Texto Inicial

Quarta-feira, 9 de Julho de 2008

Texto Inicial

Decidi criar este blog para tentar organizar alguns postings sobre assuntos que eu tenho compartilhado na internet, seja por meio de noticias coletadas e arquivadas, mas que todos deveriam saber, seja sobre assuntos técnicos que vejo e participo na comunidade do orkut Engenharia de petróleo, do professor da PUC-RJ Luis Rocha (quem eu não conheço pessoalmente).

É de caráter experimental, mas espero que seja bem aceito e conte com a participação de pessoas interessadas em adicionar.
Saudações rubro-negras a todos!!!
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Luciano da Costa Elias
Eng. Quimico
EQ/UFRJ 92/1
CBS 301/91

Notícias relacionadas

segunda-feira, 2 de setembro de 2013

EXISTE PRE´-SAL DO OUTRO LADO DO ATLANTICO TAMBÉM

COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: 
A noticia abaixo é somente mais uma evidencia de que perdemos a prioridade nos investimentos estrangeiros no desenvolvimento de campos de petróleo em águas profundas. Cada vez mais o governo nos empurra e nos deixa dependentes dos recursos da Petrobras.
Fomos pioneiros, o Brasil estava a frente, mas a ganância do governo e dos políticos ávidos por votos e dinheiro fizeram com que os investimentos aqui parassem. O dinheiro (o capital) não fica parado esperando que as regras sejam definidas (e ainda estão obscuras), já foi para outro lugar onde possam gerar ganhos.

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Africa leads demand for offshore ultra-deepwater drilling rigs

08/28/2013
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Offshore staff

HAMILTON, Bermuda – Seadrill (XOSL:SDRL) sees strong demand for ultra-deepwater floating drilling rigs (up to 7,500 ft, or 2,286 m) from Africa over the next few years.

There will likely be a sharp increase in drilling activity off Angola and Nigeria, the contractor claims, due to a backlog of exploration work and the need to develop several large discoveries.

Seadrill also foresees increasing activity in East Africa with active exploration programs planned off Mozambique, Tanzania, and Kenya.

In Brazil, the recent license awards in frontier deepwater regions should further drive demand for ultra-deepwater rigs, while in the US Gulf of Mexico, development work is growing as the market returns to normal operating conditions following Macondo. Seadrill expects a knock-on requirement for longer-duration drilling contracts.

The market for harsh environment drilling rigs remains very tight, the contractor adds, with increasing demand offshore northern Norway, Russia, and other Arctic regions likely to tighten supply further.

The supply/demand gap is rising too for premium jackups, operating in 350 ft (106 m) of water depth and built after 2005. There has been an increase in the number of open tenders, Seadrill says, combined with upward pressure on day rates and longer contract durations worldwide.

Over the past two years more than 30 rigs have left the market, and with roughly 60% of the global contracted fleet more than 30 years old, Seadrill foresees a positive outlook for newbuild jackups.

The contractor has committed this year to build a further eight jackups. It sees Asia and the Middle East remaining the main source of demand for high-spec jackups, with increasing demand also offshore West Africa and in the Gulf of Mexico.

During the past 10 years, 552 wells have been drilled offshore Mexico while 4,653 wells have been drilled in the US Gulf of Mexico, Seadrill says. Mexico has similar geology, but initial growth will come in the shallow-water sector, the contractor believes.

8/28/2013

segunda-feira, 5 de novembro de 2012

Biogas

Senadores destacam papel do biogás

31/10/2012 | 15h38

 

A possibilidade de produção de biogás tanto em grandes centros urbanos como em localidades isoladas favorece a descentralização do desenvolvimento no país, reduzindo desigualdades e promovendo a inclusão social. A opinião foi manifestada pelos senadores João Capiberibe (PSB-AP) e Tomás Correia (PMDB-RO), que participaram de audiência pública nesta quarta-feira (31) sobre a Política Nacional de Biogás, realizada pela Comissão de Ciência, Tecnologia, Inovação, Comunicação e Informática (CCT).

Produzido na decomposição de matéria orgânica (lixo orgânico, esgoto sanitário e esterco de animal, por exemplo) por micro-organismos, sem a presença de oxigênio, o biogás é uma combinação de metano e dióxido de carbono, com alto teor energético.

Para João Capiberibe, a possibilidade de geração e uso em pequena escala é uma das principais vantagens do biogás. Ao concordar com o colega, Tomás Correia citou exemplos de biodigestores existentes em pequenas propriedades rurais, nas quais o gás gerado pela decomposição de esterco é utilizado para iluminação doméstica ou como gás de cozinha.

"Tem coisas simples que podem ser feitas para desenvolver o biogás nas áreas mais distantes, que vivem sem eletricidade. Até hoje temos um percentual elevado de brasileiros que não chegaram a usufruir da energia elétrica. Com uma política voltada para essas áreas, podemos levar esse benefício da vida moderna a custo baixo", disse Capiberibe.

Aterros

No debate, Thaís de Oliveira, da Secretaria de Recursos Hídricos e Ambiente Urbano do Ministério do Meio Ambiente, também citou exemplo de produção biogás em grande escala, como ocorre nos aterros criados a partir de lixões.

Conforme explicou, 51% do lixo produzido nas cidades é formado por matéria orgânica, ou seja, 94 mil toneladas por dia, de um total de 183 mil toneladas de resíduo sólido urbano.

"Temos uma necessidade de tratamento desse material e temos um potencial de tratar isso de maneira adequada, inclusive com a ótica de aproveitamento energético", frisou.

Também Tomás Correia ressaltou a combinação de vantagens do biogás, incentivando o aproveitamento adequado do lixo orgânico e resultando na geração de energia alternativa aos combustíveis fósseis.

Custos

Roberto Meira Júnior, do Ministério de Minas e Energia, concordou que o aproveitamento energético do biogás pode ser uma boa saída para os lixões. No entanto, ele observou que esse aproveitamento ainda esbarra no custo de geração, hoje em torno de R$ 300 por megawatt/hora.

"Precisamos alavancar o desenvolvimento de tecnologias no Brasil, buscando sempre a redução da escala de custo", opinou, ao sugerir ainda uma regulamentação mais específica para o biogás, evitando que esse seja equivocadamente associado ao gás natural.

Já o senador Capiberibe relativizou a limitação de custo apresentada por Meira. Segundo o parlamentar, em muitas localidades brasileiras, em especial nas mais isoladas, a única opção energética hoje é o diesel, a um custo de até R$ 500 por megawatt/hora.

Experiência alemã

Para reduzir a dependência externa no atendimento de suas necessidades energéticas, a Alemanha investe há pelo menos 50 anos em fontes alternativas, entre as quais o biogás, ressaltou Volker Niklahs, conselheiro da Embaixada da Alemanha no Brasil.

Atualmente, disse, cerca de 5% da produção de energia elétrica da Alemanha vem do biogás, sendo que o país adota política de preço básico para o produto, de forma a assegurar a rentabilidade dos produtores.

Outra experiência exitosa foi apresentada aos senadores por Gian Marques, diretor da empresa automotiva alemã MAN. No Brasil, disse, a empresa está fabricando ônibus flex ou bicombustível movidos a diesel e a biometano.

Já o pesquisador Joachim Werner Zang, do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Goiás, destacou projeto de cooperação Brasil-Alemanha para estudo da viabilidade econômica de produção de biogás a partir de vinhaça, um resíduo resultante da produção de etanol de cana de açúcar.

A possibilidade de produção de biogás tanto em grandes centros urbanos como em localidades isoladas favorece a descentralização do desenvolvimento no país, reduzindo desigualdades e promovendo a inclusão social. A opinião foi manifestada pelos senadores João Capiberibe (PSB-AP) e Tomás Correia (PMDB-RO), que participaram de audiência pública nesta quarta-feira (31) sobre a Política Nacional de Biogás, realizada pela Comissão de Ciência, Tecnologia, Inovação, Comunicação e Informática (CCT).


Produzido na decomposição de matéria orgânica (lixo orgânico, esgoto sanitário e esterco de animal, por exemplo) por micro-organismos, sem a presença de oxigênio, o biogás é uma combinação de metano e dióxido de carbono, com alto teor energético.


Para João Capiberibe, a possibilidade de geração e uso em pequena escala é uma das principais vantagens do biogás. Ao concordar com o colega, Tomás Correia citou exemplos de biodigestores existentes em pequenas propriedades rurais, nas quais o gás gerado pela decomposição de esterco é utilizado para iluminação doméstica ou como gás de cozinha.


"Tem coisas simples que podem ser feitas para desenvolver o biogás nas áreas mais distantes, que vivem sem eletricidade. Até hoje temos um percentual elevado de brasileiros que não chegaram a usufruir da energia elétrica. Com uma política voltada para essas áreas, podemos levar esse benefício da vida moderna a custo baixo", disse Capiberibe.



Aterros


No debate, Thaís de Oliveira, da Secretaria de Recursos Hídricos e Ambiente Urbano do Ministério do Meio Ambiente, também citou exemplo de produção biogás em grande escala, como ocorre nos aterros criados a partir de lixões.


Conforme explicou, 51% do lixo produzido nas cidades é formado por matéria orgânica, ou seja, 94 mil toneladas por dia, de um total de 183 mil toneladas de resíduo sólido urbano.


"Temos uma necessidade de tratamento desse material e temos um potencial de tratar isso de maneira adequada, inclusive com a ótica de aproveitamento energético", frisou.


Também Tomás Correia ressaltou a combinação de vantagens do biogás, incentivando o aproveitamento adequado do lixo orgânico e resultando na geração de energia alternativa aos combustíveis fósseis.


Custos


Roberto Meira Júnior, do Ministério de Minas e Energia, concordou que o aproveitamento energético do biogás pode ser uma boa saída para os lixões. No entanto, ele observou que esse aproveitamento ainda esbarra no custo de geração, hoje em torno de R$ 300 por megawatt/hora.


"Precisamos alavancar o desenvolvimento de tecnologias no Brasil, buscando sempre a redução da escala de custo", opinou, ao sugerir ainda uma regulamentação mais específica para o biogás, evitando que esse seja equivocadamente associado ao gás natural.


Já o senador Capiberibe relativizou a limitação de custo apresentada por Meira. Segundo o parlamentar, em muitas localidades brasileiras, em especial nas mais isoladas, a única opção energética hoje é o diesel, a um custo de até R$ 500 por megawatt/hora.



Experiência alemã


Para reduzir a dependência externa no atendimento de suas necessidades energéticas, a Alemanha investe há pelo menos 50 anos em fontes alternativas, entre as quais o biogás, ressaltou Volker Niklahs, conselheiro da Embaixada da Alemanha no Brasil.


Atualmente, disse, cerca de 5% da produção de energia elétrica da Alemanha vem do biogás, sendo que o país adota política de preço básico para o produto, de forma a assegurar a rentabilidade dos produtores.Outra experiência exitosa foi apresentada aos senadores por Gian Marques, diretor da empresa automotiva alemã MAN. No Brasil, disse, a empresa está fabricando ônibus flex ou bicombustível movidos a diesel e a biometano.


Já o pesquisador Joachim Werner Zang, do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Goiás, destacou projeto de cooperação Brasil-Alemanha para estudo da viabilidade econômica de produção de biogás a partir de vinhaça, um resíduo resultante da produção de etanol de cana de açúcar.



Fonte: Agência Senado

 


quinta-feira, 11 de outubro de 2012

Pragmatismo x Ideologia = o atraso referente à ideologia

 Comentário do blogueiro: Se fossemos mais pragmáticos como os países mais desenvolvidos, teríamos agido de maneira rápida e já estaríamos explorando o pré-sal com investimentos de outras companhias e de diversas fontes aportando mais e mais empregos e pujança econômica. O petróleo só tem valor quando ele está na superfície. A lei anterior, de concessões permitia ajustes nos percentuais e aportaria já mais divisas (dinheiro) para o governo. Em nome da IDEOLOGIA socialista, comunista ou qq q seja o q se tem, marcou-se os anos que passaram com mostras e mais mostras de pura ganância política e politiqueira. Repartiram o bolo antes de comprar a farinha para cozinhar (se bem que ainda nem decidiram como repartir o bolo que nem está feito).
O que se pode ler na evidência do artigo abaixo é que para fazer o bolo precisa-se gastar dinheiro antes, seguindo a receita da ideologia para se ter a divisão de acordo com a ganância, "esbarramos" na completa falta de recursos financeiros, sem falar nos humanos e de logística.
Fatalmente, se tivéssemos sido pragmáticos e ágeis, já teríamos suprido a falta de recursos financeiros (com aportes externos ávidos por investimentos seguros dentro de regras claras - que agora foram quebradas) e a falta de recursos humanos neste mercado sempre foi suprido por treinamentos internos feitos pelas empresas que contratam os funcionários e os técnicos específicos para cada função.
Anunciado pelo governo para novembro de 2013, o primeiro leilão do pré-sal sob o regime de partilha de produção encontra um obstáculo maior do que a aprovação no Congresso do novo modelo de repartição dos royalties do petróleo entre Estados e municípios: o desinteresse da Petrobras na iniciativa.
Além do entrave legal (sem um novo modelo de distribuição, não pode haver leilão), pesa a dificuldade da estatal em levantar recursos suficientes para investir em novos blocos.
Uma parte da legislação do pré-sal já foi aprovada e impõe a Petrobras como operadora única (líder dos consórcios e responsável pela administração da reservas) e sócia obrigatória dos novos campos com, ao menos, 30% de participação.
Diante disso, a Petrobras será obrigada a aportar valores correspondentes à sua participação. Um exemplo: no campo de Libra, descoberto em perfurações da ANP (Agência Nacional do Petróleo) em área do pré-sal não concedida, a expectativa é que o consórcio vencedor tenha que pagar um bônus para a União de R$ 10 bilhões.
Se o valor for esse, a Petrobras terá que desembolsar, de cara, R$ 3 bilhões para ficar com o mínimo de 30%. Fora esse bônus inicial, o regime de partilha prevê que uma parcela do óleo produzido será entregue à União, que terá uma nova estatal para comercializá-lo.
Apenas 30% do pré-sal estão em áreas já concedidas. O restante ainda será leiloado. Atualmente, a Petrobras já encontra dificuldades em se financiar. Para fechar seu plano de negócios 2012-2016 (US$ 236 bilhões), terá de captar no mercado até US$ 18 bilhões ao ano e vender US$ 15 bilhões em ativos (campos e refinarias no exterior).
Os mercados não estão fechados à estatal. Ao contrário. Mas o mundo vive uma crise, que restringe a capacidade de investidores de algumas regiões.
O grande entrave é que a Petrobras já não conta tanto com a sua principal fonte de financiamento: sua própria geração de caixa, asfixiada pela política do governo de segurar os preços dos combustíveis, que não seguem cotações internacionais de petróleo e derivados.
Descrente em relação ao leilão do pré-sal em novembro, o setor se mostra otimista com a realização da oferta de áreas fora do pré-sal, prevista para maio. Não há impedimento legal, mas o governo receia "embolar o meio de campo" na negociação para aprovação do novo regime de royalties.
A pergunta corrente é se a presidente conseguirá leiloar blocos do pré-sal antes do fim do seu primeiro mandato, em 2014.

Leilão do pré-sal sob regime de partilha esbarra na Petrobras

10/10/2012 | 09h54
Anunciado pelo governo para novembro de 2013, o primeiro leilão do pré-sal sob o regime de partilha de produção encontra um obstáculo maior do que a aprovação no Congresso do novo modelo de repartição dos royalties do petróleo entre Estados e municípios: o desinteresse da Petrobras na iniciativa.

Além do entrave legal (sem um novo modelo de distribuição, não pode haver leilão), pesa a dificuldade da estatal em levantar recursos suficientes para investir em novos blocos.

Uma parte da legislação do pré-sal já foi aprovada e impõe a Petrobras como operadora única (líder dos consórcios e responsável pela administração da reservas) e sócia obrigatória dos novos campos com, ao menos, 30% de participação.

Diante disso, a Petrobras será obrigada a aportar valores correspondentes à sua participação. Um exemplo: no campo de Libra, descoberto em perfurações da ANP (Agência Nacional do Petróleo) em área do pré-sal não concedida, a expectativa é que o consórcio vencedor tenha que pagar um bônus para a União de R$ 10 bilhões.

Se o valor for esse, a Petrobras terá que desembolsar, de cara, R$ 3 bilhões para ficar com o mínimo de 30%. Fora esse bônus inicial, o regime de partilha prevê que uma parcela do óleo produzido será entregue à União, que terá uma nova estatal para comercializá-lo.

Apenas 30% do pré-sal estão em áreas já concedidas. O restante ainda será leiloado. Atualmente, a Petrobras já encontra dificuldades em se financiar. Para fechar seu plano de negócios 2012-2016 (US$ 236 bilhões), terá de captar no mercado até US$ 18 bilhões ao ano e vender US$ 15 bilhões em ativos (campos e refinarias no exterior).

Os mercados não estão fechados à estatal. Ao contrário. Mas o mundo vive uma crise, que restringe a capacidade de investidores de algumas regiões.

O grande entrave é que a Petrobras já não conta tanto com a sua principal fonte de financiamento: sua própria geração de caixa, asfixiada pela política do governo de segurar os preços dos combustíveis, que não seguem cotações internacionais de petróleo e derivados.

Descrente em relação ao leilão do pré-sal em novembro, o setor se mostra otimista com a realização da oferta de áreas fora do pré-sal, prevista para maio. Não há impedimento legal, mas o governo receia "embolar o meio de campo" na negociação para aprovação do novo regime de royalties.

A pergunta corrente é se a presidente conseguirá leiloar blocos do pré-sal antes do fim do seu primeiro mandato, em 2014.


Fonte: Folha de São Paulo

sexta-feira, 21 de setembro de 2012

Mais sobre os pequenos...

Independentes podem parar de produzir petróleo no país em 5 anos

18/09/2012 | 16h14

Se não forem tomadas medidas urgentes de incentivo, como uma nova oferta de blocos onshore nos próximos cinco anos, os pequenos e médios produtores de petróleo, poderão ter de parar as atividades no Brasil. A afirmação foi feita nesta terça-feira (18) pelo presidente da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), Alessandro Novaes, durante coletiva a jornalistas na Rio Oil & Gas 2012.

 Segundo Novaes, os independentes pedem a sanção da proposta que permite a realização de leilões de concessões de exploração exclusivos para os independentes a cada seis meses. Ele explica que a proposta já foi aprovada por unanimidade pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), assim como a realização da 11ª rodada de leilões de concessões no setor, que aguarda sanção presidencial há 11 meses. 

 "É uma desproporção de oportunidades. A paralisação de ofertas de leilão está afetando pequenos e médios produtores de onshore. Eles só precisam de oportunidade para poder investir", ressalta o executivo. Novaes explica que os independentes não precisam de redução de IPI, de PIS/Cofins, de nenhum incentivo, apenas a possibilidade de voltar a investir. 

 "Nossa produção era de 3,5 mil barris por dia, mas neste ano já baixou para 3 mil barris por dia. Já sofremos influência direta da falta de oportunidades. Por isso que eu digo que, se não fizermos nada, vamos morrer", acrescentou.

 A ABPIP representa mais de 70% das operadoras concessionárias produtivas da ANP, mas a produção desses independentes soma apenas 0,1% da produção nacional. De 26 concessionárias operadoras registradas na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), 19 atuam como independentes em áreas terrestres e todos esses são associados à ABPIP, que tem o total de 21 associados.

 Também presente na coletiva, o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), João Carlos De Luca, disse que o sistema vigente [de concessão] está legal e que não há impedimentos legais, mas talvez algum impedimento político. 

 "O modelo de concessão e abertura de oportunidades em outras áreas ficou refém da discussão da divisão dos royalties no sistema de partilha", disse De Luca.

 Fonte: Redação TN
Autor: Maria Fernanda Romero
COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: O problema é ideológico, já que os PTistas acham que dinheiro privado é ruim e que ainda estamos na onda do "petróleo é nosso"; e desde que assumiram bombardearam o "modelo de concessão" que estava dando muito certo, faltando somente volume (que ainda falta) de produção para que os independentes pudessem ser "totalmente" independentes mesmo, afinal eles não têm condições de vender o petróleo para uma refinaria que não seja as da Petrobras no Brasil, pois não têm volume suficiente para exportar e não existem refinarias no Brasil que não pertençam à Petrobras. Agora, com a confusão e inoperância de nosso congresso, estamos sem rodadas de licitação e sem desenvolver ainda mais o mercado de petróleo.
Vale ressaltar que os independentes foram responsáveis por um ressurgimento da atividade de petróleo no interior do Brasil já que estes precisavam contratar serviços de diferentes companhias de serviço que em um determinado momento precisaram contratar mais pessoas e investir em imóveis na região que estav sendo revitalizada.

 

quarta-feira, 18 de janeiro de 2012

Angola já tem pré-sal também!!!

Cometário do blogueiro: Como dito anteriormente, agora vem a realidade de que o pre-sal na África já está acontecendo em conjunto com as empresas estrangeiras que no Brasil estão sem blocos para expllorar devido à nossa ineficiencia causada pela ganância dos senhores deputados e senadores que ao invés de trabalhar para o Brasil ser mais eficiente, atrasam e freiam o desenvolvimento do Brasil. Veja comentários anteriores.
 

Azul well confirms Angola presalt potential

Offshore staff

LUANDA, Angola – Maersk Oil has discovered oil in the deepwater Azul-1 exploration well in block 23 in Angola's Kwanza basin.

The company says this was the first well to penetrate presalt objectives in the Angolan deepwater. It was drilled in a water depth of 923 m (3,028 ft) and reached a final depth of 5,334 m (17,500 ft).

Maersk adds that the condition of the well prevented an assessment of flow capacity by a conventional test. Instead, the partners opted for a mini-drillstem test that enabled recovery of two good-quality oil samples.

Early interpretation of the data suggests a potential flow capacity of more than 3,000 b/d. The partners plan further exploration on the block, including what Maersk calls 'state-of-the-art' reprocessing of seismic data. The company expects full appraisal of the find to take several years.

Sonangol E.P. is the block concessionaire. Maersk is operator and partners are Svenska and Sonangol P & P.

01/04/2012