A grande produção off-shore de petróleo no Brasil

A grande maioria (90%) do petróleo produzido no Brasil vem de campos off-shore, ou seja, plataformas exploratórias no litoral brasileiro. São 111 plataformas ao longo da costa brasileira. Destas, 33 são fixas e 78 flutuantes.

A Petrobras, empresa estatal responsável pela exploração de petróleo no país, utiliza plataformas fixas, plataformas semi-submersíveis, FPSOs (plataformas fluentes que retiram e armazenam o produto) e plataformas auto-elevatórias. (Fonte: assessoria de imprensa da Petrobras) Os tipos de plataformas estão representadas na ilustração abaixo.

Clique aqui para ampliar Petrobras/Divulgação A Petrobras utiliza quatro tipos diferentes de plataforma para exploração em águas profundas

A exploração de petróleo no mar iniciou-se em 1968, no litoral sergipano. O ponto de partida foi a descoberta do campo de Guaricema. A história seguinte foi de vários recordes na profundidade alcançada para a exploração. Para se ter uma idéia em 1977 as plataformas alcançavam até 124 metros de profundidade. Em 2003, o petróleo já estava sendo tirado a 1.886 metros de profundidade (veja detalhes da evolução, clicando aqui). 

Nos próximos anos, esses recordes devem ser ampliados. Isso porque a Petrobras já anunciou a existência de grandes reservas de petróleo na camada chamada de pré-sal. Trata-se de bacias sedimentares que se encontram abaixo do leito do mar e de uma extensa camada de sal. O petróleo, que provavelmente é de boa qualidade, localiza-se em áreas que podem chegar a mais de 7 mil metros de profundidade (Fonte: Folha Online).

Com as reservas de pré-sal, o Brasil deve consolidar sua auto-suficiência no combustível fóssil, além de conseguir reservas estratégicas e até exportar o produto. Ainda não há um tamanho preciso do reservatório, que fica entre o litoral de Santa Catarina e Espírito Santo. Mas, segundo o próprio presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, a produção atual de 14,4 bilhões de barris de petróleo (dados de 2008) subirá para 70 a 107 bilhões (Fonte:Valor Econômico). 

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Petrobras assina contrato de US$ 1 bi com banco japonês

O financiamento terá como destino projetos de eficiência energética, que possibilitarão que a Companhia emita menos gases de efeito estufa

15/10/2012

A estatal assinou na última sexta-feira (12/10), em Tóquio, Japão, um contrato para financiamento de até US$ 1 bilhão com o Japan Bank for International Cooperation - JBIC. O banco será responsável pelo empréstimo de até US$ 600 milhões do montante total e por prover garantias parciais aos outros US$ 400 milhões, que serão emprestados pelo The Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, Ltd. (BTMU).   Foram escolhidos a unidade de cogeração de energia e vapor do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e o programa de redução de queima de gás em tocha da Bacia de Campos (RJ). Este é o maior financiamento já realizado pelo JBIC na categoria de eficiência energética e o primeiro financiamento de grande porte contratado pela Petrobras para esse tipo de projeto.    Essa iniciativa combina em uma só operação de crédito o atendimento à necessidade de captação de recursos prevista no Plano de Negócios 2012-2016 e o compromisso da Petrobras em alinhar seu crescimento ao desenvolvimento sustentável, minimizando e mitigando o impacto de suas atividades no meio ambiente.   Na mesma data também foi assinado um Memorando de Entendimento entre essas duas instituições, cujo teor é estabelecer uma parceria estratégica entre Petrobras e JBIC visando à identificação de futuras oportunidades de negócio.   Petrobras e JBIC construíram uma estreita relação de cooperação durante muitos anos, tendo já implementado uma série de operações em conjunto. Tanto a operação de financiamento, quanto o Memorando de Entendimentos reforçarão ainda mais a relação entre as partes. Fonte: Macaé Offshore

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VIDEO TV BAND - Programa Plataforma - 23-06-2012

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Expansão do setor de petróleo e gás amplia aeroportos

Aeroporto de Cabo Frio receberá R$ 60 milhões em investimentos

Redação NNpetro

Foto: Divulgação

Visando atender a crescente demanda do setor de petróleo e gás brasileiro, em especial na região norte-fluminense do estado do Rio, aeroportos recebem aportes para expandir suas operações.

Os investimentos são justificados pelo crescimento da demanda de cargas e pessoas nos aeroportos. Em Cabo Frio, maior terminal da região, os desembarques de cargas subiram 75,7% em 2012. O aeroporto já iniciou a primeira etapa da expansão e receberá investimentos de R$ 60 milhões até 2014.

Segundo a Libra Aeroportos, os recursos serão voltados para a ampliação do pátio de aeronaves e para a construção de novos terminais de cargas e passageiros.

Em matéria publicada pelo Jornal do Commercio, o diretor geral da Libra Aeroportos, Pedro Orsini, ressaltou que com os investimentos, a companhia vai dobrar a área coberta do aeroporto de Cabo Frio, que atualmente é de 16 mil metros quadrados, e ainda terá ampliará a capacidade de atendimento para 1,2 milhão de passageiros por ano. “No fim das intervenções chegaremos a mais de 30 posições para helicópteros. Conseguiremos, no total, atender 45 aeronaves”, afirmou Orsini.

Em Maricá, a proposta é fazer com que o aeródromo local seja uma base de apoio disponível, principalmente por estar situado em frente ao bloco BS 500, para o Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj).

Em Macaé, os recursos serão destinados para que o aeroporto se torne o principal destino de cargas e pessoas. O projeto prevê transformar o local em base de apoio às operações de helicópteros do pré-sal. Estima-se que, em 2017, o aeroporto movimente cerca de 68 mil passageiros por ano, com tráfego de aproximadamente 10 mil aeronaves.

Outras ampliações

O aeroporto de Santos Dumont, no centro do Rio de Janeiro, também passará por uma grande ampliação. De acordo com a Infraero, os prédios da Varig e Vasp serão transformados em um complexo com hotel de luxo e centro de convenções. Em nota, a empresa disse que “pretende abrir licitação ainda neste ano e inaugurar a área até a Copa de 2014”.

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HRT busca parceria para monetizar gás no Solimões

Executivos da HRT e da sua sócia anglo-russa TNK-BP reavaliaram a bacia do Solimões e decidiram diminuir temporariamente o número de sondas de exploração em operação de quatro para duas

15/10/2012

Rio de Janeiro (RJ) - A HRT tem conversado com algumas empresas, incluindo a Petrobras, sobre a viabilidade da monetização do gás natural da bacia do Solimões, no Amazonas, informou a companhia nesta segunda-feira. Em comunicado ao mercado, a empresa informa que "vem conduzindo tratativas com algumas empresas entre elas a Petrobras", em relação "aos estudos de viabilidade técnica e econômica de monetização do gás natural da bacia do Solimões". A petroleira brasileira tem realizado várias descobertas de gás na região, mas ainda não está claro como vai escoar a produção. Uma dificuldade é a grande distância da produção dos centros consumidores.   A Petrobras, que já possui infraestrutura para transportar a produção de Urucu, também no Amazonas, estaria sendo procurada pela HRT para uma parceria.   "Caso tais tratativas resultem na celebração de algum acordo, tal fato será devidamente divulgado ao mercado através dos meios previstos na legislação aplicável", disse a empresa no comunicado.   Com a nota ao mercado, as ações da HRT subiam mais de 8 por cento às 10h55. A meta da empresa é ter definida uma estratégia para monetização do gás natural da Bacia do Solimões até o fim de 2013.       Fonte: Reuters

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Extração de petróleo terá conteúdo nacional

Medida que prioriza a indústria local, no entanto, deverá aumentar o custo do desenvolvimento do setor no Brasil
Pesquisa da PwC Brasil revela que os fornecedores de bens e serviços para a indústria naval, de óleo e gás e operadoras de blocos exploratórios apoiam às exigências de conteúdo local da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) nos empreendimentos de petróleo e gás natural. Entre os entrevistados, 68% são favoráveis ao conteúdo nacional, no entanto, 61% consideram que a regra aumentará em mais de 10% os custos de exploração e desenvolvimento do setor no Brasil.
O sócio da PwC Brasil Marcos Panassol relata que foram entrevistadas, no primeiro semestre deste ano, 30 empresas ligadas ao segmento de petróleo e gás para concretizar o estudo. Ele argumenta que a necessidade de melhorar a competitividade e a capacidade tecnológica da indústria local é um dos fatores que justifica o forte apoio ao conteúdo nacional. A medida, no entanto, deve pressionar os custos de exploração, prejudicando a atratividade para investimentos estrangeiros. Quase 27% dos entrevistados preveem elevação de gastos em até 10%, e 61% acima desse valor, o que significa que 88% apontam aumento de custos com a exigência do conteúdo local. Menos de 4% acreditam em redução de custos.
A pesquisa também mostra que, mesmo com a adesão, 70% dos profissionais sondados consideram que as regras não são claras. Esse mesmo percentual aponta que o parque industrial brasileiro não está apto a atender à demanda exigida pelo índice de nacionalização e 90% não identificam capacidade concorrencial nas empresas nacionais.
A sondagem buscou mapear as vantagens da legislação de conteúdo nacional. As principais, na opinião de 19,7% dos entrevistados, são o fortalecimento da indústria e geração de empregos, seguidas da transferência de tecnologia (16,6%), qualificação da mão de obra (13,6%) e economia de divisas (6,8%). “Das cinco principais vantagens apontadas, quatro estão ligadas aos impactos macroeconômicos, como fortalecimento da indústria, geração de empregos e qualificação da mão de obra. A exceção é o item transferência de tecnologia, uma variável microeconômica”, diz Panassol.
Os executivos apontaram ainda algumas desvantagens, como custo final dos projetos (14,2%). Um ponto que divide a opinião dos entrevistados é com relação à capacidade fiscalizadora da ANP: 50% consideram que a agência não tem condições de fiscalizar o cumprimento do coeficiente de nacionalização. Atualmente, segundo dados da agência, são 79 concessionários na área de exploração e produção, sem considerar as subsidiárias, e 20 certificadoras credenciadas, nos estados de Rio de Janeiro, São Paulo e Bahia. Até o final de 2011, foram emitidos mais de 7 mil certificados de conteúdo local, o que corresponde a US$ 3,2 bilhões em bens e serviços. Panassol acredita que muitas das dificuldades indicadas atualmente pelas empresas do setor serão superadas nos próximos cinco anos.

Fonte: Jornal do Comércio

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Investment Confidence Returning to UK Continental Shelf

Analysis of third quarter figures shows that confidence is returning when it comes to investment decisions being made in the UK Continental Shelf, according to international consulting firm Deloitte.

Deloitte's latest 'North West Europe Review', published Monday by its Petroleum Services Group, shows that drilling activity in the UK during the first three quarters of 2012 has exceeded the same period of last year and is just 6 percent off the total number of wells drilled during 2011. With the final quarter of the year still to be completed, drilling levels are on target to overtake 2011's total.

In addition, the number of UK deals – where oil and gas fields are bought and/or sold – reported this year is already up 5 percent on the total number which took place last year. The number of fields granted development approval in the UK this year has also surpassed the total number of approvals in 2011.

Deloitte's report follows other recent upbeat reports concerning the UK North Sea this year.

In late August, industry body Oil & Gas UK reported that confidence in the UK oil and gas sector was the highest it had ever been since the organization begun compiling business confidence data four years ago.

More recently, oil analysts at London-based Westhouse Securities last week stated that the UK North Sea has now entered its "third age" of consolidation as a result of the recent acquisitions of Encore Oil, Nautical Petroleum, Agora Oil & Gas and Deo Petroleum.

"The North Sea may be one of the world's most mature hydrocarbon basins, but it still possesses sufficient appeal to attract some of the highest-quality management and technical teams within the industry," they said.

In a statement accompanying Monday's report, Graham Sadler, the managing director of Deloitte's Petroleum Services Group, said:

"While this quarter's drilling activity showed a decrease when compared to Q2, cumulatively we can see 2012 eclipsing drilling activity in 2011. We're still not seeing pre-recession levels of activity, but there's a definite feeling of some confidence coming back to businesses operating in the UKCS."

Source: RIGZONE

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Pré-sal está produzindo 50% mais que o previsto

As explorações do pré-sal, especialmente na Bacia de Santos (litoral norte de São Paulo e sul do Estado do Rio de Janeiro), têm surpreendido a Petrobras. Os primeiros quatro poços do campo gigante de Lula, por exemplo, estão produzindo 50% a mais do que o previsto - sucessos exploratórios que têm ofuscado internamente a acentuada queda de produção no pós-sal da Bacia de Campos (litoral norte do Rio e sul do Espírito Santo). Em Santos, o índice de sucesso é de 90%, contra os cerca de 30% da média mundial.
Diante do potencial, o governo, que no mês passado anunciou previsão de data para o primeiro leilão do pré-sal (novembro de 2013), usará um modelo de concorrência que considera também o volume produzido, não apenas a área cedida - uma forma de aproveitar o máximo das reservas, cujo gigantismo a cada dia se prova mais concreto.
Apenas os recursos da área da cessão onerosa e o potencial recuperável dos dois campos do pré-sal (Lula e Sapinhoá) que a Petrobras declarou comercialidade à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) equivalem a tudo o que a companhia produziu desde sua fundação, em 1953. São 15,4 bilhões de barris.
“Só isso é igual a toda a produção que a Petrobras já teve, e vocês sabem que não é só isso”, disse à Agência Estado o gerente-executivo de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga. “Os poços têm tido produtividade melhor do que o inicialmente esperado”.
Os quatro campos de Lula chegaram à meta esperada para seis poços: 100 mil barris por dia. Hoje, o pré-sal já responde por 5% da produção de cerca de 2 milhões de barris diários da companhia. A previsão é de que passe para 31% em 2016 e 50% em 2020.
Categoricamente, nossa avaliação hoje em relação ao pré-sal é muito melhor do que tínhamos há alguns anos. Cada um pode escrever o que quiser, mas essa é a mais pura realidade”, disse Fraga.

Fonte: AE

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