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

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segunda-feira, 28 de dezembro de 2009

Recuperação no pré-sal pode ficar perto de 45%


Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Qua, 16 de Dezembro de 2009 06:22
O fator de recuperação dos poços de petróleo do pré-sal pode chegar a 45%, caso a Petrobras obtenha bons resultados com a técnica de injeção de água e gás que está sendo testada pela empresa. A informação é do presidente da estatal, José Sergio Gabrielli. Segundo ele, o fator de recuperação atual dos reservatórios do pré-sal está em torno de 25%. "Nós estamos trabalhando com 25%, mas isso vai depender muito da tecnologia que nós vamos utilizar. Podemos elevar de 25% para 45%, se a técnica de injeção de água e gás for bem-sucedida", disse. Fator de recuperação significa o percentual de petróleo que pode ser retirado de um reservatório. A média mundial varia entre 17% e 20%, segundo o analista do Credit Suisse, Emerson Leite. Esse percentual pode mudar de acordo com a localização das reservas, profundidade do reservatório e até do tipo do petróleo. Sendo assim, ainda que os resultados dos testes de injeção promovidos neste momento pela Petrobras não sejam bem-sucedidos ou que o custo desse processo seja elevado, tornando inviável a adoção dessa prática, as reservas do pré-sal já sinalizam uma produtividade superior em relação ao usualmente verificado no setor petrolífero. O consultor da DZ Negócios com Energia e ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo (ANP), David Zylbersztajn, considera que o intervalo entre 25% e 45% para o fator de recuperação dos reservatórios, sinalizado ontem por Gabrielli durante evento em São Paulo, "está dentro do tecnicamente aceitável", mas pondera que a Petrobras terá de avaliar os custos das técnicas desenvolvidas. "É preciso ver o custo disso. Às vezes a tecnologia é tão dispendiosa que não vale a pena", comentou. BOLÍVIA. A Petrobras e a estatal boliviana YPFB marcaram para sexta-feira a assinatura de um termo aditivo ao contrato de importações de gás que garantirá à Bolívia um ganho adicional de, pelo menos, US$ 1,2 bilhão até 2019. O acordo confirma a Ata de Brasília, assinada em 2007 pelos presidentes Luiz Inácio Lula da Silva e Evo Morales, na qual o Brasil se comprometia a pagar mais pelas "frações líquidas" do gás boliviano: propano, butano e gasolina natural. Fechado em reunião realizada segunda-feira em Santa Cruz de la Sierra, o acordo prevê o pagamento mínimo de US$ 100 milhões por ano pelas frações líquidas. O extra será pago com retroatividade a 2007 e seguirá até o fim do contrato. Com relação a 2007, o valor será exatamente de US$ 100 milhões, com quitação 30 dias após a assinatura do aditivo. Para os anos seguintes, depende de uma fórmula que será inserida no contrato, informou uma fonte próxima às negociações. A Petrobras preferiu não se pronunciar sobre o tema. A empresa vinha postergando, desde 2007, as negociações com os bolivianos sobre a fórmula para o pagamento das frações líquidas do gás. A Bolívia alegava que o Brasil pagava preço de gás seco por um produto mais nobre, que tem maior poder calorífico e pode servir de matéria-prima para a fabricação de gás de botijão e para a indústria petroquímica, por exemplo. Um observador próximo diz que a Petrobras relutou para chegar a um acordo. O entendimento na empresa é que não há base legal para o pagamento adicional, que poderá ser contestado pelo Tribunal de Contas da União (TCU). COREIA DO SUL. A Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co. vai construir navios de perfuração para a Petrobras, em um contrato avaliado em US$ 1 bilhão, tornando-se a primeira empresa sul-coreana a obter um acordo com a estatal brasileira, disseram ontem pessoas familiarizadas com o assunto. O negócio pode dar à empresa sul-coreana uma vantagem sobre outros estaleiros em futuras licitações da Petrobras de contratos relacionados às instalações "offshore", como navios de perfuração e navios-plataforma (FPSO, na sigla em inglês), disseram analistas.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ)




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Luciano da Costa Elias
Eng. Quimico - EQ/UFRJ 92/1
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quinta-feira, 3 de dezembro de 2009

Cessão onerosa: início dos trabalhos para os 5 bilhoes de bbl


ANP autoriza Petrobras a furar poço para capitalização

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) autorizou a Petrobras a perfurar um poço na porção norte do pré-sal da Bacia de Santos, área sobre a qual a própria reguladora admite que há pouca informação disponível. As perfurações serão feitas para identificar os cinco bilhões de barris de petróleo que deverão constar na cessão onerosa que deverá ser feita para a capitalização da estatal.

A ANP não deixou claro se a estatal é que vai bancar os custos das perfurações, mas desde a divulgação das diretrizes do marco regulatório a agência estava contando com uma verba em torno de R$ 500 milhões que seria destinada para esta finalidade. Recentemente, o diretor-geral da agência reguladora, Haroldo Lima, afirmou que as perfurações não ocorreriam em áreas contínuas às descobertas que já foram feitas, o que despertou entre geólogos e especialistas do setor a perspectiva de que poderiam ser perfurados poços na parte sul, ainda não explorada e com acumulações de grande porte apontadas em estudos sísmicos.

O poço a ser perfurado pela estatal sob encomenda da ANP terá profundidade estimada de 6.425 metros. "A ANP, ao analisar os dados e as informações existentes sobre o pré-sal, considera necessárias novas perfurações estratigráficas para ampliar o conhecimento sobre a área, a fim de valorar seu potencial estratégico para o País", informou a ANP.

Segundo a reguladora, a Petrobras deverá entregar à Agência os originais de todos os dados geológicos, geoquímicos e geofísicos provenientes da perfuração, assim como todas as amostras físicas de óleo e testemunhos coletados. Os dados e estudos coletados serão públicos e irão compor o acervo técnico dos dados e informações sobre as bacias sedimentares brasileiras sob a gestão do Banco de Dados de Exploração e Produção da ANP.

Com a autorização, a Petrobras se compromete a enviar à ANP as autorizações e licenças exigidas por órgãos federais, estaduais e municipais necessárias à perfuração de poços, bem como todos os relatórios exigidos nos regulamentos da Agência. A autorização será publicada na edição de amanhã do Diário Oficial da União.(Fonte: A Tarde On Line - Salvador,BA/Agência Estado)

Local da perfuração não é revelado

O presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, afirmou ontem que a estatal está começando o processo de perfuração dos poços que ajudarão a definir a localização dos reservatórios que a União cederá onerosamente à estatal. "A perfuração está começando no pré-sal da Bacia de Santos", disse, sem revelar a localização exata dos prospectos, afirmando que cabe à Agência Nacional do Petróleo (ANP) esse dado.

A Petrobras foi contratada pela ANP para promover as perfurações que têm a finalidade de conceder mais informações a respeito dos reservatórios do pré-sal e, assim, definir quais áreas serão passadas à empresa no processo de cessão onerosa.

A cessão onerosa é um dos pilares da megacapitalização que a empresa prepara para o primeiro semestre de 2010. A partir do volume que será cedido pela União à Petrobras, que pode chegar a 5 bilhões de barris de petróleo, e do valor que será definido para essas reservas, após contratação de empresa especializada e independente, será definido o valor que a companhia captará na Bolsa de Valores, por meio de uma oferta privada de ações.

Em razão dessas indefinições, Gabrielli não quis falar em valor da capitalização. "O valor depende dos locais da perfuração, do resultado da perfuração, da projeção de produção que virá dessa produção, dos custos que são estimados para esse investimento e da variação de receita. Então é impossível dizer qualquer número. É chute", disse o executivo.

Mesmo sem valores definidos, o executivo realçou a importância da capitalização para os investimentos da empresa na área do pré-sal. "A capitalização é muito importante para fortalecer a estrutura de capital da Petrobras, sem dúvida. Hoje a Petrobras tem um plano de investimento de US$ 174 bilhões para cinco anos, que vai aumentar. Quanto, eu não sei ainda. Mas com certeza é maior. US$ 174 bilhões em cinco anos significa que é preciso investir de US$ 34 bilhões a US$ 35 bilhões por ano. A companhia não é capaz de gerar caixa livre para fazer esse investimento. Você tem que aumentar dívida. Em 2009, nós levantamos US$ 31 bilhões de dívida nova. Não é possível fazer isso todo ano. Principalmente se você tem uma estrutura de capital em que sua razão dívida/capital próprio aumenta. Então ou você diminui dívida ou aumenta o capital próprio"

Gabrielli estima que, a partir do início das perfurações feitas em áreas do pré-sal ainda não concedidas, serão necessários cerca de quatro a cinco meses para que a estatal recolha informações suficientes para definir quais reservas farão parte da cessão onerosa. "Vamos localizar áreas onde podem ser produzidos 5 bilhões de barris", explicou.

OPEP. O presidente da Petrobras também afirmou que não acredita que o Brasil terá interesse em ser um país membro da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Segundo ele, a associação é formada por países que exportam petróleo cru, enquanto o Brasil planeja ser um exportador de produtos já refinados.

"O governo brasileiro tem estimulado fortemente a capacidade de refino no País. Quanto mais você desenvolve a capacidade de refino, menos petróleo cru você exportará. Portanto, não acredito que seja de interesse brasileiro entrar na Opep e ser um exportador de petróleo cru", disse Gabrielli durante seminário sobre o pré-sal na USP (Universidade de São Paulo).

Na ocasião da descoberta das reservas do pré-sal, vários países membros da Opep cogitaram a entrada do Brasil na associação quando ele começasse a operar efetivamente essas reservas. Porém, o governo brasileiro nunca tomou uma decisão oficial a respeito disso.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/ Com agências)

Poço será vizinho à Iara

O diretor Financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, disse ontem que a companhia vai perfurar uma área não concedida ao lado da descoberta de Iara, no BM-S-11, do pré-sal da Bacia de Santos, na primeira quinzena de dezembro. A perfuração, autorizada terça-feira pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), faz parte da busca pelos 5 bilhões de barris que serão repassados pelo governo no processo de cessão onerosa que compõe a capitalização da estatal, prevista no novo marco regulatório que está em trâmite no Congresso Nacional e deve ocorrer até o final do primeiro semestre de 2010.

Na terça-feira, o presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, havia afirmado que o processo está bastante adiantado e que as perfurações já estariam começando. Em comunicado ao mercado enviado ontem, a Petrobras endossou as informações divulgadas na noite de terça pela ANP, sobre ter sido autorizada para a perfuração junto à Iara.

Segundo Barbassa, apesar de ser um poço estratigráfico (que visa o conhecimento de camadas geológicas e não busca especificamente um reservatório de óleo ou gás), ele poderá ser estendido, caso venha a ser detectado indício de hidrocarboneto no local.

O diretor explicou que, ao contrário do que vinha sendo divulgado anteriormente, a Petrobras vai assumir os custos e os riscos desta perfuração por tratar-se de um processo que pode visar a unitização. Desde sua descoberta, a área de Iara já é identificada como tendo um reservatório que extrapola os limites de concessão e invade áreas ainda sob comando do governo federal, o que exigiria uma unitização, ou seja, um acordo para exploração conjunta.

Como o governo pretende ceder onerosamente sua parcela no reservatório para a Petrobras, é ela quem vai gerir a totalidade da reserva. Na área de Iara, em que a Petrobras opera com 65% de participação, em parceria com a BG (25%) e a Galp (10%), já foram identificados entre 2 bilhões e 4 bilhões de barris. A área fica à Nordeste de Tupi, onde são estimados entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris.

Há rumores entre especialistas e geólogos de que a área contígua a Iara possa conter volume equivalente ou maior do que o identificado dentro da área de concessão.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Com agências/DA AGÊNCIA ESTADO)

terça-feira, 1 de dezembro de 2009

Miopia parlamentar no modelo do pré-sal

Blog do Adriano Pires - 23.11.2009| / 10h45m

O Modelo da Partilha pode ser Votado essa Semana

Esta semana, deve ser votado na Câmara o projeto da partilha que inclui a divisão da renda petroleira do pré-sal. É incrível a visão míope dos nossos parlamentares, que ficam presos à discussão da divisão dos royalties e não contestam a volta do monopólio da Petrobras na operação dos campos do pré-sal e não compreendem que os royalties são apenas uma parte da chamada participação governamental. O resultado é uma grande derrota dos estados e municípios produtores, porque, ao invés de centrar a discussão sobre todas as participações governamentais, ficaram presos a um aumento dos royalties, abrindo mão de 100% das participações especiais para o governo federal. O argumento do relator de que não existe participação especial no regime de partilha não procede, já que também não existe a figura de royalties num regime de partilha puro.
A volta do monopólio é devolver à Petrobras o monopólio do risco. A Petrobras é hoje uma empresa altamente eficiente e, portanto, não precisa do monopólio. A volta do monopólio, além de prejudicar a Petrobras que passa a ser obrigada a operar todos os campos, afasta investidores privados e politiza ainda mais a política de exploração e produção de petróleo no Brasil. O monopólio significa a criação também de um monopsônio e a Petrobras passa a ser a única compradora de bens e serviços para o pré-sal. Ou seja, reserva de mercado e mais politização.
Caso esta semana no plenário da Câmara seja aprovado que esta nova divisão também será aplicada aos campos já licitados, aí a derrota dos estados produtores será ainda maior. Aliás, quando no projeto de capitalização da Petrobras o governo dá 5 bilhões de barris de óleo para a estatal, isso significa mais uma derrota dos estados produtores. Porque esses 5 bilhões de barris não pagarão royalties, nem tão pouco participação especial. Outra tungada.

Seqüestro de Gás Carbônico e Injeção em poços

Ambiente: Gás encontrado em grande quantidade junto com o petróleo no pré-sal é um dos desafios da estatal

Petrobras testa tecnologias para "sequestrar" CO2









    Cláudia Schüffner, do Rio 01/12/2009












Silvia Costanti/Valor
Beatriz, da Petrobras, diz que a captura de carbono é apenas uma das soluções para mitigar a emissão de gases do efeito-estufa

Sequestrar, transportar, processar e armazenar com segurança o dióxido de carbono, ou gás carbônico (CO2), encontrado junto com petróleo nos campos do pré-sal é um dos grandes desafios da indústria do petróleo. E a Petrobras não é exceção. A empresa vem adotando tecnologia de reinjeção de gás em campos de petróleo do recôncavo baiano desde 1988, o que na época tinha como objetivo aumentar e otimizar a produção de óleo. Evitar a dispersão de gás na atmosfera era um efeito secundário, até porque a presença de CO2 nos campos da Petrobras no pós-sal - onde está toda a produção de petróleo e gás do país até agora - era muito pequena, quase irrelevante. Mas a partir das preocupações relacionadas ao aquecimento global e seus efeitos sobre o clima, que se tornaram tema de governos, e a presença de grande quantidade de CO2 em alguns campos descobertos no pré-sal, as pesquisas nessa área estão ganhando relevância.


Em Tupi, o primeiro gigante encontrado no pré-sal da bacia de Santos, a proporção é de 12%, mas esse índice não é a mesmo em Guará, onde a presença de CO2 é muito pequena, e nem em Iracema, onde é ínfima. No momento estão em análise o uso de quatro tecnologias diferentes para evitar jogar gás na atmosfera. Uma delas é a separação do gás do petróleo e sua reinjeção no próprio reservatório de onde foi extraído, através de poços perfurados exclusivamente para isso. O projeto piloto de Tupi, previsto para entrar em operação em dezembro de 2010, prevê cinco poços produtores de petróleo e gás e três poços injetores, sendo dois para reinjeção de gás e CO2 e outro para injeção de água. Também existe a possibilidade de reinjeção do CO2 e do gás em campos cuja produção já se esgotou ou em cavernas de sal. Todas reunidas na sigla CCGS (Carbon Capture and Geological Storage).


"São diversas as tecnologias de captura geológica e armazenagem de carbono. Várias companhias estão investindo nisso. No pré-sal o processo é mais crítico porque estamos em um ambiente offshore distante 300 quilômetros da costa e a uma profundidade de 2.200 metros. E a essa distância e profundidade o espaço e o peso do que vai ser colocado em cima de uma plataforma são questões muito importantes", explica Alberto Sampaio de Almeida, assistente da área de exploração e produção da Petrobras no pré-sal.


Existem hoje várias tecnologias em desenvolvimento para separar o CO2 e o gás do petróleo, comprimir e transportar esse gás. O CO2 é altamente corrosivo, forma ácidos indesejáveis e precisa ser acomodado em estruturas feitas com material super resistente que não custa barato. O armazenamento é outra questão relevante já que ele não pode "escapar" de onde estiver capturado. Não por acaso, os cálculos de economicidade financeira não são desprezíveis em projetos desse tipo.


Uma quarta possibilidade surgiu a partir da experiência da norueguesa StatoilHydro, que desde 1998 já capturou 8 milhões de toneladas de CO2 que foi reinjetado em um aquífero de sal encontrado abaixo de Sleipner, um campo de gás e condensado da no Mar do Norte, a 220 quilômetros da costa. O gás natural encontrado em Sleipner tem 9% de CO2 e os equipamentos de compressão e reinjeção do gás carbônico aumentaram em US$ 100 milhões o custo do projeto. O "incentivo" para o projeto de captura pioneiro da estatal norueguesa veio depois que o governo da Noruega criou uma taxa de US$ 50 por tonelada de CO2 lançado na atmosfera nos projetos de produção de petróleo e gás em alto mar para reduzir as emissões.


Em escala menor e sem o mesmo objetivo, a Petrobras foi uma das empresas pioneiras na reinjeção de gás, o que mereceu um elogio feito recentemente pelo ministro de Energia e Mudanças Climáticas do Reino Unido, Edward Samuel Miliband. Desde 1988, a companhia reinjeta gás em alta pressão em campos do recôncavo baiano com o objetivo de otimizar a extração do petróleo e aumentar o rendimento de campos maduros, que já apresentavam declínio da produção. Mas naquela época a Petrobras comprava CO2 da antiga Companhia Petroquímica do Nordeste (Copene) e reinjetava nos campos de Araçás, Rio Pojuca e Biracica. Neste último a técnica de reinjeção passou a ser de baixas pressões e foi tão bem sucedida que a companhia conseguiu manter a produção parcial no campo por 20 anos.


Agora investe R$ 250 milhões no projeto piloto de Miranga, também na bacia do Recôncavo, onde serão injetados 370 toneladas de CO2 por dia, transferidos da Fafen e da Oxiteno, empresa do Polo Petroquímico de Camaçari. Ali a Petrobras vai testar uma técnica chamada Recuperação Melhorada de Petróleo (EOR) que será uma escola para os campos do pré-sal, quando a companhia vai começar a reinjetar gás extraído lá mesmo. A reinjeção de CO2 ajuda a aumentar o fator de recuperação dos campos já que, de todo o petróleo incrustado nas rochas, somente 30%, em média, pode ser retirado. Na última década a Petrobras conseguiu aumentar essa média de 27,7% para quase 32%.


Em 2009 a meta voluntária da estatal é evitar a emissão de 2,3 milhões de toneladas de gás carbônico na atmosfera e, para 2013, a intenção é emitir 4,5 milhões de toneladas a menos. Beatriz Nassur Espinosa, gerente-geral de Desempenho Energético de Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) da Petrobras, destaca que a captura de carbono é apenas uma das soluções buscadas pela companhia para mitigar as emissões de gases do efeito-estufa. "As principais iniciativas são de eficiência energética, aproveitamento do uso do gás e toda a atuação da empresa na área de combustíveis renováveis contribui para reduções do país como nos programas Proálcool e de Biodiesel. Um terceiro pilar muito importante é a pesquisa e desenvolvimento para gerar tecnologias que no futuro possam mudar os paradigmas de operação e produção no sentido de torná-los mais eficientes em termos de consumo de energia", explica Beatriz.

sexta-feira, 27 de novembro de 2009

Campos Maduros e RECAGE: aumento do fator de recuperação

Petrobras amplia capacidade de recuperação dos poços

O desenvolvimento de tecnologias de recuperação de poços de petróleo permitiu que a Petrobras aumentasse em 15,2% o volume recuperável de petróleo existente nos seus campos de produção, vale dizer, suas reservas recuperáveis, de 2000 a 2009. O fator de recuperação da empresa, que é a relação entre o petróleo existente no poço e aquilo que é tecnicamente possível extrair, passou de 27,7% para 31,9% no período.

Desde 2007 até 2011 a estatal está investindo US$ 3 bilhões em programas de recuperação que irão aumentar em 850 mil barris as suas reserva recuperáveis, o que equivale à descoberta de um campo gigante capaz de produzir 100 mil barris de óleo por dia por mais de 23 anos. É considerado campo gigante toda reserva superior a 500 milhões de barris de óleo. Guará, um dos gigantes do pré-sal já descobertos, tem reserva estimadas em de 1,1 bilhão a 2 bilhões de barris.

"Qual a grande vantagem da revitalização? É que você não precisa de novas instalações", disse Carlos Eugenio Melro da Resurreição, gerente-geral de Reservas e Reservatórios da Unidade de Exploração e Produção da Petrobras. Com a elevação do preço do petróleo ao longo desta década, apesar da forte oscilação provocada pela crise da virada de 2008 para 2009, os custos de instalações tornaram-se muito elevados, estimulando empresas de petróleo do mundo inteiro a investir em tecnologias de recuperação que permitam produzir mais com os equipamentos já existentes. A forma mais clássica de elevar a produção de um poço é a injeção de fluido - a água é o mais comum - para elevar a pressão no reservatório.

Resurreição explicou que no campo de Albacora (bacia de Campos, RJ), a Petrobras utilizou uma técnica inédita no Brasil e na profundidade do campo (1.200 metros abaixo da superfície do mar) para elevar a capacidade de recuperação e, ao mesmo tempo, eliminar a necessidade de instalar uma nova plataforma na área (Albacora já conta com duas instalações). Foi desenvolvido um sistema remoto de captação de água a mil metros de profundidade para injeção nos poços, eliminando a necessidade de captar o líquido em uma plataforma instalada na superfície para posterior injeção no reservatório. O sistema está previsto para operar a partir de março de 2010.

Segundo o gerente da Petrobras, todo poço de petróleo torna-se passível de ser submetido a ações de recuperação da capacidade produtiva a partir do momento que sua produção alcança 40% do volume recuperável inicialmente estimado. Atualmente, 60% de todas as reservas em produção da Petrobras estão nesta condição, ou seja, estão em campos considerados maduros. Entre os campos em produção da estatal estão alguns considerados referências mundiais pelo elevado fator de recuperação. São os casos de Namorado e Piraúna, ambos na bacia de Campos, que têm fator de recuperação de 70% das reservas descobertas.

Resurreição disse que o fator médio de recuperação mundial é hoje de 30% e que, com o desenvolvimento das técnicas de recuperação, é possível elevar essa média para até 50%. Tudo dependerá, é claro, da sobrevida do petróleo como matéria-prima na atual conjuntura de necessidade imperiosa que tem o mundo de reduzir a emissão de gases geradores do efeito estufa. Graças ao esforço de recuperação de reservas, a Petrobras vem conseguindo manter estável há 20 anos sua produção em terra na Bahia, iniciada há cerca de 50 anos.

No campo de Carmópolis, em Sergipe (também em terra), descoberto em 1963, a estatal está conseguindo outro sucesso importante: Após atingir seu pico de produção em 1989, com 27 mil barris por dia, o campo entrou em declínio e, já com esforços de recuperação, produz hoje 24 mil barris por dia. Com a introdução de novas técnicas, a produção diária deverá subir para 31 mil barris de óleo em 2012, alcançando um novo patamar.

O primeiro campo marítimo do Brasil, Guaricema, em Sergipe, descoberto em 1968, teve as reservas elevadas em 23% na comparação com os níveis de 2004. Já os campos de Enchova, Garoupa, Pampo e Namorado, pioneiros da bacia de Campos, tiveram reservas ampliadas em 30%. O incremento das reservas vem acontecendo desde 2003, quando a Petrobras passou a perseguir metas, criando o programa de Revitalização de Campos de Alto Grau de Explotação (Recage). Na primeira fase, concluída em 2008, o fator de recuperação cresceu quatro pontos percentuais. Na segunda fase, que vai até 2012, a meta é elevar em sete pontos.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Chico Santos, do Rio)
 
Nota para leigos: Quando se descobre um campo, avalia-se o tamanho e estima-se o volume de óleo existente neste campo. No entanto, avalia-se também o quanto deste volume pode ser recuperado. Este volume recuperável é o que entra nas reservas provadas da companhia e que aumenta o valor da mesma no mercado pois é volume "garantido" para dispor para venda de petróleo. Conforme as tecnologias avançam, o fator de recuperação de alguns campos pode ser mudado pois o que não era possível recuperar passa a ser possível. O contrário também é verdadeiro (porém raro), ou seja, erros na produção podem acabar com a "vida útil" do campo antes. Por isso, as empresas reavaliam periodicamente as suas reservas tanto de campos em produção como de campos ainda por produzir.

quarta-feira, 25 de novembro de 2009

Anadarko encontra óleo de alta qualidade na Bacia de Campos

A norte-americana Anadarko Petroleum Corp., segunda maior produtora de gás natural nos Estados Unidos, anunciou a descoberta de óleo de alta qualidade no poço exploratório batizado de Wahoo número 2, (antes chamado Wahoo Norte), na Bacia de Campos. O poço está localizado no bloco BM-C-30 e aumenta a probabilidade de que a área se torne o próximo grande projeto da companhia.
  
"Nós acreditamos que os resultados até agora aumentam as reservas potenciais na área de prospecção e, pelo que vimos até agora, Wahoo tem as características necessárias para potencialmente se tornar nosso próximo mega projeto", afirmou Bob Daniels, vice-presidente para exploração mundial da Anadarko.
  
O poço Wahoo Número 2 localiza-se no bloco BM-C-30, cerca de 8 quilômetros ao norte da descoberta Wahoo anteriormente anunciada. A Anadarko possui 30% de participação e é o operador do bloco. A Devon Energy tem 25% de participação, a IBV Brasil Petróleo têm 25% e a SK Energy controla os 20% restantes.
  
A Anadarko afirmou que ela e seus parceiros vão continuar coletando dados do poço Wahoo número 2. Também na Bacia de Campos, a Anadarko e seus parceiros estão atualmente perfurando o projeto Itaipu, no bloco BM-C-32. Na semana passada, a companhia afirmou que estaria interessada em comprar a fatia operacional da Devon no projeto BM-C-32, no qual já possui 32% de participação. As informações são da Dow Jones.

terça-feira, 24 de novembro de 2009

Cessão Onerosa não será em áreas contíguas


Perfuração para cessão onerosa à Petrobras é em dezembro

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, informou na quinta-feira que o início das perfurações na Bacia de Santos visando encontrar os 5 bilhões de barris para a cessão onerosa à Petrobras deve acontecer na primeira semana de dezembro.

"Começamos com um número grande de áreas sendo avaliadas, umas 20, depois reduzimos e chegamos a duas áreas. Agora não dá mais para mudar", comentou Haroldo Lima. Os custos destas perfurações devem chegar a algo entre R$ 400 milhões e R$ 500 milhões.

Haroldo Lima também surpreendeu ao informar que as áreas virão de novos reservatórios. Até então, apenas havia sido comentado que estas perfurações seriam feitas em áreas contíguas às descobertas já realizadas para poder facilitar o processo de unitização, ou seja, a unificação de áreas em que o reservatório "vaza" para além dos limites da concessão.

O diretor-geral afirmou que o objetivo da reguladora é localizar novos reservatórios gigantes, com algo entre 2 bilhões a 3 bilhões de barris potenciais em cada um deles.

"Nossa ideia principal não é facilitar a unitização repassando vários blocos com quantidade menor de petróleo. Nossa ideia é encontrar muito petróleo em poucas áreas. Nós precisamos encontrar 5 bilhões de barris e isso tem que ser em um ou no máximo dois blocos", disse Lima, destacando ainda que há ainda a possibilidade de uma terceira área ser perfurada caso uma das duas não apresente o sucesso esperado.

Segundo Haroldo Lima, as análises indicaram várias áreas em potencial e não estava descartada inicialmente a perfuração na encosta dos blocos já com descobertas, como Tupi e Iara.

"Se estes grandes volumes fossem localizados colados às áreas já descobertas, seria aí que perfuraríamos. Mas tudo indica que não vamos buscar. As perfurações vão ocorrer em algum ponto do platô de São Paulo", explicou.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/KELLY LIMA/DA AGÊNCIA ESTADO)

segunda-feira, 23 de novembro de 2009

The Economist

Brazil takes off

Nov 12th 2009
From The Economist print edition

Now the risk for Latin America's big success story is hubris

 

Rex Features

WHEN, back in 2001, economists at Goldman Sachs bracketed Brazil with Russia, India and China as the economies that would come to dominate the world, there was much sniping about the B in the BRIC acronym. Brazil? A country with a growth rate as skimpy as its swimsuits, prey to any financial crisis that was around, a place of chronic political instability, whose infinite capacity to squander its obvious potential was as legendary as its talent for football and carnivals, did not seem to belong with those emerging titans.

Now that scepticism looks misplaced. China may be leading the world economy out of recession but Brazil is also on a roll. It did not avoid the downturn, but was among the last in and the first out. Its economy is growing again at an annualised rate of 5%. It should pick up more speed over the next few years as big new deep-sea oilfields come on stream, and as Asian countries still hunger for food and minerals from Brazil's vast and bountiful land. Forecasts vary, but sometime in the decade after 2014—rather sooner than Goldman Sachs envisaged—Brazil is likely to become the world's fifth-largest economy, overtaking Britain and France. By 2025 São Paulo will be its fifth-wealthiest city, according to PwC, a consultancy.

And, in some ways, Brazil outclasses the other BRICs. Unlike China, it is a democracy. Unlike India, it has no insurgents, no ethnic and religious conflicts nor hostile neighbours. Unlike Russia, it exports more than oil and arms, and treats foreign investors with respect. Under the presidency of Luiz Inácio Lula da Silva, a former trade-union leader born in poverty, its government has moved to reduce the searing inequalities that have long disfigured it. Indeed, when it comes to smart social policy and boosting consumption at home, the developing world has much more to learn from Brazil than from China. In short, Brazil suddenly seems to have made an entrance onto the world stage. Its arrival was symbolically marked last month by the award of the 2016 Olympics to Rio de Janeiro; two years earlier, Brazil will host football's World Cup.

At last, economic sense

In fact, Brazil's emergence has been steady, not sudden. The first steps were taken in the 1990s when, having exhausted all other options, it settled on a sensible set of economic policies. Inflation was tamed, and spendthrift local and federal governments were required by law to rein in their debts. The Central Bank was granted autonomy, charged with keeping inflation low and ensuring that banks eschew the adventurism that has damaged Britain and America. The economy was thrown open to foreign trade and investment, and many state industries were privatised.

All this helped spawn a troupe of new and ambitious Brazilian multinationals (see our special report). Some are formerly state-owned companies that are flourishing as a result of being allowed to operate at arm's length from the government. That goes for the national oil company, Petrobras, for Vale, a mining giant, and Embraer, an aircraft-maker. Others are private firms, like Gerdau, a steelmaker, or JBS, soon to be the world's biggest meat producer. Below them stands a new cohort of nimble entrepreneurs, battle-hardened by that bad old past. Foreign investment is pouring in, attracted by a market boosted by falling poverty and a swelling lower-middle class. The country has established some strong political institutions. A free and vigorous press uncovers corruption—though there is plenty of it, and it mostly goes unpunished.

Just as it would be a mistake to underestimate the new Brazil, so it would be to gloss over its weaknesses. Some of these are depressingly familiar. Government spending is growing faster than the economy as a whole, but both private and public sectors still invest too little, planting a question-mark over those rosy growth forecasts. Too much public money is going on the wrong things. The federal government's payroll has increased by 13% since September 2008. Social-security and pension spending rose by 7% over the same period although the population is relatively young. Despite recent improvements, education and infrastructure still lag behind China's or South Korea's (as a big power cut this week reminded Brazilians). In some parts of Brazil, violent crime is still rampant.

National champions and national handicaps

There are new problems on the horizon, just beyond those oil platforms offshore. The real has gained almost 50% against the dollar since early December. That boosts Brazilians' living standards by making imports cheaper. But it makes life hard for exporters. The government last month imposed a tax on short-term capital inflows. But that is unlikely to stop the currency's appreciation, especially once the oil starts pumping.

Lula's instinctive response to this dilemma is industrial policy. The government will require oil-industry supplies—from pipes to ships—to be produced locally. It is bossing Vale into building a big new steelworks. It is true that public policy helped to create Brazil's industrial base. But privatisation and openness whipped this into shape. Meanwhile, the government is doing nothing to dismantle many of the obstacles to doing business—notably the baroque rules on everything from paying taxes to employing people. Dilma Rousseff, Lula's candidate in next October's presidential election, insists that no reform of the archaic labour law is needed (see article).

And perhaps that is the biggest danger facing Brazil: hubris. Lula is right to say that his country deserves respect, just as he deserves much of the adulation he enjoys. But he has also been a lucky president, reaping the rewards of the commodity boom and operating from the solid platform for growth erected by his predecessor, Fernando Henrique Cardoso. Maintaining Brazil's improved performance in a world suffering harder times means that Lula's successor will have to tackle some of the problems that he has felt able to ignore. So the outcome of the election may determine the speed with which Brazil advances in the post-Lula era. Nevertheless, the country's course seems to be set. Its take-off is all the more admirable because it has been achieved through reform and democratic consensus-building. If only China could say the same.

A special report on business and finance in Brazil

Getting it together at last

Nov 12th 2009
From The Economist print edition

Brazil used to be all promise. Now it is beginning to deliver, says John Prideaux (interviewed here)

 

AFP

BRAZIL has long been known as a place of vast potential. It has the world's largest freshwater supplies, the largest tropical forests, land so fertile that in some places farmers manage three harvests a year, and huge mineral and hydrocarbon wealth. Foreign investors have staked fortunes on the idea that Brazil is indeed the country of the future. And foreign investors have lost fortunes; most spectacularly, Henry Ford, who made a huge investment in a rubber plantation in the Amazon which he intended to tap for car tyres. Fordlândia, a long-forgotten municipality in the state of Pará, with its faded clapboard houses now slowly being swallowed up by jungle, is perhaps Brazil's most poignant monument to that repeated triumph of experience over hope.

Foreigners have short memories, but Brazilians have learned to temper their optimism with caution—even now, when the country is enjoying probably its best moment since a group of Portuguese sailors (looking for India) washed up on its shores in 1500. Brazil has been democratic before, it has had economic growth before and it has had low inflation before. But it has never before sustained all three at the same time. If current trends hold (which is a big if), Brazil, with a population of 192m and growing fast, could be one of the world's five biggest economies by the middle of this century, along with China, America, India and Japan.

Despite the financial crisis that has shaken the world, a lot of good things seem to be happening in Brazil right now. It is already self-sufficient in oil, and large new offshore discoveries in 2007 are likely to make it a big oil exporter by the end of the next decade. All three main rating agencies classify Brazil's government paper as investment grade. The government has announced that it will lend money to the IMF, an institution that only a decade ago attached stringent conditions to the money it was lending to Brazil. As the whole world seemed to be heading into a long winter last year, foreign direct investment (FDI) in Brazil was 30% up on the year before—even as FDI inflows into the rest of the world fell by 14%.

Much of the country's current success was due to the good sense of its recent governments, in particular those of Fernando Henrique Cardoso from 1995 to 2003, which created a stable, predictable macroeconomic environment in which businesses could flourish (though even now the government continues to get in the way of companies trying to earn profits and create jobs). How did this remarkable transformation come about? And how can Brazilian and foreign firms, from lipstick-makers to investment banks, take advantage of the country's new stability?

To see why Brazil currently seems so exciting to both Brazilians and foreigners, it helps to understand just how deep it had sunk by the early 1990s. Past disappointments also explain three things about Brazil which outsiders sometimes find hard to fathom: its suspicion of free markets; its faith in the wisdom of government intervention in business and finance; and persistently high interest rates.

When Brazil became independent from Portugal in 1822, British merchants, delighted to discover a big new market, flooded Brazil with manufactures, including, according to one possibly apocryphal story, ice-skates—an early example of emerging-market fever. Even so, real income per person remained stagnant throughout the 19th century, perhaps because an inadequate education system and an economy dependent on slaves producing commodities for export combined to get in the way of development. Ever since the Brazilians have tended to view free trade with suspicion, despite their country's recent success as an exporter.

In the mid-20th century Brazil seemed to have found a formula for stimulating growth and enjoyed what appeared to be an economic miracle. At one point its economy grew faster than that of any other big country bar Japan and South Korea. That growth relied on a state-led development model, financed with foreign debt within a semi-closed economy. But growth also brought inflation, which crippled Brazil until the mid-1990s and still accounts for some odd characteristics, such as the country's painfully high interest rates and its disinclination to save. All the same, the "miracle" wrought by the military government persuaded Brazilians that the state knew best, at least in the economic sphere, and even the subsequent mess did not quite persuade them otherwise.

Unhappy memories

When this development model broke down amid the oil shocks of the 1970s, Brazil was left without the growth but with horrendous inflation and lots of foreign debt. There followed two volatile decades, when Brazil started being likened to Nigeria instead of South Korea. Productivity growth went into reverse. Many of the country's current problems, including crime and poor education and health care, either date from that period or were exacerbated by it. Between 1990 and 1995 inflation averaged 764% a year.

AFP Cardoso (left) did Lula a big favour

Then a real miracle happened. In 1994 a team of economists under Mr Cardoso, then the finance minister, introduced a new currency, the real, which succeeded where previous attempts had failed. Within a year the Real Plan had managed to curb price rises. In 1999 the exchange-rate peg was abandoned and the currency allowed to float, and the central bank was told to target inflation. The ten-year anniversary of this event has just passed, and although there is continuing debate about how to make the real less volatile, none of the big political parties advocates going back to a managed rate.

More than that, the reforms brought discipline to the government's finances. Both federal and state governments now have to live within their means. A requirement to run a primary surplus (before interest payments on the public debt) was introduced in 1999, and the federal government has hit the target for it every year since, though there is a good chance that it will miss it this year. This has allowed Brazil to get rid of most of the dollar-denominated foreign debt that caused such instability every time the economy wobbled. Now international creditors trust the government to honour its commitments. Moody's, a rating agency, elevated Brazil's government paper in September to investment grade just as the governments of many richer countries fretted about being able to meet their obligations.

Yet growth still proved elusive. It took a buoyant world economy and a surge in commodity prices to procure it. Although Brazil's economy is still relatively closed (trade accounted for a modest 24% of GDP in 2008, less than 60 years earlier), its growth is closely correlated with commodity prices, the Chinese economy, the Baltic Dry index and other measures of global trade. But at last in 2006 GDP outpaced inflation for the first time in over 50 years.

Lucky Lula's legacy

Brazil's current president, Luiz Inácio Lula da Silva, has been able to take much of the credit for the country's recent growth that perhaps properly belongs to his predecessor. Yet Lula's achievement has been to keep the reforms he was bequeathed and add a few of his own—not a meagre accomplishment given that for the past seven years his own party has been trying to drag him to the left.

Lula is often mocked for beginning his sentences with the phrase, "never before in the history of this country". What his political opponents find even more infuriating is that he is often right. Brazil was able to cut interest rates and inject money into the economy as the world economy faltered at the end of last year, the first time it has been able to do this in a crisis. Whereas others predicted that world events would tip Brazil into recession, Lula reckoned that the crisis would amount to nothing more than a small tide breaking on his country's beaches. The economy shrank for only two quarters and is now growing again. The contrast with Brazil's performance in previous crises could not be more stark (see article).

Plenty of problems remain. The central bank's headline interest rate is 8.75%, one of the highest real rates anywhere in the world. If the government wants a long-term loan in its own currency it still has to link its bonds to inflation, making debt expensive to service.

Productivity growth is sluggish. That may not seem the end of the world, but it reflects realities such as the two-hour bus journey into work endured by people living on the periphery of São Paulo, the country's largest city, during which they often risk assault before arriving too tired to be very useful. The government invests too little and has longstanding gaps in policing and education to fill. The legal system is dysfunctional. And so on.

Yet other countries face similar problems, and Brazil has made real progress. In a country where businesses became used to headline interest rates of 30% or more, a rate below 9% comes as a relief. "It's like the difference between running a marathon with 50 kilos on your shoulders and 20 kilos," says Luis Stuhlberger of Credit Suisse Hedging-Griffo, one of Brazil's most successful fund managers. Mr Stuhlberger thinks that Brazil's recent past was so awful, and its expansion of education and credit is so young, that the country can reasonably be expected to continue on its current trajectory, even without further big reforms. Even so, he argues, "we are not going to have a Harvard or a Google here." The blame for that, he says, lies largely with government policies.

Brazil's economic story could certainly be made more exciting with some reforms to its business environment. The country's potential growth without a risk of overheating can only be guessed at, but it is probably below the 6.8% it reached in the third quarter of 2008. Most economists put it at 4-5%. This suggests that interest rates will not be coming down to levels considered normal in other countries soon.

Still, stability has its own rewards. Edmar Bacha, one of the economists who worked on the introduction of the real in 1994, is pleased that the debates about Brazil's economy have become so narrow. Back in 1993, when he joined the ministry of finance, inflation at one point hit 2,489%. Nowadays, he notes with a wry smile, "the big debates are about whether interest rates could come down from 8.75% to 8.25%; or whether the central bank should have started cutting a month earlier than it did." That change has been good for Brazil, and particularly good for its banks and its financial system.

Presidential politics in Brazil

Her master's voice

Nov 12th 2009 | SÃO PAULO
From The Economist print edition

Dilma Rousseff, Lula's preferred successor, is a more interesting politician than she appears to be. But would she be different from her boss?

 

Reuters

WHEN Brazil's president, Luiz Inácio Lula da Silva, identified Dilma Rousseff, his chief-of-staff, as his preferred successor in the top job, the collective response of people who follow such things was a puzzled frown, as if perhaps there had been a misprint in the newspaper. Ms Rousseff had proved herself an able administrator. But if she had the natural political gifts required for electoral success in the world's fourth-largest democracy they had been well hidden. Her campaigns for local office in Rio Grande do Sul, her political home, were unsuccessful. Her sentences go on for a long time and contain lots of subclauses. But she has one thing that nobody else in Brazilian politics has got: Lula's unqualified backing. Given that the president's approval ratings are still north of 80% as he enters the final year of his second term, this is worth a lot.

Despite their difference in manner, Ms Rousseff has become Lula's political shadow. Her duties include the government's "Growth Acceleration Programme", which aims to mobilise investment of $301 billion in infrastructure between 2007 and 2010. So the two constantly traverse the country opening roads and the like, or even just announcing that they might be built.

Their views are impossible to tell apart. Her answers to questions about Brazil's future tend to begin with the words, "President Lula's government has…" before going on to list recent achievements. Her concern with keeping inflation low, her faith in the government's wisdom to plan and "induce" economic activity, and her refusal to criticise undemocratic actions by other governments in the region, especially that of Venezuela's Hugo Chávez, are identical to the president's. So it is slightly surprising that she only switched her political allegiance to the Workers' Party, a vehicle built around Lula, nearly two decades after it was founded.

Though it has been smothered recently, Ms Rousseff in fact has an interesting political identity of her own. Born to a Bulgarian immigrant father and a teacher in Belo Horizonte, the capital of Minas Gerais, her childhood was much more comfortable than Lula's. But she became a middle-class radical, involving herself in the far-left resistance to the military governments that ruled Brazil for two decades from 1964. Quite what she did is the subject of some mythmaking. But it seems that she helped to plan a celebrated robbery in which a gang stole $2.4m from the safe of Adhemar de Barros, a former governor of São Paulo (who rejoiced in the tag "he steals but gets things done").

Her punishment was real enough. She suffered torture by electric shock for 22 days and was jailed for almost three years. Ms Rousseff does not talk about this much, and her language when discussing the military government is surprisingly detached. She talks about how "possibilities shrink" and "life becomes impoverished for everyone" under a dictatorship.

With democracy restored, Ms Rousseff (who has been married and separated twice) settled down to a career in public administration. Her success as state energy secretary in Rio Grande do Sul at a time of electricity shortages brought her to Lula's attention. As his first energy minister, she gained a reputation with businessmen as a tough, but fair, negotiator. She was promoted to chief-of-staff when the incumbent was felled by a vote-buying scandal, in 2005. Lula appears to credit Ms Rousseff with getting his government back on its feet again after it nearly fell apart.

Like Lula, Ms Rousseff's political views have mellowed. "You can't be fundamentalist about anything," she says while discussing the government's wish that equipment used to extract oil from new offshore fields should be made in Brazil. "We respect contracts—we are part of the West," she adds, explaining that she would honour the terms on which foreign oil firms currently operate in Brazil. She describes herself now as a "Brazilian democratic socialist". She wants to reform the state to make it more effective but not smaller.

Asked whether a technocrat like her can be elected president, she replies "I think so." Her task before the election next October is contradictory. She needs to stick close enough to Lula to benefit from the heat he radiates, while distancing herself enough to convince voters that she is her own woman. The opinion polls have Ms Rousseff lagging the opposition's José Serra by between 15 and 20 points. Neither of them has officially declared their candidacy yet, and the campaign will start in earnest only in April. The question that Ms Rousseff will have to ponder is whether seamless continuity is indeed the path to the presidency.

segunda-feira, 16 de novembro de 2009

DEVON sairá do Brasil, vendendo os ativos exploratórios e de produção (campo de POLVO)

Devon Energy Announces Plan to Strategically Reposition Company as High-Growth, Onshore North American Exploration and Production Company

OKLAHOMA CITY, Nov. 16 /PRNewswire-FirstCall/ -- Devon Energy Corporation (NYSE: DVN) today unveiled its plan to strategically reposition Devon as a high-growth North American onshore company. Devon intends to divest all of its Gulf of Mexico and international assets. The company plans to direct proceeds to its high-return U.S. and Canadian onshore portfolio and to retire debt.

"Devon's success has led to an overabundance of opportunities, and this repositioning will allow us to optimize value for our shareholders," said J. Larry Nichols, chairman and chief executive officer. "We do not believe that the value of our high-quality Gulf and international assets is being adequately reflected in our stock price. By monetizing these assets, we will realize their full value, allowing us to unleash the growth potential that resides within our world-class onshore assets."

"Following the divestitures, Devon will be uniquely positioned to deliver high organic growth on a sustainable basis, funded entirely with internally generated funds. Furthermore, we expect Devon to emerge with an even stronger balance sheet and one of the lowest overall cost structures in our peer group," added Nichols.

Expected Timing, Proceeds and Pro-Forma Impacts

Devon expects to have data rooms open for all of the divestiture assets and commence the divestiture process in the first quarter of 2010. The company expects to complete the divestitures throughout 2010 and to have finished the process by year-end.

Devon believes the divestitures will generate after-tax proceeds of $4.5 billion to $7.5 billion. The company expects the repositioning to be highly accretive to earnings, cash flow, production and reserves beginning in 2011.

Relative Size and Product Mix of Gulf of Mexico and International Assets

Based on estimated year-end 2009 proved reserves, Devon's Gulf of Mexico and international properties comprise approximately seven percent of Devon's company-wide proved reserves of 2.8 billion barrels of oil equivalent (Boe). If the sale of the Gulf of Mexico and international assets had occurred in 2009, Devon's estimated year-end 2009 proved reserves would have been 2.6 billion Boe or some 200 million Boe greater than year-end 2008 levels.

Oil and natural gas liquids account for approximately 43 percent of company-wide estimated proved reserves at year-end 2009. Pro forma for the divestiture of the Gulf of Mexico and international assets, oil and natural gas liquids account for 41 percent of the total. Accordingly, the company's overall balance between liquids and natural gas will change only slightly as a result of this repositioning.

Conference Call Webcast Scheduled for Today

Devon will host a conference call webcast at 9 a.m. Central Time (10 a.m. Eastern Time) today to discuss 1) the planned repositioning of the company, 2) an update of the company's resource potential and 3) the company's 2010 capital budget and outlook. The webcast may be accessed from Devon's internet home page at www.devonenergy.com.

Deutsche Bank provided financial services to Devon in connection with this matter.

Devon Energy Corporation is an Oklahoma City-based independent energy company engaged in oil and gas exploration and production. Devon is a leading U.S.-based independent oil and gas producer and is included in the S&P 500 Index. For additional information, visit www.devonenergy.com.

This press release includes "forward-looking statements" as defined by the Securities and Exchange Commission. Such statements are those concerning strategic plans, expectations and objectives for future operations. All statements, other than statements of historical facts, included in this press release that address activities, events or developments that the company expects, believes or anticipates will or may occur in the future are forward-looking statements. Such statements are subject to a number of assumptions, risks and uncertainties, many of which are beyond the control of the company. Statements regarding future drilling and production are subject to all of the risks and uncertainties normally incident to the exploration for and development and production of oil and gas. These risks include, but are not limited to the volatility of oil, natural gas and NGL prices; uncertainties inherent in estimating oil, natural gas and NGL reserves; drilling risks; environmental risks; and political or regulatory changes. Investors are cautioned that any such statements are not guarantees of future performance and that actual results or developments may differ materially from those projected in the forward-looking statements. The forward-looking statements in this press release are made as of the date of this press release, even if subsequently made available by Devon on its website or otherwise. Devon does not undertake any obligation to update the forward-looking statements as a result of new information, future events or otherwise.

The United States Securities and Exchange Commission permits oil and gas companies, in their filings with the SEC, to disclose only proved reserves that a company has demonstrated by actual production or conclusive formation tests to be economically and legally producible under existing economic and operating conditions. This release may contain certain terms, such as resource potential, reserve potential, probable reserves, possible reserves and exploration target size. The SEC guidelines strictly prohibit us from including these terms in filings with the SEC. U.S. investors are urged to consider closely the disclosure in our Form 10-K, File No. 001-32318, available from us at Devon Energy Corporation, Attn. Investor Relations, 20 North Broadway, Oklahoma City, OK 73102. You can also obtain this form from the SEC by calling 1-800-SEC-0330.

SOURCE Devon Energy Corporation

Investor
Shea Snyder, +1-405-552-4782

Media
Chip Minty, +1-405-228-8647
both of Devon Energy Corporation

quarta-feira, 11 de novembro de 2009

Queiroz Galvão prefere empréstimo a bônus

 

A brasileira Queiroz Galvão Óleo e Gás SA, que fornece sondas de prospecção à Petrobras, está prestes a receber um empréstimo de US$ 350 milhões para ajudar a custear o desenvolvimento da chamada região do pré-sal, disse seu diretor financeiro, Guilherme Lima."A empresa vem estudando alternativas há algum tempo, mas estamos negociando um empréstimo comum de US$ 350 milhões com banco porque é mais rápido e mais barato para nós" do que emitir bônus, disse.

A fornecedora brasileira de serviços petrolíferos tenta obter capital para financiar as compras de plataformas e outros equipamentos para explorar a região do pré-sal, que abriga a maior descoberta de petróleo das Américas desde 1976.Em agosto, a Queiroz Galvão Óleo e Gás aceitou um empréstimo em que pagaria a taxa Libor do interbancário (sigla de London interbank offered rate, em inglês) mais 325 pontos- base.

Lima prevê que os spreads dos empréstimos sobre a Libor vão cair até o primeiro trimestre do ano que vem, quando o negócio será fechado."O mercado de bônus está melhorando", disse Lima. "Vai depender se o mercado de bônus continuar melhorando como nos últimos meses. Por enquanto não pensamos, mas podemos vir a emitir num futuro próximo."O desenvolvimento da região do pré-sal está atraindo investimentos de empresas como a Petrobrás, controlada pelo governo, cujo plano de investimentos, de US$ 174 bilhões, engloba a área.

O investimento total da Queiroz Galvão Óleo e Gás está estimado em US$ 4,5 bilhões até 2015, disse Lima. A receita da empresa vai mais do que dobrar, para US$ 1 bilhão, em 2011 em relação aos cerca de US$ 400 milhões deste ano, disse ele.A empresa é uma subsidiária totalmente controlada pelo Grupo Queiroz Galvão, que opera em construção civil, siderurgia, finanças e processamento de alimentos na América Latina e na África.

As reservas em águas profundas do pré-sal devem encerrar de 80 bilhões a 90 bilhões de barris de petróleo, segundo o ministro da Fazenda, Guido Mantega.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Camila Fontana/DA AGÊNCIA BLOOMBERG)

OGX: planos e mais blocos adquiridos

Comentário do blogueiro: A OGX vem comprando os direitos exploratórios de diversos operadores.

Eike ganha mais petróleo

A OGX, empresa de petróleo e gás fundada pelo empresário Eike Batista, decidiu alterar o seu cronograma de perfurações para o próximo ano, após a revisão de estimativas de recursos potenciais da companhia. De acordo com o diretor geral da empresa, Paulo Mendonça, 27 poços devem ser perfurados em 2010, dos quais 17 estão localizados na Bacia de Campos, nove na Bacia de Santos e um na Bacia de Parnaíba. A intenção anterior da companhia era perfurar seis poços no próximo ano, mas devido ao "aumento substancial dos volumes estimados", a companhia decidiu mudar os planos.

A consultoria DeGolyer & MacNaughton (D&M) estimou, em relatório divulgado hoje (10), os recursos potenciais da OGX em 6,7 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). No relatório anterior, divulgado em março de 2008, na época em que a companhia abriu o capital, os recursos potenciais da companhia haviam sido estimados pela mesma consultoria em 4,8 bilhões de boe. Para efeitos de comparação, as reservas de Tupi, megacampo explorado pela Petrobras no pré-sal da Bacia de Santos, tem reservas estimadas entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris.

A probabilidade média de sucesso da atividade de exploração da OGX também melhorou desde o último relatório, quando a D&M calculou uma taxa média de 27%. Agora, a empresa considera uma probabilidade média de sucesso de 34,5%. A estimativa foi feita para todo o portfólio da OGX, formado, no total, por 29 blocos - sete na Bacia de Campos, cinco em Santos, cinco na Bacia do Espírito Santo, cinco na Bacia Pará Maranhão e sete na Bacia de Parnaíba.

CRONOGRAMA. Mendonça explicou que a revisão de estimativas foi possível porque, durante os últimos 12 meses, a OGX adquiriu e processou novas sísmicas 2D e 3D, aplicando tecnologia de última geração ao trabalho de exploração.

Para cumprir o novo cronograma de perfurações, a OGX aguarda a chegada de mais duas sondas de perfuração. De acordo com Mendonça, a unidade semi submersível Ocean Star deve chegar em janeiro de 2010 e a Ocean Lexington, em fevereiro. Com a chegada desses dois equipamentos, a companhia terá cinco sondas de perfuração disponíveis para trabalhar.

O executivo não informou quais são os 17 poços a serem perfurados na Bacia de Campos no próximo ano. "Estamos perfurando mais quatro poços de avaliação. Não temos definição de quais serão os próximos", disse durante teleconferência com analistas.

Mendonça ressaltou, no entanto, que há recursos financeiros suficientes para sustentar a expansão do cronograma. "Temos cerca de US$ 4,5 bilhões em caixa. No programa antigo, estimávamos gastar cerca de US$ 2 bilhões para perfurações nos próximos três a quatro anos. Temos bastante dinheiro para sustentar a nossa companhia", afirmou.

Segundo ele, o atual orçamento da OGX também contempla a participação em leilões adicionais da Agência Nacional de Petróleo (ANP). "Podemos avaliar novas condições de financiamento no momento oportuno, mas não acreditamos que isso será preciso nos próximos anos", disse.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Tatiana Freitas/AGÊNCIA ESTADO)

quinta-feira, 5 de novembro de 2009

HRT: Nova empresa LPC (Local Private Company)

Comentário do blogueiro: A HRT Petroleum começou como uma empresa de geologia, inclusive com propagandas em revistas especializadas.

Nasce a 2ª maior do petróleo do Brasil

Com quatro sondas contratadas, 21 blocos adquiridos na Bacia do Solimões, no Amazonas, e US$ 275 milhões em recursos, captados ao longo de três meses no mercado internacional, nasce a segunda empresa privada de exploração e produção de petróleo no País, a HRT Oil & Gas. A companhia foi criada pela brasileira HRT & Petroleum, uma das maiores consultorias de geologia do Hemisfério Sul. Mesmo com os negócios de exploração e produção, o grupo continuará com sua área de serviços.

A nova empresa adquiriu da Petra Energia e da M&S Brasil o direito de operar 21 blocos na Amazônia, com 51% de participação nos empreendimentos. De acordo com o presidente da HRT Oil & Gas, o geólogo Márcio Rocha Mello, os campos têm potencial para produzir de 4 a 6 bilhões de barris de óleo leve e de 10 a 20 TCF (trilhão de pés cúbico) de gás natural, o equivalente a 20 bilhões de barris de óleo. "A Amazônia vai ser a maior reserva de gás do Brasil", afirmou.

A empresa já contratou quatro sondas na China, Estados Unidos e Canadá para fazer a perfuração dos poços da região. Do total, duas já estão construídas e outras duas estão em construção. A previsão de Mello é que em junho ou julho do ano que os equipamentos já estejam operando. A estimativa da HRT é de que cada sonda fure quatro poços por ano. Ao final de dois anos, portanto, a HRT pretende ter perfurado 32 poços na área.

Posteriormente, a empresa contratará mais outras duas sondas, totalizando seis equipamentos de perfuração na área até o final de 2010, data na qual Mello estima estar produzindo seu primeiro óleo. Segundo Mello, cada poço na Amazônia tem custo de US$ 6 milhões a US$ 10 milhões.

Em primeiro momento, a empresa pretende utilizar a infra-estrutura da Petrobras para escoar sua produção. Recentemente, a estatal concluiu a construção do gasoduto Urucu-Manaus, com 1,4 mil quilômetros de extensão, e que será estendido até o município de Coari. Outra alternativa que, segundo Mello, terá de ser estudada posteriormente é a de comprimir o gás para transportá-lo com mais facilidade.

No Brasil, além do desejo de participar da décima primeira rodada de licitações da Agência Nacional de Petróleo (ANP), a companhia, segundo Mello, pretende buscar oportunidade em poços nas bacias de Santos, Campos, Espírito Santo, Recôncavo e Barreirinhas.

"Ainda que haja grande interesse por áreas no mar, em um primeiro momento daremos atenção aos blocos em terra, porque a produção ocorre mais rapidamente. Entendemos que, por conta do pré-sal, algumas áreas terrestres ficaram um pouco esquecidas", afirmou. uma nova tropa de choque

A lém de Mello, que é o presidente, a diretoria será composta pelo consultor John Forman, ex-diretor da ANP e Nuclebrás, que será o vice-presidente executivo; por Eduardo Teixeira, ex-presidente da Petrobras e ex-ministro de Infra-estrutura, que comandará a diretoria Financeira; por Antônio Agostini, ex-diretor de exploração e produção da Petrobras, que será diretor de Operações e pelo sócio Mike Vitton, ex-captador para América do Norte do banco de Montreal. A empresa terá 150 funcionários, dos quais 80 são egressos da Petrobras.

"Montamos uma diretoria com os melhores profissionais. Tenho ao meu lado várias lendas vivas da indústria de petróleo nacional. Além disso, contamos com um corpo profissional de alta qualidade, com 29 geólogos com certificado PhD. Nossa empresa sempre deteve o conhecimento do negócio de petróleo e agora vai colocá-lo na prática. Produzir petróleo é o sonho de todo geólogo", afirmou Mello.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/LUCAS VETTORAZZO)

Ex-executivos da Petrobras criam petroleira

Com investimento inicial de US$ 275 milhões, recém-captados com investidores privados, sócios da consultoria HRT Petroleum decidiram criar uma petroleira, que concorrerá com a Petrobras na concessão de áreas de petróleo.

Os executivos, alguns deles ex-Petrobras, anunciaram que a HRT Oil & Gas vai explorar e produzir petróleo e gás inicialmente na bacia do Solimões, na região Norte.

As primeiras 21 áreas a serem exploradas na região foram arrematadas inicialmente por petroleiras de menor porte, como a Petra e a M&S, em leilões realizados nos últimos anos pela ANP (Agência Nacional do Petróleo). A HRT Oil & Gas entrou como sócia, neste ano, em 51% de cada bloco, passando a ser operadora (a responsável pela atividade de exploração e produção).

"A região tem um enorme potencial subestimado. As reservas de gás são mais relevantes do que as que serão encontradas pela Petrobras no pré-sal", diz o presidente da HRT, Márcio Mello.

A HRT foi fundada 2004, atuando inicialmente com a análise de dados sísmicos e exploratórios. Além de Mello, que trabalhou na Petrobras por mais de 20 anos, estão Eduardo Teixeira, presidente da Petrobras entre 1990 e 1991, e John Forman, ex-diretor da ANP.

Segundo Mello, o plano de captação e lançamento da petroleira estava pronto havia um ano, mas teve de ser congelado devido à crise. Os executivos disseram que não tiveram dificuldades em levantar os recursos. Não revelaram quais foram os investidores, mas haveria estrangeiros e brasileiros, entre os quais 40 pessoas físicas.

A meta é investir US$ 2 bilhões em cinco anos. A empresa diz que quer participar dos próximos leilões da ANP, inclusive no mar, e buscar oportunidades no exterior.(Fonte: Folha de S.Paulo/DA SUCURSAL DO RIO)

Nanotecnologia: novo passo dos fluidos de perfuração/completação

M-I SWACO joins Rice University in nanotech research program

Houston, Texas (Oct. 28, 2009) – M-I SWACO has signed an agreement with Rice University to fund a two-year joint research program to investigate the potential uses of nanotechnology in the oilfield and drilling fluids industry.

Nanotechnology is the study of matter, their properties and chemistries, on the nanoscale. Nanoparticles are approximately 1 nanometer (nm) or one billionth (10-9) of a meter in length. By comparison, the smallest cellular life form is over 200 nm in length and a single strand of human DNA is 2 nm in diameter.

M-I SWACO will invest $460,000 over two years. The money will go toward the sponsorship of graduate and post-doctoral students, and collaborative research with Dr. James Tour, Rice's Chao professor of chemistry, mechanical engineering, materials science and computer science who will lead the Rice team.

The M-I SWACO R&D group, led by Dr. Jim Friedheim, director of corporate fluids, will work closely with the students and professors to investigate the use of these unique materials in drilling and completion fluids.

"It is pure research at this point," said James Bruton, M-I SWACO VP for research and engineering, "but the potential for applying nanotechnology to drilling and completions field is great. The opportunity to work with Rice University, the world leader in carbon nanotechnology research, sustains our continuing commitment to be a technology leader in the drilling and oilfield services industry."

Rice University is a leading teaching and research university based in Houston, Texas.

M-I SWACO, which is based in Houston, TX and jointly owned 60% by Smith International, Inc. (NYSE, PSE:Sii) and 40% by Schlumberger Limited (NYSE:SLB), is a leading provider of a wide range of products and engineering services designed to deliver Drilling Solutions, Environmental Solutions, Wellbore Productivity and Production Technologies. The company is strategically located in more than 70 countries.

quarta-feira, 21 de outubro de 2009

Petrobras arrenda estaleiro desativado para produzir sondas

Equipamentos serão todos destinados ao pré-sal; contrato de aluguel deve durar 20 anos e custar R$ 4 mi ao mês

Reforma do estaleiro, que será operado por empresa terceirizada após licitação, deve durar ao menos oito meses e consumir R$ 100 mi

Para assegurar a construção de sondas e plataformas do pré-sal, a Petrobras arrendou um estaleiro no Rio de Janeiro e terá de investir, pelo menos, R$ 100 milhões na sua reatiação.

Localizado no bairro portuário do Caju, o antigo estaleiro Ishibrás está praticamente parado. Após a reforma, que deve durar pelo menos oito meses, poderá receber obras de sondas de perfuração e cascos de plataformas de grande porte.

Com a premissa de encomendar o máximo possível de sondas e plataformas de produção no país, a Petrobras convive com a falta de instalações para tocar seus projetos. A saída foi alugar o estaleiro.

O valor do contrato não foi revelado, mas é estimado em R$ 4 milhões ao mês. A estatal arrendou a unidade por 20 anos com a opção de compra após esse prazo ou de prorrogação por mais dez anos.

A direção da companhia já deu o aval para a assinatura do contrato e os últimos detalhes estão sendo finalizados.

Pelo modelo escolhido pela direção da Petrobras, a operação do estaleiro não ficará a cargo da própria companhia. Será repassada ao grupo vencedor da licitação para a construção de sondas ou plataformas.

Esse mecanismo já foi testado num estaleiro no Rio Grande do Sul, que é operado pela construtora W. Torre, vencedora de licitação da companhia.

Os custos do arredamento durante a fase da obra serão descontados do valor total do contrato para a construção das sondas ou das plataformas.

Segundo executivos do setor naval, essa foi a solução encontrada para levar seus projetos adiante e driblar a falta de investidores interessados em assumir estaleiros no país.

Para Paulo Dalmazzo, presidente da CBD, controladora do estaleiro, "está tudo acertado, inclusive o preço". Ele disse que a negociação está em sua "fase final", embora o contrato não tenha ainda sido assinado. A CBD tem como sócios a Fator Empreendimentos e a Inepar.

Inaugurado em 1954, o antigo Ishibrás possui o maior dique para a construção de navios da América do Sul, mas está praticamente desativado há vários anos. Serve apenas para reparos de embarcações.

Para Dalmazzo, a unidade está apta a obras de grande porte e sua modernização não custará mais do que R$ 100 milhões. "A infraestrutura já existe. Com pouco dinheiro, o estaleiro estará no nível do mais moderno do país, o Atlântico Sul [em Pernambuco], cujo investimento estimado foi de US$ 1,7 bilhão", afirma.

A Petrobras está prestes a lançar uma megalicitação para a construção de 28 sondas de perfuração -todas no Brasil e voltadas à camada pré-sal. Cada unidade pode consumir aportes de até US$ 1 bilhão.

Procurada, a Petrobras não se pronunciou.

Recorde

A produção de petróleo da estatal no Brasil ultrapassou a média de 2 milhões de barris/ dia pela primeira vez na história da companhia.

Em setembro, a média foi de 2,004 milhões de barris/dia, incremento de 1,2% sobre a produção de agosto.(Fonte: Folha de S.Paulo/PEDRO SOARES/ DA SUCURSAL DO RIO)

sexta-feira, 16 de outubro de 2009

Poços para a ANP visam encontrar os 5 bi bbl

Perfuração para capitalizar Petrobras em novembro

O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, disse nesta quinta-feira que a agência deverá iniciar, em novembro, a perfuração do primeiro poço para localizar a reserva de 5 bilhões de barris de petróleo que será usada pela União na operação de capitalização da Petrobras. "Vamos começar a perfurar agora, em curtíssimo prazo. Acho que em novembro começamos a perfuração", disse o diretor em entrevista na Câmara dos Deputados.

Segundo o executivo, as perfurações pelas duas sondas que serão deslocadas pela estatal de outros projetos vão se concentrar na chamada "picanha" do pré-sal, ou seja, próximas dos campos onde já foram feitas grandes descobertas, como Tupi. "Nós constituímos uma comissão mista da Petrobras e ANP para analisar o platô de São Paulo onde está Tupi, e vamos buscar a área que tem mais possibilidade", explicou Lima. "Por enquanto não se chegou a uma conclusão, mas vai ser perto de Tupi", acrescentou.

De acordo com Lima, a chamada "picanha azul" é a área demarcada ao longo da costa que concentra todas as descobertas do pré-sal. "Parece uma picanha, e azul porque está no mar", definiu. Lima disse que no centro dessa área nobre no pré-sal fica o platô de São Paulo, cujas chances de sucesso seriam de praticamente 100%. "O nosso propósito é identificar 5 bilhões de barris em áreas não concedidas dentro do pré-sal", explicou.

Segundo Lima, cada perfuração para localizar os 5 bilhões de barris da Petrobras deverá custar algo entre R$ 100 milhões e R$ 130 milhões. Para ele, poderão ser feitos até três ou quatro perfurações. O dinheiro virá de uma taxa de 1% das chamadas Participações Especiais que é cobrada das petroleiras. Esse 1% da participação especial é aplicada na pesquisa e no desenvolvimento do setor de petróleo. De acordo com ele, a Petrobras não vai ressarcir o investimento.

Lima participaria nesta quinta-feira de uma audiência pública da Comissão Especial da Casa que analisa o projeto de lei que estabelece a partilha como sistema de produção no pré-sal. Segundo o próprio diretor da ANP, a audiência foi adiada para a próxima terça-feira, dia 20, porque havia poucos deputados presentes à comissão.

Um dos projetos enviados pelo governo ao Congresso, visando mudar a regulamentação do setor de petróleo, envolve a capitalização da Petrobras. Colocando de forma simples, a União pretende conceder à Petrobras os direitos de exploração de reservas com cerca de 5 bilhões de barris em troca de ações da companhia. Além da Petrobras, outros acionistas poderiam aderir, com recursos próprios, ao aumento de capital, para não terem suas participações diluídas.

Para definir o valor do barril de petróleo, e consequentemente o tamanho da operação, é necessário definir com exatidão a localização das reservas, trabalho que está à cargo da ANP, que contratou a Petrobras para auxiliá-la. Lima revelou ainda que a preferência é a escolha de uma área que não será unitizada, ou seja, um local cujos reservatórios não extrapolem para os blocos já concedidos. "Queríamos evitar blocos com unitização, porque seria mais um problema", explicou. ((Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Com agências)

quinta-feira, 15 de outubro de 2009

TECNOLOGIAS DE RECUPERAÇÃO: aumentando a vida útil dos campos

Petrolíferas tentam extrair óleo (e lucro) de campos velhos

A Chevron Corp. está empregando tecnologias de baixo custo na esperança de prolongar a vida útil de um dos campos petrolíferos mais antigos e mais prolíficos do mundo. O processo está sendo reproduzido em outros lugares, num esforço para ajudar o setor petrolífero a extrair mais dessas antigas bacias.

O campo do Rio Kern já produziu mais de 2 bilhões de barris em seus 110 anos de história, mas a Chevron avalia que a reserva ainda contém mais 1,5 bilhão de barris. A Chevron está usando o campo do Rio Kern como um laboratório em condições reais, testando as chamadas técnicas aperfeiçoadas de recuperação, e trazendo engenheiros do mundo todo para aprendê-las.

"A vantagem de estar neste campo petrolífero antigo é que você pode tentar várias coisas", diz Joe Framis, engenheiro da Chevron.

Para extrair o máximo possível do subsolo - e a um custo baixo o suficiente para gerar lucros - a Chevron está implementando sensores de temperatura de alta tecnologia para monitorar a produção, usando modelos computacionais em três dimensões para planejar seus poços e filtrando a água servida dos campos através de cascas de nozes, para ser reutilizada.

O foco renovado da Chevron no Rio Kern mostra tando as oportunidades quanto os desafios diantes da indústria petrolífera à medida em que descobertas gigantescas do século passado, desde a Baía Prudhoe no Alasca até o poço Cantarell no México, começam a secar. A Baía Prudhoe, por exemplo, já sofreu quedas de produção mesmo enquanto mais da metade de seus 25 bilhões de barris de petróleo continuam no chão.

Para extrair petróleo do campo do Rio Kern, a Chevron injeta vapor no solo. O vapor aquece as rochas e assim torna mais fino o petróleo gosmento, fazendo-o fluir com mais facilidade até a superfície. O processo é muito mais caro do que a extração convencional, gerando margens de lucros pequenas que podem desaparecer por completo quando o preço do petróleo cai ou os custos aumentam.

A empresa perfurou 660 poços de observação equipados com sensores para monitorar a temperatura da reserva de modo que os engenheiros possam ver se é preciso mais calor, e desenvolveu seu próprio equipamento para direcionar o vapor.

Essas técnicas permitiram à Chevron reduzir pela metade o vapor usado para produzir um barril de petróleo - para uma economia anual de cerca de US$ 300 milhões, segundo a companhia.

"Reduzindo o calor, economizamos muito dinheiro", diz Paul Harness, geólogo sênior da equipe do Rio Kern .

Gigantes do setor como Chevron, Exxon Mobil Corp. e Royal Dutch Shell PLC estão mostrando mais interesse em projetos semelhantes. A Occidental Petroleum Corp. conseguiu prolongar a vida útil de campos em Oman, na Colômbia, e no oeste do Texas, injetando dióxido de carbono, vapor e outras substâncias no subsolo.

Segundo o presidente da Occidental, Steve Chazen, agora que há menos campos novos sendo descobertos, manter a produção dos campos antigos e a única maneira de conseguir atender à demanda global de petróleo.

"A longo prazo, não importa quantos novos campos são descobertos. Importa manter o declínio da base sob controle", disse Chazen.

A Chevron não reverteu o declínio do Rio Kern , mas já conseguiu desacelerar a queda. A produção está caindo a cerca de 2% ao ano, ante uma média de 7% ao ano de 1998 a 2005 - o que vai significar milhões de barris a mais este ano.

A empresa espera acabar conseguindo extrair até 80% do petróleo desse campo, em comparação com os 30% que é a taxa de extração normal em muitos campos pelo mundo afora. O Rio Kern tinha 628 milhões de barris em reservas estimadas no fim de 2007, segundo dados governamentais, 16% a mais do que a estimativa de 2004.

A longevidade do campo já é notável. Em 1899, uma dupla de pai e filho partiu para procurar petróleo, escavando a mão, e o encontrou às margens do Rio Kern, uns 200 quilômetros a noroeste de Los Angeles. Dali a quatro anos, mais de 400 diferentes empresas estavam ali, bombeando 45.000 barris por dia, mais do que em qualquer outro lugar do país na época.

Hoje o campo do Rio Kern é um mar de tubulações, tanques de armazenamento e cerca de 9.000 bombas, que com seu lento vaivém continuam extraindo quase 79.000 barris diários das rochas lá embaixo - uma queda em relação aos 140.000 barris diários no pico da sua produção, nos anos 1980.

Se as empresas conseguirem extrair mais petróleo de seus campos antigos, não precisam encontrar tantos campos novos - diminuindo o risco de fracassos onerosos.

"Se você conseguir uma maneira de encontrar petróleo onde você já está, usando a tecnologia, grande parte do risco desaparece", disse John McDonald, diretor de tecnologia da Chevron.

(Fonte: Valor Econômico/Ben Casselman, The Wall Street Journal, de Bakersfield, Califórnia)

quarta-feira, 14 de outubro de 2009

OGX estima de 500milhoes a 1,5 bilhão de barris volume em Campos (BMC43) (VESUVIO)

Publicada em 14/10/2009 às 14h02m

Reuters/Brasil Online

SÃO PAULO (Reuters) - A OGX, empresa de petróleo e gás controlada por Eike Batista, anunciou nesta quarta-feira que o poço OGX-1, localizado no

bloco BM-C-43 em águas rasas da Bacia de Campos, tem um volume estimado de óleo recuperável entre 500 milhões e 1,5 bilhão de barris.

A OGX detém 100 por cento de participação nesse bloco, cuja constatação de óleo já havia sido anunciada na semana passada.

Após o anúncio, os papéis da empresa chegaram a subir 3,2 por cento no pregão da bolsa paulista. Mas, ainda no final da manhã, as ações perderam força.

Às 12h10, OGX caía 4,2 por cento, para 1.555 reais. Segundo o assessor de investimentos da InTrader, Renato Tavares, parte dos investidores está

aproveitando o momento para realizar lucro com os papéis, que acumulavam alta superior a 200 por cento no ano, justamente em meio a expectativas de

novidades positivas da companhia.

De acordo com o comunicado enviado à imprensa, a perfuração do poço, localizado na parte sul da bacia de Campos, já foi finalizada e atingiu uma

profundidade de 2.347 metros.

Como resultado da perfuração, iniciada no dia 17 de setembro, foi encontrada uma coluna total de óleo superior a 200 metros. O poço está a

aproximadamente 85 quilômetros da costa do Estado do Rio de Janeiro, onde a lâmina d'água é de aproximadamente 140 metros.

"Este excelente resultado revela o grande potencial petrolífero dos nossos blocos, além de contribuir para a redução do risco exploratório dos próximos

prospectos a serem perfurados na região", disse Paulo Mendonça, diretor-geral da OGX, segundo o comunicado.

A OGX parte agora para a perfuração do poço OGX-2, localizado bo bloco BM-C-41, em águas rasas da parte sul da bacia de Campos, prevista para a

segunda metade de outubro com o deslocamento da sonda Ocean Ambassador.

No início do mês, a OGX informou que encontrou indícios de hidrocarbonetos no bloco BM-S-29, localizado em águas rasas da bacia de Santos, mas

ainda não há estimativa de volume.

Esse bloco faz parte da concessão em que a OGX detém 65 por cento de participação e a operadora Maersk Oil tem fatia de 35 por cento.

A empresa possui um total de 29 blocos no país, sendo 22 no mar e sete em terra.

(Por Camila Moreira; reportagem adicional de Aluísio Alves; Edição de Alexandre Caverni)
 
Comentário do blogueiro: Está um pouco cedo para estimar o volume de óleo no campo sem o teste de formação. Mesmo assim, agora falta saber se o óleo é pesado ou leve. O campo de Peregrino da Statoil fica próximo e o óleo é pesado. A importância em saber a qualidade do óleo é ligado a duas coisas: valor do óleo extraído e capacidade de extração e escoamento do óleo do reservatório.