura competição do carvão, linhita, turfa e alcatrão - matérias-primas então entendidas como nobre. Naquela época, as zonas urbanas usavam velas de cera, lâmpadas de óleo de baleia e iluminação por gás e carvão. Enquanto isso, no campo, o povo despertava com o sol e dormia ao escurecer por falta de iluminação noturna.
Assim, as lâmpadas de querosene, por seu baixo preço, abriram novas perspectivas ao homem do campo, principalmente, permitindo que pudesse ler e escrever à noite. A invenção dos motores à gasolina e a diesel, no século passado, fez com que estes derivados, até então desprezados, passassem a ter novas aplicações. Assim, ao longo do tempo, o petróleo foi se impondo como fonte de energia eficaz. Hoje, além de grande utilização dos seus derivados, com o advento da petroquímica, centenas de novos produtos foram surgindo, muitos deles diariamente utilizados, como os plásticos, borrachas sintéticas, tintas, corantes, adesivos, solventes, detergentes, explosivos, produtos farmacêuticos, cosméticos, etc. Com isso, o petróleo além de produzir combustível e energia, passou a ser imprescindível a utilidade e comodidades da vida de hoje.

Petróleo no Brasil

A história do petróleo no Brasil pode ser dividida em três fases distintas:

•    Até 1938, com as explorações sob o regime da livre iniciativa. Neste período, a primeira sondagem profunda foi realizada entre 1892 e 1896, no Município de Bofete, Estado de São Paulo, por Eugênio Ferreira Camargo;
•    Nacionalização das riquezas do nosso subsolo, pelo Governo e a criação do Conselho Nacional do Petróleo, em 1938;
•    Estabelecimento do monopólio estatal, durante o Governo do Presidente Getúlio Vargas que, a 3 de outubro de 1953, promulgou a Lei 2004, criando a Petrobras. Foi uma fase marcante na história do nosso petróleo, pelo fato da companhia ter nascido do debate democrático, atendendo aos anseios do povo brasileiro e defendida por diversos partidos políticos.
A ONIP – Organização Nacional da Indústria do Petróleo, entidade não governamental, de direito privado, sem fins lucrativos, envolvende todos os segmentos que atuam no setor de petróleo e gás. Foi criada em 31 de maio de 1999, como uma instituição de âmbito nacional que tem por finalidade principal atuar como fórum de articulação e cooperação entre as companhias de exploração, produção, refino, processamento, transporte e distribuição de gás, petróleo e derivados, empresas fornecedoras de bens e serviços do setor petrolífero, organismos governamentais e agencias de fomento, de forma a contribuir para o aumento da competitividade global do setor.
Através do seu comitê de logística e infra-estrutura, a ONIP, realiza um trabalho dos mais abrangentes, pois envolve desde o porto de atracação ao retroporto, transporte para insumos, peças e componentes, etc. Os projetos nesta área estão sendo desenvolvidos, principalmente, no Rio de Janeiro e no Espírito Santo, acreditando-se que todas as petrolíferas terão sua atuação na área de Vitória até Paranaguá.
A organização está criando um cadastro nacional de fornecedores de bens e serviços para o setor de transporte. A expectativa é chegar aos 400 grandes fornecedores e cerca de 30 mil empresas de pequeno porte, consideradas sub-fornecedores, que serão contatadas através de convênio com o SEBRAE – Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas, para depois serem incluídas no cadastro, a ser aberto também a empresas estrangeiras nos nichos em que a indústria brasileira ainda não seja competitiva.
Empresas interessadas em atuar como fornecedores para as grandes organizações que atuam na exploração de Petróleo, podem se cadastrar na ONIP, via Internet (www.onip.org.br). A organização também divulgará na rede os planos de compra e de investimentos das companhias petrolíferas. A ONIP também pretende colocar na internet toda a legislação comentada do setor, em todo o mundo, as novidades tecnológicas e disponibilidades de recursos humanos, treinamento e aperfeiçoamento.
Isto está sendo levantado pelo comitê de capacitação tecnológica e de recursos humanos, que pretende identificar a demanda tecnológica da indústria petrolífera e dos fornecedores e sub-fornecedores e identificar o perfil dos profissionais de nível superior, técnico e médio. As informações devem ser passadas a universidades, escolas técnicas federais e também ao SENAI, para que o sistema educacional inicie desde logo a formação de pessoal para o setor que mais vai crescer na economia brasileira e talvez mundial. Isso porque não há notíciais de tantos investimentos num mesmo país nos próximos dez anos quanto o previsto para o petróleo no Brasil.

"A Petrobras enfrenta um grave problema de qualificação de mão de obra."

Origem: Assessor da Presidência da Petrobras, Sidney Granja. Postado em 07.06.2011, 10:15 am

Disse o assessor da presidência da Petrobras, Sidney Granja, sobre a falta de mão de obra no país, ressaltando que a empresa precisa investir no fortalecimento da engenharia brasileira.

Pergunte na Entrevista de Emprego

Especialista em recrutamento afirma que indagar o selecionador é tão importante quanto saber responder questões.

Muito se escreve e se fala sobre o que os candidatos a vagas de emprego devem responder para obter êxito na entrevista. Entretanto, no cara a cara com o recrutador, a maioria dos aspirantes a um cargo se esquece de fazer perguntas-chave sobre a empresa e o emprego que irão impactar diretamente em sua carreira e satisfação no trabalho.
Para o especialista em recrutamento Joe Turner é fundamental buscar informações sobre a vaga antes de aceitar propostas. Numa fase em que o viés de superioridade do selecionador dá lugar ao diálogo “recrutador versus profissional”, Turner elaborou um guia - publicado em um site global especializado - com seis questões essenciais a serem feitas pelos candidatos na entrevista de emprego. Saiba quais são elas e por que você deve saber as respostas.

1. O que aconteceu com o profissional que realizava este trabalho? (Se uma nova posição: Como este trabalho era realizado?)
De acordo com Turner, é preciso conhecer todos os problemas ou antecedentes associados à vaga de emprego. Por exemplo: o antecessor foi demitido ou promovido? A posição é temporária ou nova? Isso mostra quais as expectativas dos gestores e como a empresa está se preparando para crescer.

2. O que mantém os profissionais na empresa?
É necessário descobrir o que um profissional da empresa tem a dizer sobre o seu trabalho. Segundo Turner, o entrevistador é a melhor pessoa para responder esta questão. Para entender a cultura empresarial, é válido conversar também com outras pessoas que trabalham ou trabalharam na organização.

3. Qual será a primeira tarefa a ser realizada pelo profissional contratado?
É importante iniciar o novo emprego em sintonia com o seu chefe ou gerente. Seja claro, exponha suas expectativas iniciais e diga quais resultados pode entregar, recomenda Turner. Não saia de uma entrevista de emprego sem compreender as atividades que o profissional contratado deverá realizar.

4. O que você pode dizer sobre o meu chefe direto?
Conforme Turner, o profissional deve buscar informações sobre o gestor direto. Entender o perfil do chefe e a forma como delega tarefas pode evitar conflitos no trabalho, diz o especialista. Se você possui um perfil proativo, mas vai trabalhar em uma empresa de hierarquia vertical é bom que saiba antes.

5. A empresa está em uma boa fase? Quais são as projeções de lucro?
Entender o futuro, os planos para novos produtos e serviços e o mercado no ramo em que a empresa atua é de extrema importância, já que você está disposto a dedicar-lhe seu tempo e trabalho. Essas informações também podem ser encontradas no site da companhia, em publicações especializadas ou por meio de buscas na internet.

6. Qual é o próximo passo?
Para Turner, é necessário assumir a liderança e definir um plano de acompanhamento dos próximos passos antes da possível contratação. “Você precisa saber o que acontece após esse ponto (entrevista)”. O especialista diz que é importante medir o entusiasmo da empresa durante a entrevista, mas alerta que é preciso também causar uma boa impressão no recrutador. Demonstrar interesse pela vaga e pela empresa, afirma Turner, transmitirá a ideia de que você é um profissional comprometido.

ANP aprova cessão de ativos da Devon no Brasil para a BP

A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou em reunião realizada na última sexta-feira (6/5) a cessão de direitos de áreas concedidas à Devon Energy para a BP. As aprovações governamentais dadas pela ANP eram as últimas necessárias à conclusão do acordo anunciado em março do ano passado. A expectativa é de que a conclusão formal dessa aquisição seja feita em breve. As áreas adquiridas darão à BP uma posição diversificada de exploração em águas profundas no Brasil, com participação em oito blocos nas Bacias de Campos e Camamu-Almada, em lâminas d’água entre 100 e 2.780 metros de profundidade, bem como duas concessões em terra na Bacia do Parnaíba.
“Nós estamos muito felizes com essa aprovação. A conclusão dessa aquisição dará à BP uma forte posição em algumas das bacias sedimentares mais importantes do Brasil, reforçando a nossa estratégia de assegurar presença na exploração de tais bacias, trabalhando lado a lado com a Petrobras e outros parceiros,” declarou Bob Dudley, Executivo Chefe do Grupo BP. O aval da ANP acontece após o Diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, recomendar, à época do vazamento no Golfo do México, que o pedido fosse analisado com o "costumeiro rigor", mas sem pressa por parte da área técnica da Agência. A partir daí, técnicos da ANP avaliaram os trabalhos da BP junto ao acidente no golfo e analisaram uma apresentação minuciosa da petrolífera britânica sobre o aprendizado nesse episódio.

Shell e Vale antecipam exploração de gás em Minas Gerais

A Shell Brasil, subsidiária da anglo-holandesa Shell no país, vai aplicar tecnologias do chamado gás não convencional, desenvolvidas no exterior, para explorar o insumo em terra, no Brasi, em parceria com a mineradora Vale. Presidente da petrolífera no páis, André Araújo não revela valores do investimento, mas justifica o projeto, na Bacia do São Francisco, no norte de Minas Gerais, como consequência da maior importância que o gás alcançou para a empresa nos últimos anos . Em 2012, a produção do insumo pela Shell , no mundo, vai superar a de petróleo pela primeira vez na história.
A partir da experiência adquirida no exterior, tecnicos da empresa alimentam expectativa de encontrar reservatórios de tight gás no norte de Minas. Para isso, vão colocar em prática um cronograma , ao longo de 2011, que prevê 503 quilômetros de sísmica 2D (processo de pesquisa geológica). A expectativa é que o projeto conte com a parceria da Vale, que aguarda apenas autorização da ANP para assumir 40% de participação nos blocos.

PDVSA tem até agosto para se associar à refinaria

A Petrobras deu prazo até agosto para que a estatal do petróleo da Venezuela, PDVSA, aporte os recursos necessários para se tornar sócia da refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco. De acordo com o diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa, uma carta-alerta foi enviada à estatal venezuelana para que sejam colocados recursos no projeto até agosto.
A PDVSA anunciou que seria sócia da estatal brasileira na refinaria, batizada de Abreu e Lima em homenagem ao general pernambucano que lutou ao lado de Simón Bolívar pela libertação da Venezuela, mas, por enquanto, só a estatal brasileira investiu na unidade de processamento, que já tem 35% das obras concluídas. Em novembro do ano passado, a PDVSA informou que tinha os US$ 400 milhões iniciais para se tornar sócia da estatal brasileira , mas nada foi pago até o momento.

Entrevista com José Alci Alves da Silva

Fonte: NN - Rodrigo Leitão.

A 5X petróleo dessa semana é com o auditor e consultor QSMS, José Alci Alves da Silva. Na entrevista, ele fala sobre os riscos que a construção de uma plataforma de gás pode causar no meio ambiente e quais providências podem ser tomadas para fiscalização e prevenção de acidentes.
1)Quais os riscos ambientais que uma plataforma de gás pode trazer para o meio ambiente. Há alguma diferença específica para uma plataforma que explora petróleo?

Os riscos são semelhantes a  qualquer tipo de atividade: Físicos, Químicos, Biológicos, Ergonômicos e de acidentes.  Estes deverão ser levantados a partir de um “Risk Assessment”, método HAZOP, com pessoal/ equipe multidisciplinar para identificação,  controles e ações para eliminação dos riscos que deverão ser declarados em uma Planilha de Levantamento de Aspectos , Impactos , Perigos e Riscos,   iniciando-se no Controle Operacional, e a deflagação de treinamentos de toda a equipe de  de trabalhadores em todos os níveis, dos aspectos, impactos, perigos e riscos dos locais de trabalho.

Os riscos de uma plataforma de gás e petróleo são semelhantes, porque os dois geram produção de gás e o risco de fogo e explosão são iminentes caso não se trabalhe de forma sistemática na prevenção destes riscos.  Com este estudo também se avaliam os cenários para Atendimento e Respostas a Emergências.

2) Qual o custo de uma plataforma hoje? É mais viável do que no mercado internacional?

A plataforma de Mexilhão 1 realizou o contrato  inicial ao custo de R$ 1.100.000,00 (Um bilhão e cem milhões de reais) e desbancou os grandes centros navais mundiais, mudando paradigmas para a construção de plataforma do tipo jaqueta, no Brasil.  E a Petrobrás realizou com a empresa Estaleiro Maua a parceria e  a administração do negócio em forma de EAP – Estrutura Analítica de Projeto, o que mesmo sendo um processo moderno de administração, propiciou o acompanhamento direto dos custos e também com relação aos controles dos riscos ambientais: assegurando a garantia de 0,25% do total do projeto do custo inicial mencionado acima, aplicado específicamente para QSMS&RS (Qualidade,Segurança, Meio Ambiente, Saúde e Responsabilidade Social),  o qual,  tivemos o prazer de gerenciar.  O custo, sem sombra de dúvidas  muito mais viável que o mercado internacional, e mantendo assim divisas para o nosso país.

3) Quais os passos de construção de uma plataforma, resumidamente?

Planejamento & Projeto; Qualidade, Saúde, Segurança; Meio Ambiente e Responsabilidade Social; Engenharia; Construção e Montagem da Jaqueta; Construção e Montagem dos Módulos; Comissionamento
Translado da Jaqueta para a Bacia de Santos

4) Qual a capacidade de produção de gás na plataforma de Mexilhão, e qual o volume máximo de gás que uma plataforma pode produzir e armazenar?

Descoberto em 2003 a capacidade de processamento será de 15.000.000 m3 (quinze milhões de m3) de gás e 20.000 (vinte mil barris) de condensados por dia. Segundo dados da Petrobras.

5) Sempre escutamos de acidentes nas plataformas, de funcionário acidentado, plataformas sem manutenção e etc. Quais os principais motivos de acidentes em plataformas e por que não há manutenção, fiscalização regularmente? O que falta das autoridades para uma melhora?

Acompanhei todo o processo de construção da plataforma durante 4 anos  e chegamos a marca de 5.000.000 (cinco milhões) de horas sem acidentes com afastamento, 95% de conformidades nas oito auditorias realizadas no Sistema de Gestão de QSMS e desenvolvemos um projeto Piloto de Gestão de 3Rs em conjunto com a Petrobrás, nos canteiros de obras da Unidade 02 e 03 Ilha do Caju e Caximbau/RJ. Com relação a minha experiência off shore entendo que o Brasil precisa, de uma forma geral aumentar os escopos de certificação de Sistemas de Gestão de Qualidade, Segurança&Saúde Ocupacional e Ambiental baseados nas Normas da ABNT (ISO 9001:2008, ISO 14001:2004 e OHSAS 18001:2007) em todos os segmentos industriais e principalmente na prospecção de petróleo e gás devido ao risco, porque só com gestão teremos um gerenciamento auditado, acreditado e consequentemente aplicando-se as normas, e a legislação de forma a que a Alta Direção sejam os  responsáveis pelos seus desdobramentos e implantação dos ítens das normas.

Como temos a certeza de que 96% dos incidentes são provocados por atitudes e comportamentos, só com uma política de tramento dos desvios e sólidas Análise Críticas pela Alta Direção poderão acompanhar com eficácia, os Sistemas de gestão. Para complementar os Órgãos governamentais precisam realizar inclusões nas suas atividades de gestão entendendo  a importância do gerenciamento no âmbito federal, estadual e municipal semelhantes aos grandes empreendimentos particulares e não como são executados como fiscalização, baseadas em conceitos ultrapassados, como ocorre atualmente e sem o propósito de motivação para da prática da “Gestão”. Não podemos deixar de reconhecer alguns avanços no Brasil em estados como São Paulo e Rio Grande do Sul, mas ainda é lento em relação ao tamanho da nosso Brasil, na busca de : Valores Éticos; Atuação Responsável. Comportamento Seguro e Saúde do Trabalhador.

As fases de um poço

Fonte: Professor Valdson Vercellotti

 

A perfuração de um poço nem sempre revela a presença de petróleo no subsolo. Apesar do grande progresso dos métodos de pesquisa, mais de 80% dos poços pioneiros não resultam, no Brasil e no mundo, em descobertas aproveitáveis. Quando um poço não revela a presença de petróleo, é tamponado com cimento e abandonado. Embora secos ou subcomerciais, esses poços podem fornecer indicadores e informações importantes para o prosseguimento das perfurações, porque permitem maiores conhecimentos sobre a área explorada.
Na fase da pesquisa petrolífera denominada avaliação, determina-se se o poço contém petróleo em quantidades que justifiquem sua entrada em produção comercial. Para isso, são realizados testes de formação, para recuperação do fluido contido em intervalos selecionados; se os resultados forem promissores, executam-se os testes de produção, que podem estimar a produção diária de petróleo do poço.
Desde o momento em que a perfuração é iniciada, o trabalho se processa sem interrupção e só termina quando atinge os objetivos predeterminados. O objetivo de um poço, em termos de perfuração, é traduzido na profundidade programada: 800, 2.000, 6.000 metros, etc. Isto requer trabalho árduo e vigília permanente. À medida que a broca avança, são acrescentados tubos em segmentos de dez metros. Em geral, uma broca tem vida útil de 40 horas. Para trocá-la, tem-se de retirar toda a tubulação em segmentos de três tubos e recolocá-los. É fácil imaginar o trabalho e o tempo que se leva se a perfuração estiver, por exemplo, a 4.000 metros de profundidade.
Os poços iniciais são chamados pioneiros e têm por objetivo testar áreas ainda não produtoras. Caso se realize uma descoberta com o poço pioneiro, outros poços são perfurados para estabelecer os limites do campo. São os chamados poços de delimitação ou extensão. Todos eles são, em conjunto, classificados como exploratórios. Se for confirmada a existência de área com volume comercialmente aproveitável de óleo, são perfurados os poços de desenvolvimento, através dos quais o campo é posto em produção. Em muitos casos, os poços pioneiros e os de delimitação também são aproveitados para produzir.
Completação
Quando um poço é produtor, inicia- se o estágio de completação: uma tubulação de aço, chamada coluna de revestimento, é introduzida no poço. Em torno dela é colocada uma camada de cimento, para impedir a penetração de fluidos indesejáveis e o desmoronamento de suas paredes. A operação seguinte é o canhoneio: um canhão especial desce pelo interior do revestimento e, acionado da superfície, provoca perfurações no aço e no cimento, abr indo furos nas zonas portadoras de óleo ou gás e permitindo o escoamento desses fluidos para o interior do poço. Outra tubulação, de menor diâmetro (coluna de produção), é introduzida no poço, para conduzir os fluidos até a superfície. Instala-se na boca do poço um conjunto de válvulas conhecido como árvore-de-natal, para controlar a produção.

Petróleo no mar

Fonte: Professor Valdson Vercellotti

 

No mar, as atividades seguem etapas praticamente idênticas às de terra. As perfurações marítimas podem ser executadas através de plataformas fixas ou flutuantes e de navios-sonda. As plataformas mais comuns são de dois tipos: as semi-submersíveis, que se apoiam em flutuadores submarinos, cuja profundidade pode ser alterada através do bombeio de água para dentro ou fora dos tanques de lastro, permitindo que os flutuadores fiquem posicionados sempre abaixo da zona de ação das ondas, o que dá ao equipamento grande estabilidade.
As plataformas auto-eleváveis se apoiam no fundo do mar por meio de três ou mais pernas com até 150 metros de comprimento, que se movimentam verticalmente através do casco. No local da perfuração, as pernas descem até o leito do mar e a plataforma é erguida, ficando a uma altura adequada, acima das ondas. Finda a perfuração, as pernas são suspensas, e a plataforma está pronta para ser rebocada. Já os navios-sonda parecem navios convencionais, mas possuem, no centro, uma torre e uma abertura pela qual é feita a perfuração. Em algumas partes do mundo, já foram feitas perfurações em lâminas d'água (distância da superfície ao fundo do mar) superiores a 2.000 metros e há projetos para dobrar esta marca. No litoral brasileiro, já houve perfurações em águas de 1.845 metros de profundidade.
Produção
Revelando-se comercial, começa a fase da produção naquele campo. Nesta fase, o óleo pode vir à superfície espontaneamente, impelido pela pressão interna dos gases. Nesses casos temos os chamados poços surgentes. Para controlar esse óleo usa-se, então, um conjunto de válvulas denominado Árvore de Natal. Quando, entretanto, a pressão fica reduzida, são empregados processos mecânicos, como o Cavalo de Pau, montado na cabeça do poço e que aciona uma bomba colocada no seu interior. É utilizado para bombear o petróleo para a superfície, além de outros, como bombeamento hidráulico, centrífugo e a injeção de gás.
Os sistemas de produção marítimos utilizam plataformas fixas especialmente construídas ou plataformas de perfuração, do tipo semi-submersível, adaptadas para produzir. No Brasil, a Petrobras desenvolveu tecnologia própria para produção marítima, através dos sistemas flutuantes de produção, largamente utilizados na Bacia de Campos. Os êxitos sucessivos obtidos na concepção e operação desses sistemas colocaram a empresa na vanguarda mundial da produção de petróleo em águas profundas, onde o Brasil vem obtendo sucessivos recordes tecnológicos, destacando-se o de produção em maior lâmina d'água do mundo.

Produção de petróleo

 

Fonte: Professor Valdson Veercellotti

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Entre a descoberta de uma jazida e o início da produção são mobilizados centenas de profissionais e aplicados bilhões de reais para montar uma complexa infra-estrutura que permita a extração do petróleo e seu escoamento até as refinarias. São necessários enormes investimentos para a construção de plataformas de produção marítima, oleodutos, gasodutos, estações coletoras de Petróleo, instalações de tratamento e terminais petrolíferos.
Junto à descoberta do petróleo pode ocorrer, também, a do gás natural. Isso acontece, principalmente, nas bacias sedimentares brasileiras, onde o gás natural, muitas vezes, encontra-se dissolvido no petróleo, sendo separado durante as operações de produção. Tecnicamente chama-se a isto de gás associado ao petróleo. Gás natural é o gás existente nas jazidas. Algumas vezes, é produzido juntamente com o petróleo, comum nos poços da Bacia de Campos. Há também o gás natural não-associado, existente em jazidas sem petróleo, como nos poços do Campo de Juruá, na Amazônia.
Ao sair do poço, o petróleo não vem só. Embora existam poços que só produzem gás, grande parte deles produz, ao mesmo tempo, gás, petróleo e água salgada. Isto prova que o óleo se concentra no subsolo, entre uma capa de gás e camadas de água na parte inferior. Depois de eliminada a água, em separadores, o petróleo é armazenado e segue para as refinarias ou terminais.
O gás natural é submetido a um processo onde são retiradas partículas líquidas, que vão gerar o gás liquefeito de petróleo (GLP) ou gás de cozinha. Após processado, o gás natural é entregue para consumo industrial, inclusive na petroquímica. Parte deste gás é reinjetado nos poços, para estimular a produção de petróleo. O petróleo e o gás descobertos não são totalmente produzidos. Boa parte deles fica em disponibilidade para futuras produções, em determinado momento. São chamadas Reservas de Petróleo e de Gás.
Dos campos de produção, seja em terra ou mar, o petróleo e o gás seguem para o parque de armazenamento, onde ficam estocados. Este parque é uma grande área na qual se encontram instalados diversos tanques que se interligam por meio de tubulações. A produção de petróleo bruto no oceano (offshore) é armazenada nas plataformas, havendo diversos tipos de armazenamento, para abastecer os petroleiros que conduzirão o petróleo às refinarias, ou também por meio de oleodutos submarinos, que conduzem o petróleo para terra firme, quando reúnem a produção de várias plataformas. A produção em terra firme (onshore) é armazenada em tanques de superfície, para depois ser enviada para a refinaria, por pipeline, caminhão tanque ou navio tanque

Refino de óleo cru

Fonte: Professor valdson Vercellotti. Postado em 26.04.2011, 05:39 pm

O óleo cru é o petróleo proveniente dos poços, em seu estado natural ou forma ainda não processada. Tem densidade que varia amplamente, às vezes tão pesado e viscoso que não é possível ser agitado com um bastão, às vezes leve e diluído que dificilmente parece ser líquido. O petróleo, em estado natural, é uma mistura de hidrocarbonetos – compostos formados por átomos de carbono e hidrogênio. Além desses hidrocarbonetos, o petróleo contém, em proporções bem menores, compostos oxigenados, nitrogenados, sulfurados e metais pesados.
Todos esses elementos combinam-se de forma infinitamente variável. Conhecer a qualidade do petróleo a destilar é fundamental para as operações de refinação, pois sua composição e aspecto variam segundo a formação geológica do terreno de onde o petróleo foi extraído e a natureza da matéria orgânica que lhe deu origem. Assim, há petróleo leve, que dá elevado rendimento em nafta e óleo diesel; petróleo pesados, que têm alto rendimento em óleo combustível; petróleo com alto ou baixo teor de enxofre, etc. O conhecimento prévio dessas características facilita a operação de refino.
O refino é constituído por uma série de operações de beneficiamento às quais o petróleo bruto é submetido para a obtenção de produtos específicos. Refinar petróleo, portanto, é separar as frações desejadas, processá-las e transformá-las em produtos vendáveis. A primeira etapa do processo de refino é a destilação primária. Nela, são extraídas do petróleo as principais frações, que dão origem à gasolina, óleo diesel, nafta, solventes e querosenes (de iluminação e de aviação), além de parte do GLP (gás de cozinha).
Em seguida, o resíduo da destilação primária é processado na destilação a vácuo, na qual é extraída do petróleo mais uma parcela de diesel, além de frações de um produto pesado chamado gasóleo, destinado à produção de lubrificantes ou a processos mais sofisticados, como o craqueamento catalítico, onde o gasóleo é transformado em GLP, gasolina e óleo diesel. O resíduo da destilação a vácuo pode ser usado como asfalto ou na produção de óleo combustível. Uma série de outras unidades de processo transformam frações pesadas do petróleo em produtos mais leves e colocam as frações destiladas nas especificações para consumo.
Uma refinaria é como uma grande fábrica, cheia de equipamentos complexos e diversificados, pelos quais o petróleo vai sendo submetido a diversos processos para a obtenção de muitos derivados. Refinar petróleo é, portanto, separar suas frações e processá-lo, transformando-o em produtos de grande utilidade: os derivados de petróleo. A instalação de uma refinaria obedece a diversos fatores técnicos, dos quais se destacam a sua localização nas proximidades de uma região onde haja grande consumo de derivados e/ou nas proximidades das áreas produtoras de petróleo

Processos de refino - parte 2

 

Fonte: Professor Valdson Vercellotti. Postado em 11.05.2011, 09:58 am

Polimerização
De certo modo, a polimerização é o oposto do craqueamento, isto é, moléculas de hidrocarbonetos mais leves que a gasolina são combinadas com moléculas semelhantes para produzir gasolina com alto teor de octano (hidrocarboneto com 8 carbonos), de elevado valor comercial. Existem dois tipos de polimerização: a térmica e a catalítica. O uso de catalisadores, como no craqueamento, faz com que as condições exigidas na conversão não sejam tão severas.
Alquilação
Semelhante à polimerização, o processo converte moléculas pequenas em moléculas mais longas, como as que compõem a gasolina. Difere da polimerização, pois neste processo podem ser combinadas moléculas diferentes entre si. A gasolina obtida usualmente apresenta um alto teor de octano, sendo de grande importância na produção de gasolina para aviação.
Dessulfurização
O óleo cru e derivados podem conter uma certa quantidade de compostos de enxofre, como gás sulfídrico, mercaptanas, sulfetos e dissulfetos. Diversos processos são usados para dessulfurizar esses produtos, dependendo do tipo de enxofre presente e da qualidade desejada para o produto final.
Dessalinização
Muitos processos são utilizados para remover sal e água do óleo cru. Este é aquecido e um "quebrador" de emulsão é adicionado. A massa resultante é decantada ou filtrada para retirar a água e o sal.
Hidrogenação
Processo desenvolvido por técnicos alemães para a transformação de carvão em gasolina. Nele, as frações do petróleo são submetidas a altas pressões de hidrogênio e temperaturas entre 26 ºC e 538 ºC, em presença de catalisadores.

Processos de refino - parte 1

 

Fonte: Professor Valdson Vercellotti.. Postado em 13.05.2011, 05:07 pm

Diversos processos são empregados no refino do óleo cru. Alguns são extremamente complexos e constantemente pesquisadores estão desenvolvendo novos métodos de refino mais eficazes, para obtenção de produtos mais úteis. Os processos são selecionados de acordo com os produtos que serão manufaturados e o mercado que a refinaria visa abastecer.
Um processo denominado cracking ou craqueamento é utilizado para "quebrar" compostos químicos muito grandes em substâncias menores. Há ainda outros tratamentos, como a dessalinização que remove impurezas e melhora as propriedades do produto. Os processos que normalmente são incluídos nas refinarias modernas são destilação, cracking ou craqueamento, polimerização, alquilação, dessulfurização, dessalinização, desidratação e hidrogenação.
Destilação
Produtos como a gasolina, óleo diesel, asfalto e óleo combustível são recuperados a partir do óleo cru por destilação. Este é bombeado até as unidades de destilação e aquecido; uma porção se transforma em vapor. Esse processo de aquecimento separa os diversos componentes presentes no petróleo em grupos que tem similar ponto de ebulição. Quando o vapor se condensa, esses grupos são condensados separadamente, formando os destilados, que podem ser usados desta maneira ou processados para se obter um produto mais proveitoso ou de melhor qualidade.
A porção de óleo cru que não se vaporiza na destilação, chamada de resíduo, pode ser usada como óleo combustível ou também ser processada, em produtos de maior demanda.
Cracking ou Craqueamento
O processo de craqueamento quebra as moléculas de hidrocarbonetos pesados convertendo-as em gasolina e uma série de destilados com maior valor comercial. Os dois tipos principais de craqueamento são o térmico e o catalítico. O craqueamento térmico usa calor e altas pressões para efetuar a conversão de grandes moléculas em outras menores. O craqueamento catalítico faz uso de um catalisador, substância que realiza a conversão em condições de pressão mais reduzidas. O catalisador facilita o quebramento das moléculas. Os catalisadores mais usados: platina, alumina, bentanina ou sílica. O uso de temperaturas relativamente altas é essencial em ambos os tipos de craqueamento.

Petrobras importa mais gasolina

Pelo segundo mês consecutivo, a Petrobrás terá de importar gasolina para atender ao forte aumento do consumo nos últimos meses. O diretor de Abastecimento da Petrobrás, Paulo Roberto Costa, informou ontem que a companhia vai comprar dos Estados Unidos mais de um milhão de barris do combustível. Em abril, a Petrobras já havia importado, também no mercado americano, 1,5 milhão de barris. O consumo da gasolina, assim como dos demais combustíveis, cresceu em torno de 4,5% no primeiro trimestre deste ano. Hoje está em torno de 400 mil barris por dia.
O diretor de Abastecimento da Petrobrás explicou que a importação tem como objetivo fazer estoques de segurança , uma vez que o total de 2,5 milhões de litros de gasolina comprados dos Estados Unidos é suficiente para aproximadamente seis dias de consumo no Brasil. No ano passado, a Petrobras se viu obrigada a adquirir 3 milhões de barris do exterior. Costa afirmou que a empresa continua acompanhando a evolução dos preços internacionais do petróleo, mas garantiu que a Petrobras não planeja um aumento nos preços da gasolina e do diesel.

Rio das Ostras, a cidade que mais cresce no país

O petróleo foi o combustível para que Rio das Ostras se tornasse a cidade com o maior crescimento proporcional do Brasil. A cidade, que tinha 36.419 habitantes no Censo de 2000, multiplicou por três sua população, chegando a 105.676: aumento de 190%. Segundo o prefeito Carlos Augusto Carvalho Baltazar, os royalties representam até 75% do orçamento municipal, cerca de R$15 milhões por mês. O dinheiro permite que a prefeitura faça melhorias locais, aquecendo a economia e gerando empregos. O desafio, porém, é conseguir levar serviços públicos a 69.257 novos moradores, e fazer com que a cidade sobreviva ao fim do ciclo petrolífero.
Após Rio das Ostras, Maricá (66,10%), Casimiro de Abreu (59,57%), Macaé (56,07%) e Carapebus (54,15%) foram as cidades com maior crescimento no estado, cujo aumento de população no período foi de 11,11%. Segundo Mauro Osório, professor da UFRJ, os royalties do petróleo explicam o crescimento de todas, menos de Maricá, cuja proximidade com a capital e com Niterói impulsiona o aumento de população. Porém, o setor gera empregos de forma significativa apenas em Macaé. Além dos repasses da Petrobras, Rio das Ostras atrai mais moradores por sua beleza natural e pela proximidade com Macaé.

Nova Descoberta no Pré-Sal da Bacia de Campos

Nova Descoberta no Pré-Sal da Bacia de Campos
A Petrobras descobriu nova acumulação de óleo no pré-sal da Bacia de Campos, com o poço 6-AB-119D-RJS, perfurado no campo de Albacora, a 107 km da costa e a apenas 3,2km da plataforma de produção P-31. Perfurado em profundidade de água de 380m, atingiu a profundidade total de 4.835m, constatando uma coluna de óleo de 241m, dos quais 104m são dos reservatórios carbonáticos da Formação Macabu, com porosidade em torno de 10%.
Estimativas preliminares de volume indicam, para essa nova acumulação, potencial de volume economicamente recuperável da ordem de 350 milhões de barris de óleo. Medidas de razão gás/óleo (RGO) realizadas em amostras registraram valores entre 60 e 240 m3/m3, indicando tratar-se de óleo leve. Essa descoberta será objeto de Plano de Avaliação a ser oportunamente submetido à ANP. A realização de Teste de Longa Duração para investigar o comportamento de produção dessa nova acumulação será decidida após a avaliação de  testes de formação a poço revestido (TFR's)  programados para dois intervalos selecionados.

11ª rodada de licitações terá 174 blocos

11ª rodada de licitações terá 174 blocos

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) confirmou ontem a realização, no segundo semestre deste ano, da 11ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios. A Agência foi autorizada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em reunião em Brasília. 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, 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 ofertados cerca de 122 mil quilômetros quadrados 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", afirmou o órgão regulador em nota. A 11ª Rodada será a primeira a ser feita com o novo modelo de contrato de concessão a ser divulgado pela ANP após a compilação das sugestões colhidas durante a audiência pública realizada no dia 20 de abril.

Lobão confirma aprovação da 11ª rodada de licitações

Lobão confirma aprovação da 11ª rodada de licitações

A décima primeira rodada de licitações de blocos de petróleo e gás natural da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) deverá ser realizada no começo do segundo semestre, afirmou ontem o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão. No início de abril, o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, havia estimado o leilão para agosto. Na semana passada, a diretora da autarquia Magda Chambriard, disse que o leilão poderia ser feito entre o final de setembro e o início de outubro. Lobão confirmou que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) deverá aprovar, em sua primeira reunião no governo Dilma Rousseff, a realização da rodada.
A décima primeira rodada será feita sob as regras do regime de concessão e não pelo sistema de partilha, que valerá apenas para os futuros leilões de áreas do pré-sal e ainda não foi aprovado totalmente no Congresso, já que depende da votação da proposta de uma nova redistribuição de royalties no país. A ANP pretende colocar em licitação áreas da chamada margem equatorial, uma faixa que vai da foz do Amazonas até o Rio Grande do Norte.

Sinopec recebe autorização para operar dois blocos da Petrobras

Sinopec recebe autorização para operar dois blocos da Petrobras

A chinesa Sinopec obteve ontem autorização da Agência Nacional do Petróleo (ANP) para assumir uma fatia de dois blocos exploratórios operados pela Petrobras nas bacias do Pará-Maranhão, na região Norte do País. A chancela do órgão regulador, uma semana depois da visita da presidente Dilma Rousseff à China, representa mais uma etapa do processo de expansão da estatal asiática no Brasil. No fim do ano passado, a Sinopec já havia assumido uma participação de 40% da subsidiária da espanhola Repsol no Brasil.
A aquisição dos blocos é vista como um ensaio de uma estratégia da companhia chinesa que só deverá se intensificar nos próximos anos, na avaliação de especialistas do setor. Turbinada por uma estratégia do governo chinês, de ampliar as fontes de suprimento de matérias-primas no exterior, a empresa é vista como candidata natural à participar não só da 11ª Rodada de Licitações de áreas de concessão, entre setembro e outubro deste ano, como também da 1ª rodada de áreas de partilha, provavelmente no primeiro semestre de 2012.

Visita ao Museu do Petroleo de Mossoró - RN

Estivemos com uma turma da News Center de Mossoró,visitando o unico Museu do Petroleo no Brasil,criado pela Petrobras com a intensão de fornecer conhecimento as pessoas que queiram saber mais da historia do petroleo na nossa região.

SALA DE PROJEÇÃO - A HISTORIA DO PETROLEO

A HISTORIA DO PETROLEO DE MOSSORÓ

OS PROFESSORES COM ALUNOS DA NEWS CENTER - PROF.RAFAEL;PROFAS JULIANA E JULLYANE

 A MAQUETE DE UPSTREAN

A MAQUETE DO CAVALO DE PAU

A MAQUETE DE DISTRIBUIÇÃO E LOGISTICA

JORNAIS DA EPOCA

AS PROFAS JULLYANE E JULIANA

DETALHES DO REFINO

PERFURAÇÃO EM ALTO MAR

PRE SAL

INFORMAÇÕES GEOLOGICAS

ENTRANDO NO CENTRO DA TERRA

PROCESSOS DE REFINO DE PETROLEO

VARIOS TIPOS DE PETROLEOE DERIVADOS

O QUE É PETROLEO?

Em outras palavras estando em Mossoró coloque em seu roteiro o Museu do Petroleo,funciona de 2ª a 6ª feira  das 9:00hs as 11:00hs e das 14:00hs as 17:00hs