OGX Gears Up for Offshore Brazil Drilling in Campos, Santos Basins

RIGZONE - OGX S.A.      Thursday, March 26, 2009

OGX has announced its full year 2008 results today. The following financial and operating information is presented on a consolidated basis, pursuant to Brazilian corporate law, in reais (R$), unless stated otherwise.

"2008 was a year of significant accomplishments and momentum for OGX. We have assembled a talented and experienced team that was able to fulfill, and in some cases exceed, the objectives outlined at the time of our initial public offering. Leveraging technical expertise

and a strong balance sheet, the Company reached key milestones in its exploratory campaign. We hired four drilling rigs, procured critical drilling equipment, secured our onshore hub, and arranged for necessary support services. Accomplishment of these goals significantly reduces execution risk and positions OGX to start proving the value of its unique exploratory portfolio in 2009. We look forward to building on this strong record of execution in the coming year as we begin our drilling campaign," commented Rodolfo Landim, OGX's Chief Executive Officer.

2008 Highlights:

• Signed concession contracts for 21 exploration blocks acquired in the Ninth Bidding Round of November 2007;
• Appraisal report provided by DeGolyer & MacNaughton (D&M) certified that OGX's exploration blocks contain 4.8 barrels of oil equivalent (boe) of net risked prospective resources, assuming an average success probability of 27%;
• Chartered the four semisubmersible drilling rigs needed to execute entire exploratory drilling campaign in the Campos and Santos basins, and procured all essential equipment and services for this campaign;
• Completed seismic data shooting in the Campos and Para-Maranhao basins and construction of a state-of-the-art 3D visualization room for seismic data analysis;
• Obtained approval of ANP to proceed with the farm-in agreement in BMS-29 in the Santos basin, bringing the number of blocks in the portfolio to 22.

Main Financial Highlights:

• On June 13th, OGX's Initial Public Offering (IPO) of 5.93 million common shares on the Bovespa's Novo Mercado raised R$6.7 billion, the largest amount ever raised in a Brazilian IPO;
• Net profit was R$359.9 million in 2008. The result primarily reflected financial income from cash investments;
• Cash position of R$7.6 billion was reported as of December 31, 2008.

2008 Operational Overview

On March 12th, OGX signed concession contracts for 21 exploration blocks acquired during the Ninth Bidding Round in November 2007. Subsequently, on December 3rd, the Company obtained approval by the ANP for its 50% participation interest in the farm-in of block BMS-29, located in the Santos basin. As a result, OGX finished 2008 with a diversified exploratory portfolio comprised of 22 highly qualified blocks. The Company is now the largest Brazilian private sector oil and natural gas company in terms of offshore exploratory acreage, with an area of 6,800 km2 (2,700 square miles).

In March, OGX engaged DeGolyer & MacNaughton ("D&M"), a leading global consultant in reserve certification to the oil and natural gas industry, to prepare an independent, third party evaluation of the exploratory portfolio. The appraisal report issued by D&M indicated that the blocks located in the Campos, Santos, Espírito Santo and Para-Maranhao basins contained 4.8 billion boe of net risked prospective resources, assuming an exploratory success probability of 27%.

To finance the exploration and development of these significant resources, OGX completed an Initial Public Offering on the Bovespa's Novo Mercado in June of 2008, with a fully subscribed offering of 5.93 million common shares. The capital raised from the IPO was invested in fixed income instruments in accordance with OGX's conservative financial investment policy, and had grown to R$7.6 billion as of December 31st.

Through a selective recruitment and hiring process, OGX has assembled experienced teams for key areas related to the exploratory campaign and production development. Executive managers responsible for the drilling, logistics, procurement and production development areas were hired. Therefore, all key personnel necessary for the exploratory campaign are in place.

OGX invested R$128.1 million during 2008 in the acquisition, processing and reprocessing phases of its seismic campaign in the Campos, Santos, Espirito Santo and Para-Maranhao basins, and hired world class seismic service providers. By the end of 2008, 3D data shooting in the Campos and Para-Maranhao basins had been completed. In the Espírito Santo blocks, shooting was well underway and seven months ahead of the original timetable. In addition, existing 3D seismic data for the Santos basin was refined using special modern reprocessing techniques, and is now being studied by OGX's data interpretation team.

Seismic data will be analyzed in the newly constructed, 3D visualization room at the Company's offices in Rio de Janeiro that features state-of-the-art technology owing to a total investment of R$1.8 million. It is expected that the integration of various expert teams with the latest technology will improve decision-making, increase productivity, and allow the Company to choose drilling locations with greater precision.

In parallel to the conducting of seismic studies during the quarter, OGX secured all drilling equipment and services essential to its exploratory campaign. Between August and September, the Company chartered four semi-submersible drilling rigs from world class contractors -- rigs sufficient to carry out the entire exploratory drilling campaign in the Campos and Santos basins and, by year end, had procured wellheads, casings, drilling fluid, as well as engineering and casing running services, dramatically reducing execution risk with regard to the exploratory campaign.

During the final quarter of 2008, OGX chartered six vessels, five of which are being built in Brazil, and two helicopters to transport personnel and goods to offshore drilling rigs operating in the Campos and Santos basins. The Company also secured its onshore hub in the city of Rio de Janeiro, where supplies will be stored and transferred to and from supply vessels.

OGX concluded 2008 having successfully executed its business plan and in some cases was ahead of both budget and schedule due to the broad experience within the organization. The Company expects 2009 to be a pivotal year, one in which it must implement an ambitious business plan in a short time frame, and start transforming prospective resources into proven reserves. The Company is now poised to initiate its exploratory campaign, which involves the drilling of wells in four basins in the next four years.

Outlook

Key events expected in 2009 include the interpretation of 3D seismic data for the Campos, Santos and Para-Maranhao basins, which will be completed during the first half of 2009, and data interpretation for the Espirito Santo basin, which is expected to be completed by December 2009. In addition, the Company plans to request that D&M update its original appraisal report for the Campos basin now that 3D seismic data is available, and expects to have this information available during the third quarter.

In addition to the 3D seismic results and D&M appraisal update, OGX will be drilling six wells in the Campos and Santos basins during 2009. Drilling of the first well is scheduled for the middle of 2009 in block BMS-29 with our partner and operator, Maersk Oil. In September, the Company is expected to drill two wells in the Campos Basin and, in November, two additional wells in the Campos Basin and one in the Santos basin.

 During the next four years, OGX expects to make a total investment of US$3 billion, of which approximately US $2 billion will be allocated to the exploratory campaign and US $1 billion to the initial development of production capacity in the Campos basin.
 

Angola's Subsalt Oil Reserves May Resemble Brazil's

by  Bernd Radowitz      Dow Jones Newswires      Wednesday, March 18, 2009

VIENNA (Dow Jones Newswires), Mar. 18, 2009 Geological similarities between Angola's and Brazil's subsalt areas suggest that future exploratory drilling on Angola's continental shelf may one day find oil reserves similar to Brazil's recent large discoveries, a Sonangol scientist said Wednesday. Sonangol, Angola's state oil firm, has started preliminary studies into Angola's subsalt region over the last several months. The company is now preparing for seismic and other geological studies -- expected to cost hundreds of million of dollars -- to assess the size of reserves in the country's subsalt region, said Luman Sebastiao, a geoscientist for Angola state oil firm Sonangol's exploration unit.   The first exploratory drilling of Angola's subsalt area may occur within three or four years, Sebastiao told Dow Jones Newswires, while attending the fourth Organization of Petroleum Exporting Countries International Seminar in Vienna. Angola's oil minister is OPEC's current president. "The Angolan and the Brazilian continental shelves have various similarities as they have been joined for a certain geological period," Sebastiao said. Brazilian state-run oil firm Petroleo Brasileiro SA in the past two years has announced several massive oil finds in the subsalt area off Brazil's coast that together contain dozens of billions of barrels in reserves. Oil found in the area is usually at water depths of around 2,000 meters, and several thousand meters further below layers of sand, rocks and salt -- making exploration and production challenging and expensive. Angola's subsalt reserves could be "gigantic," and even as big as Brazil's, Sebastiao said, though he acknowledged Angola's subsalt exploratory drilling hasn't yet begun. The subsalt is Angola's next exploration front, after deep and ultra-deep exploration, Sebastiao said, adding that unlike in Brazil, Angola's subsalt region is found both onshore and offshore. Angola's onshore subsalt region lies about 4,000 meters below the ground, while the offshore subsalt region lies even deeper, Sebastiao said. Brazil's Petrobras has been helping Sonangol in starting to study its subsalt region, and many Sonangol technicians have been trained in the area in Brazil, Sebastiao said. "Petrobras is our great example in this area," the Sonangol scientist said. Angola's studies into its subsalt area at first are concentrating on the Kwanza onshore and offshore basin, and the Congo basin. At a later stage, Angola will study more southern regions.   Copyright (c) 2009 Dow Jones & Company, Inc

COMENTÁRIOS do blog:

Se o Brasil demorar muito a regulamentar e a estimular os investimentos e descobertas do sub-sal brasileiro, rapidamente será ultrapassado pois as demais empresas petroliferas mundiais começarão a buscar cada vez mais este tipo de reservatório, tanto no GOM quanto na costa africana.

A vantagem brasileira é que, ainda, não há equipamentos suficientes nas empresas de serviço para realizar os trabalhos de pesquisa e de exploração, estando a maioria contratados já. É somente uma questão de tempo e de investimento, que nesses periodos nebulosos acabam demorando mais.

Deus é brasileiro pois não cansa de ajudar para que tenhamos tempo de consertar as nossas trapalhadas e brigas internas com pensamentos retrógrados e contrários ao desenvolvimento econômico (investimentos em infra-estrutura e na produção).

 

Converteam to Gear Up 2 Newbuild Drillships for Offshore Brazil Operations

Converteam closed 2008 with more contract success for their C-Series of integrated ship control systems. Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME) of South Korea awarded Converteam with further contracts to engineer, supply and commission the cutting edge integrated control systems for two newbuild drillships. These latest orders follow the several earlier drillship contracts from DSME and other major shipbuilders.

Due for delivery in 2010 and 2011 respectively the drillships, rated for water depths of up to 10,000 feet, are owned by Odebrecht S.A. of Brazil and will be contracted to work in the Campos Basin region of offshore Brazil on behalf of Petrobras.

Converteam's distributed control system, the C-Series, scope of delivery embraces a full vessel automation system, a power management system, fire/gas and emergency shutdown systems, load and stability calculator and a full Class 3 triple voting dynamic position control system. An extensive data recording system is included as is a full complement of sensors and auxiliary equipment.

For the first time Converteam will supply a riser management system and fully integrate it with the C-Series dynamic position control system.

Neil Barford, Offshore & Merchant Business Manager for Converteam UK Ltd, said, "These latest contracts are particularly noteworthy since they represent further confirmation of Converteam's position as a market leader in the field.

"We believe our approach to this business area is unique," continued Barford. "Converteam is essentially an engineering and systems integration company, so what we offer goes way beyond a standard offering of 'off the shelf' components. We make sure that our systems are designed and engineered with the needs of the shipbuilder and the end user in mind. Where we really earn our position as market leader is by our engineering and the integrating third party equipment to ensure we avoid unexpected difficulties at any stage in project implementation. It's what we do: system engineering."
[RIGZONE Converteam      Tuesday, March 17, 2009 ]

A queda do conceito de "Criar valor para o acionista"

Uma revolução no mundo corporativo

Francesco Guerrero, Financial Times (VALOR ECONOMICO) - 17/03/2009 

Em outros tempos, a proposta do atendente no balcão de embarque teria sido aceita com entusiasmo. Em meio à pior retração econômica desde a Grande Depressão, porém, políticos populistas e uma imprensa agressiva que clama por uma sanção severa contra os "excessos" de Wall Street, o veterano banqueiro parou para pensar quando ouviu essas geralmente bem-vindas palavras de empresa aérea: "Senhor, sua categoria foi elevada para primeira classe. Queira me acompanhar".

Quando finalmente respondeu: "Estou bem na classe econômica, obrigado", ele renunciou ao melhor assento e abriu outra fissura na blindagem de crenças e práticas que a América corporativa construiu e disseminou pelo mundo por décadas.

Outrora saudados como exemplos de um sonho americano que recompensava sucesso com polpudos contracheques, benefícios generosos e admiração popular, os executivos e suas companhias foram apanhados no centro de uma tempestade que revolucionará o mundo dos negócios. O congelamento profundo dos mercados de capitais, a implosão de grupos financeiros e o resultante crescimento da ascendência dos governos ante o setor privado colocaram em xeque parte dos alicerces do capitalismo anglo-saxão.

Dogmas de longa data da crença empresarial - a busca de valor para o acionista, o uso de opções de ações para motivar empregados e um leve toque regulatório, combinado com fiscalização da direção pelo conselho de administração - estão sendo responsabilizados pela turbulência e parecem ser candidatos prováveis a uma reformulação.

"Estamos em águas inexploradas", diz Jack Welch, o ex-CEO da General Electric, que personificou uma época em que a interação desimpedida das forças de mercado, executivos-chefes prepotentes e enfoque instantâneo nos aumentos trimestrais das receitas reinavam absolutas.

Se, como já ficou dolorosamente claro, o sistema de valores e os princípios operacionais que formaram a psique corporativa pelo menos desde a Guerra Fria foram considerados deficientes, o que deverá vir em seu lugar?

Líderes do mundo dos negócios são por instinto um tipo de gente "meio copo cheio", mas, desta vez, poucos acreditam que o futuro das suas empresas reside nas suas próprias mãos. A atuação do setor financeiro, que causou os choques que sacudiram a economia mundial, teve um grande efeito colateral: o debate em torno da governança empresarial não está mais confinado à sala de reuniões do conselho de administração. Acionistas, que vão desde sindicatos a investidores engajados e o próprio governo, estão reivindicando o direito de fixar os limites de uma nova ordem corporativa. Nas palavras de um líder sindical: "O tempo das ditaduras corporativas acabou. Chegou a nossa vez".

Essas pressões, combinadas a uma reavaliação interna das prioridades das empresas precipitada pela crise, estão começando a demolir um dos pilares do edifício corporativo anterior: o culto do valor para o acionista.

Desde que Welch tornou o conceito famoso num discurso proferido no Hotel Pierre de Nova York, em 1981, a meta de curto prazo de recompensar acionistas através da elevação de lucros e dividendos a cada três meses tornou-se um mantra para empresas por todo o mundo. Com a disparada nos preços das ações da GE e de outras empresas focalizadas nos acionistas, executivos de todo o mundo incorporaram a crença que Alfred Rappaport explicou em seu livro de 1986, "Creating Shareholder Value" (gerando valor para os acionistas): "O derradeiro teste da estratégia corporativa, a única medida confiável, é saber se ela cria valor econômico para os acionistas".

Os gestores de fundos estimularam essa atitude, à medida que a pressão gerada por suas próprias avaliações trimestrais os tornava dependentes das melhoras periódicas nas receitas e nas cotações dos papéis, prometidos pelos profetas do valor para os acionistas.

Hoje, esse enfoque no imediatismo é visto como a causa essencial da difícil situação econômica mundial. "A maximização imediata do valor para o acionista, por si, sempre foi excessivamente de curto prazo em natureza", diz Jeffrey Sonnenfeld, da Escola de Administração Yale. "Ela criou uma ilusão efêmera de geração de valor, ao ressaltar metas imediatas à custa de estratégias de longo prazo". Até Welch argumenta que concentrar-se exclusivamente nos aumentos do lucro trimestral "foi a ideia mais tola do mundo". "O valor para o acionista é um resultado, não uma estratégia", ele diz. "As suas principais clientelas são os seus empregados, seus clientes e os seus produtos."

A exemplo de muitas outras personagens do mundo dos negócios, Welch quer que a tarefa de mapear um novo caminho, distante do conceito de curto prazo, recaia sobre os diretores e executivos. Sindicatos, órgãos reguladores e autoridades do governo argumentam, porém, que uma campanha por mudança, liderada pela mesma elite empresarial que ajudou a causar a turbulência, não conseguirá remover as contradições que minaram o regime anterior. "Não acreditamos que as empresas devam ser administradas no interesse de investidores de curto prazo e de executivos que estão firmemente decididos a enriquecer de repente, independente dos riscos, e a deixar os contribuintes e os reais detentores de longo prazo juntarem os cacos", disse Damon Silvers na AFL-CIO, a confederação dos sindicatos de trabalhadores dos EUA.

Sindicatos e investidores "socialmente responsáveis" argumentam que o enfoque em lucros de curto prazo deveria ser trocado, não só por pensamento estratégico de longo prazo, mas também pela atenção a temas como o ambiente e as necessidades dos clientes e fornecedores. O movimento de responsabilidade social corporativa, em alta antes da crise, provavelmente receberá um ímpeto renovado pelo reconhecimento do investidor, de que a estreita busca do lucro pelas empresas nem sempre foi a melhor estratégia.

Muitos líderes empresariais desaprovam o que consideram ser uma intromissão crescente do Estado e de outros grupos de interesses na sua capacidade de administrar a companhia. "Se existe um perigo na situação atual, é o de não sabermos como sair desta pequena aventura em socialismo, para que o setor privado possa fazer o que ela sabe melhor - ou seja, inovar, crescer e criar emprego", diz John Castellani, presidente da Business Roundtable, o grupo lobista para algumas das maiores companhias dos Estados Unidos.

A chegada do presidente Barack Obama à Casa Branca na esteira de uma maioria democrática no Congresso, aliada a um aumento da antipatia do público a plutocratas, já resultou em grandes vitórias para sindicatos e outras organizações militantes. Reformas que investidores ativistas haviam exigido por anos, sem grande sucesso, como uma votação (embora não obrigatória) sobre remuneração dos executivos, já foram aprovadas pelo Congresso. Outras, como o "acesso por procuração" - o direito de acionistas nomearem candidatos para o conselho de administração e rejeitar diretores com desempenho insatisfatório - estão a caminho, ao passo que os limites para as gratificações, impostos aos bancos que tomaram recursos do governo, causaram um frio na espinha de muitos executivos.

Essas iniciativas proporcionam mais munição aos ativistas na primeira grande batalha para remodelar as regras do jogo corporativo: a remuneração de executivos. O fracasso do modelo de alto risco e alta recompensa de Wall Street deverá causar mudança em duas frentes importantes: remuneração da alta direção e o uso de opções de ações.

Após anos de salários em alta, os lideres empresariais nos Estados Unidos podem nutrir esperanças de colher recompensas relativamente magras nos próximos anos. À medida que a retração econômica se movia de Wall Street para a sociedade em geral, até empresas que não haviam recebido ajuda federal, como GE, FedEx e Motorola, se uniram às que recebem ajuda vital do governo, na drástica redução da remuneração dos executivos do alto escalão.

Muitos também estão reexaminando a disparidade de remuneração entre executivos e demais empregados. Na América, a discrepância entre a remuneração dos situados no topo da árvore corporativa e os bem abaixo no tronco tem aumentado regularmente por décadas, atingindo estimadas 275 vezes a média em 2007 e contribuindo para a crescente desigualdade de riqueza no país.

Uma parcela substancial da culpa pela alta vertiginosa ocorrida na remuneração dos executivos e pela obsessão dos administradores com metas de curto prazo está sendo atribuída às opções de ações e outras formas de incentivo à remuneração.

Até agora saudada com uma ferramenta para alinhar a remuneração dos executivos com os ganhos dos acionistas, as opções têm ficado cada vez mais desacreditadas como forma de recompensar executivos por altas no mercado acionário que nada têm a ver com eles. No setor bancário, concessões de opções e ações de fim de ano tinham a desvantagem adicional de remunerar o corpo de funcionários bem antes que a empresa ou seus acionistas pudessem constatar se as suas apostas haviam vingado.

Vários bancos anunciaram planos para retomar gradativamente as gratificações futuras de empregados cujos negócios deram errado nos anos passados. Mas a consequência daquilo que um executivo chamou de "época em que nos gratificávamos com dinheiro alheio" será sentida muito além do sistema financeiro. Parece certo que órgãos reguladores e investidores reforçarão a conexão entre remuneração e desempenho de longo prazo, por meio da instituição de medidas como uma proibição a vendas de ações e opções até a aposentadoria, ou mesmo um limite direto à remuneração.

Fred Smith, fundador e executivo-chefe da FedEx, falou por muitos líderes empresariais em dezembro, quando predisse: "Parte dos fantásticos ganhos exagerados que representaram uma afronta para as pessoas serão cada vez mais improváveis. No nível do conselho de administração as coisas não serão consideradas como sendo sem custo para os acionistas".

Os próprios conselhos de administração estarão na linha de fogo. As perdas sofridas pelos grupos financeiros expuseram a crença de que os diretores eram os versados guardiões dos interesses dos acionistas como sendo uma falácia - que não passará despercebida de investidores furiosos e advogados ávidos por honorários. Como resultado, a composição dos conselhos de administração deverá mudar dramaticamente.

Russell Reynolds, o decano dos caçadores de talento americanos, diz que os diretores precisarão ser mais versados e mais altruístas. "Idos são os dias em que diretores jogavam um bom jogo de golfe, mas não conheciam a relação risco-compensação do negócio", ele diz. "Ainda assim, o ambiente atual exige pessoas que possam devotar tempo para o negócio em troca de remuneração relativamente baixa. É quase um ato de caridade"

Investidores como Bob Pozen, que dirige a MFS Investment Management, acredita que os conselhos de administração das empresas registradas em bolsa deveriam se assemelhar mais às suas rivais pertencentes a empresas de "private equity": menores, mais ágeis e mais competentes. "Os diretores naqueles conselhos têm a experiência, o tempo e o incentivo para entender plenamente os temas da empresa", diz.

Jeffrey Immelt, que presidiu uma queda de aproximadamente 75% no preço das ações da GE desde que sucedeu a Welch em 2001, e que ontem testemunhou a retirada da sua classificação de crédito "AAA" pela Standard & Poor´s, lamentou-se, recentemente: "Qualquer um podia dirigir um negócio na década de 1990. Um cachorro podia tocar uma empresa".

Infelizmente para Immelt e seus contemporâneos, estes anos não são os anos 1990 e tampouco se parecem com os anos seguintes. À medida que estruturas de negócios que se acreditava serem indestrutíveis se desfazem em meio ao colapso geral, o setor empresarial precisará renunciar a muito mais do que seus assentos de primeira classe. (Tradução de Robert Bánvölgyi)

Projetos Repsol no Brasil

Repsol define Brasil como prioridade

JORNAL VALOR ECONOMICO - Cláudia Schüffner, do Rio 13/03/2009
 

Sócia da Petrobras e da BG nas áreas de Carioca e Guará, algumas das "joias" do pré-sal, a espanhola Repsol colocou o Brasil entre as regiões prioritárias no seu portfólio de exploração e produção. O país junta-se à África, Alasca e Golfo do México. "O Brasil é um dos polos estratégicos de crescimento da companhia", afirma Javier Moro, diretor da unidade de negócios de exploração e produção da Repsol no Brasil. "O país foi provavelmente um dos menos atingidos pela crise e tem um projeto de crescimento de longo prazo robusto e diferente da China."

Após 12 anos de atividade no Brasil, onde já investiu US$ 2,3 bilhões, a Repsol reduziu sua área de atuação, mas não os investimentos. A empresa tornou-se sócia da Petrobras na refinaria Alberto Pasqualini (Refap, com 30%) e no campo de Albacora (bacia de Campos) após troca de ativos na Argentina em 2000.

Em dezembro do ano passado a Repsol saiu do segmento de distribuição com a venda de 327 postos e toda a infraestrutura comercial e logística para a AleSat por US$ 55 milhões. A venda era esperada desde que a companhia anunciou a intenção de diminuir a participação relativa da América Latina nos negócios do grupo em todo o mundo. Em toda a região, a Repsol obteve US$ 310 milhões com a venda de ativos de distribuição no Chile, Equador e Brasil.

A petroleira espanhola também se desfez de sua participação na refinaria de Manguinhos (onde era sócia do grupo Peixoto de Castro), ficando apenas na Refap. Ainda assim é uma das estrangeiras mais atuantes no Brasil, onde tem participação em 24 concessões, sendo 19 blocos na bacia de Santos, e tornou-se a segunda maior produtora de petróleo com os 120 mil barris a que tem direito da produção de Albacora Leste, operado pela Petrobras e que foi recentemente unitizado com Albacora.

Se reduziu seu tamanho na distribuição e refino, a perspectiva de investimentos em exploração e produção de petróleo e gás é enorme. Os volumes tanto de petróleo quanto de investimentos ainda não podem ser medidos. O que é certo, segundo Moro, é que a empresa investirá no pré-sal sua parte dos US$ 100 milhões a US$ 150 milhões necessários para furar os poços Iguassu (já em andamento) e Abaré Oeste (previsto para abril), ainda este ano.

O executivo afirma que não é possível quantificar quanto a empresa vai investir este ano porque depende do resultado das novas perfurações no pré-sal. Se ele for bom, o custo de cada poço será maior, chegando aos US$ 150 milhões. Segundo Moro, somente em 2010 começarão a ser desembolsados investimentos mais pesados na área. Sobre as reservas da área, ele responde de forma bastante conservadora e cautelosa. Diz que não existe fundamento para as previsões dos bilhões de barris no pré-sal amplamente divulgados com informações que as empresas dispõem. "Até agora tivemos duas descobertas no pré-sal (Carioca e Guará) e para saber quantos barris de reservas têm cada área será necessário perfurar mais poços", explica Moro, frisando que essa é a informação oficial da Petrobras.

Até 2013 terão que ser perfurados mais dois poços em Guará, sendo um deles para conhecer melhor a formação geológica. Outros dois serão perfurados em Carioca para delimitar a área.

Ele repete o que vem sendo dito por todos os executivos da indústria, que aguarda a regulamentação sobre o tema que está sendo elaborada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). O programa exploratório da Repsol para este ano inclui a perfuração de outros dois blocos onde ela é operadora. Estão programados dois poços no bloco BM-S-48 - também na bacia de Santos - sendo que no poço chamado "Panoramix" ela já encontrou indícios de óleo e está previsto um outro, chamado Vampira. Além desses, a Repsol prevê até 2010 mais dois poços no pré-sal das bacias do Espírito Santo e Campos. Eles receberam o nome de Malbec (BM-ES-29) e Seat (BM-C-33). A espanhola tem atualmente duas sondas de perfuração no país.

O tamanho da empresa no Brasil é um bom indicativo da aposta no país. Moro lembra que o segmento de exploração e produção é muito arriscado, não trabalha com fatos recorrentes e que esses riscos são maiores ainda no pré-sal, que segundo ele requer alto conhecimento e é muito caro. "O custo por barril pode variar entre US$ 10 e US$ 20 dependendo do tamanho do campo, e também há a variável de preço do petróleo. Mas estamos junto com a empresa que mais conhece o pré-sal em todo mundo", diz referindo-se à Petrobras.

Embora a direção da Repsol negue qualquer mudança na sua estrutura de comando no Brasil, já é de conhecimento do mercado que seu atual presidente, João Carlos França de Luca, está preparando sua saída da empresa. A Repsol diz apenas que ele continua no cargo.

Bacias Araripe e Iguatu

Ceará pode ter petróleo em duas novas bacias

As pesquisas se voltam para a bacia de Iguatu e de Araripe, englobando municípios do Cariri cearense

Duas bacias sedimentares ainda não exploradas no Ceará podem ter a presença de petróleo em seu interior. Não existe, até agora, confirmação do fato, mas a real possibilidade faz com que estudos estejam sendo empreendidos nas áreas desde 2006 por uma equipe de pesquisadores da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), em parceria com a Petrobras. As pesquisas se voltam para a bacia de Iguatu e de Araripe, esta englobando municípios do Cariri cearense, de Pernambuco, Piauí e da Paraíba.

De acordo com Fernando Lins, professor de pós-graduação em Goeodinâmica e Geofísica da UFRN e integrante do Laboratório de Geologia e Geofísica do Petróleo, a previsão é de que os estudos estejam concluídos em maio de 2010.

´Ainda não foi encontrado óleo nessas duas bacias, mas há a possibilidade. o objetivo das pesquisas, entretanto, não é achar o petróleo em si, mas concluir se as áreas têm condições mesmo de tê-lo´, explica.

O professor conta que a motivação para as avaliações nessas bacias foi o fato de se localizarem próximas à bacia Rio do Peixe, na Paraíba. Nesta, já foi identificada a existência de óleo, sendo, inclusive, incluída na 9ª Rodada de Licitações da ANP (Agência Nacional de Petróleo), na qual 12 blocos, de 19 oferecidos, foram arrematados, no valor de R$ 8,4 milhões. ´Nós estamos querendo saber qual é a correlação entre estas bacias. Pela profundidade semelhante que possuem, há a possibilidade de correlação, de que elas sejam a mesma bacia, ou se são interligadas´, aventa o professor.

Estima-se que as bacias meçam cerca de 2.500 metros de profundidade. ´Nas regiões onde são mais profundas, haveria a possibilidade de haver petróleo´, explica. Mesmo assim, também é possível que o óleo possa ser encontrado já em profundidades rasas, como aconteceu em Rio do Peixe. ´Estamos fazendo um estudo gravimétrico, onde analisamos a superfície sem precisar perfurar toda a extensão´, relata.

Lins informa que as análises já estão avançadas, e que os mapas geofísico e de profundidade já estão prontos. O estudo sísmico que está sendo realizado pela universidade faz parte de um mapeamento de todas as bacias sedimentares interiores do região nordestina, cujos resultados serão repassados à ANP. As pesquisas são consideradas delicadas pelo fato de serem realizadas em áreas ricas em sítios arqueológicos. No caso da Bacia do Araripe, a área abriga o único Geopark das Américas e do Hemisfério Sul.

Estudos antigos

O Chefe do 10º Distrito do DNPM (Departamento Nacional de Pesquisa Mineral), Fernando Antônio da Costa Roberto, ressalta que o órgão ainda não tem conhecimento de evidências de petróleo e gás na Bacia do Araripe, mas que no final da década de 1980 e início da de 1990, a Petrobras realizou estudos por lá.

´Temos conhecimento da execução por sísmica de reflexão pelo consórcio das empresas Azevedo & Travassos Petróleo S.A (ATP) e Andrade Gutierrez Energia S.A (AGE), empenhadas na pesquisa de petróleo nas bacias do interior do Nordeste, em regime de contrato de risco, com a Petrobras. Após esses trabalhos não temos conhecimento de nenhum outro trabalho na região´, informa Roberto.

A Petrobras confirmou ao Diário do Nordeste, através de sua assessoria de imprensa, as pesquisas na bacia, informando que estas foram realizadas ainda antes da existência da ANP, que foi criada em 1993. Entretanto, a estatal aponta que não foram identificadas descobertas. Mesmo assim, a empresa destaca que estão sendo realizados os trabalhos com a UFRN para aprofundar o conhecimento da região.

Prospecção só após leilão

´A prospecção de petróleo na área vai depender da inclusão da Bacia do Araripe nos próximos leilões da ANP. O que acontece atualmente são apenas estudos que poderão contribuir para a inclusão da Bacia do Araripe nos próximos leilões da ANP´, informou a estatal.

A Bacia do Araripe ocupa uma extensão de mais de 8.000 quilômetros quadrados na região fronteiriça dos Estados do Ceará, de Pernambuco, do Piauí e da Paraíba.

(Fonte: Diário do Nordeste/CE/Sérgio de Sousa)

Espirito Santo: Cacimbas UPGN

Estado se consolida como pólo produtor de gás

Fonte: Agência Brasil Data: 09/03/2009 09:26

Com a conclusão das obras da terceira fase, prevista para o segundo semestre deste ano, o Pólo Cacimbas, no Espírito Santo, terá capacidade para processar até 18 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural e 34 mil barris diários de condensado de petróleo (óleo associado ao gás). A produção equivale a cerca de dois terços dos 30 milhões de metros cúbicos diários que o Brasil importa da Bolívia.

 A informação foi dada em Vitória pelo gerente-geral da Unidade de Negócios da Petrobras no estado, Márcio Félix, durante entrevista em que detalhou a segunda fase da Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas, localizada no município de Linhares, que foi inaugurada sexta-feira (6) .

 Félix informou que os investimentos totais da Petrobras no Espírito Santo alcançarão R$ 34,4 bilhões até 2013, dos quais R$ 6 bilhões neste ano. Só no Pólo Cacimbas, até dezembro de 2008, foram investidos R$ 2,4 bilhões. Para o gerente, a inauguração de sexta-feira consolida o estado como importante agente no cenário energético nacional. "Esta inauguração representa a consolidação do Espírito Santo como um importante ator no fornecimento de soluções energéticas para o Brasil - no caso, o gás natural".

 Na construção da Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas, iniciada em 2003, foram gerados 3.200 empregos. A unidade começou a operar em 2006, com o funcionamento da primeira das três unidades.

 Félix lembrou que o Pólo Cacimbas está estrategicamente interligado ao Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene) e escoa gás para os mercados do Espírito Santo e do Rio de Janeiro desde 2008.

 Composto pela Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas e pela Estação de Processamento de Lagoa Parda, o pólo terá capacidade para processar, a partir deste mês, 11 milhões de metros cúbicos de gás e 15 mil barris por dia de condensado de petróleo.

 Simultaneamente à terceira e última fase do pólo, estão sendo implementados os projetos de produção dos campos de gás de Canapu e Camarupim. "O pólo processará gás natural tanto dos campos terrestres do norte capixaba quanto dos marítimos, como Peroá, Cangoá, Golfinho, Canapu e Camarupim. Futuramente, com a construção do Gasoduto Sul/Norte capixaba, poderá também receber gás natural do Parque das Baleias, no litoral sul do estado", explicou o gerente.

 Produção de GLP

 Com a conclusão do trecho Cacimbas-Catu (BA) do Gasene, o gás do Espírito Santo passará a atender parte da demanda do Nordeste. Novos investimentos estão programados para Cacimbas, incluindo a construção de duas termelétricas. No pólo também serão produzidos gás de cozinha (GLP) e condensado.

 Hoje, o mercado brasileiro de GLP ainda depende de outros mercados. Em 2008, o País teve de importar mais 1 milhão de toneladas de gás de cozinha para atender ao mercado doméstico - o equivalente a 2,7 toneladas por dia.

 Com a conclusão das três fases de Cacimba, a produção do pólo passará a 700 toneladas por dia de GLP, o que levará o Espírito Santo à condição de fornecedor para outros estados. "Com a maturação de outros projetos e dependendo do crescimento do mercado interno, o Brasil poderá até, a partir de 2010, vir a ser superavitário e se tornar exportador do produto", disse o gerente.

BW offshore: TLD Tupi

Navio que realizará o TLD de Tupi já navega para o Brasil

Fonte: Assessoria Petrobras Data: 06/03/2009 16:03

 O navio plataforma que fará o Teste de longa duração (TLD) na área de Tupi, no  Pólo  Pré-sal  da  Bacia de Santos, já está a caminho do Brasil. O FPSO (sigla   utilizada  para  embarcações  que  produzem,  armazenam  e  escoam petróleo)  BW  Cidade  de  São Vicente, que será utilizado no TLD, deixou o estaleiro onde passava por obras de adequação, em Cingapura, e iniciou em 7 de  fevereiro  a  navegação até o Brasil. Antes de chegar ao país, ainda no mês de março, o FPSO deve passar pela Cidade do Cabo, na África do Sul.

 Afretado  pela  Petrobras,  o  FPSO  BW  Cidade de São Vicente tem um papel importante  no  desenvolvimento  da  área de Tupi e, consequentemente, para toda  a  exploração do Pólo Pré-sal da Bacia de Santos. Com início previsto para  abril, o TLD deve durar cerca de 20 meses e permitirá que a Petrobras conheça  melhor  o  comportamento  do  reservatório,  o  que  auxiliará  na definição  dos  melhores  processos  de extração durante a fase de produção comercial não apenas de Tupi, como também de outras importantes reservas na área do pré-sal.

 Durante o TLD, está prevista uma produção de cerca de 14 mil barris de óleo por  dia.  Após  o teste, será implantado no local o projeto piloto de Tupi com  o  FPSO Cidade de Angra dos Reis, cuja capacidade de produção é de 100 mil barris de petróleo/dia e 4 milhões de m3/dia de gás.

 Anunciada  em  novembro  de  2007,  a  área  de  Tupi foi a primeira grande descoberta na camada do pré-sal da Bacia de Santos. Suas reservas, com óleo de  excelente  qualidade  (28º API), estão estimadas entre 5 e 8 bilhões de barris  de  óleo  e  gás natural, o que pode representar mais da metade das reservas  nacionais  provadas,  que são de aproximadamente de 14 bilhões de barris de óleo equivalente. 

ExxonMobil will drill soon a second well at BM-S-22 block

by  Brian Baskin      Dow Jones Newswires      Thursday, March 05, 2009

NEW YORK (Dow Jones Newswires), Mar. 5, 2009 ExxonMobil will "shortly commence operations" on a second well at a recently announced oil discovery offshore Brazil, Senior Vice President Mark Albers said Thursday. Exxon said it had found traces of oil in a well drilled in the BM-S-22 block in Brazil's Santos Basin. The find was reported in a Feb. 17 filing with Brazil's National Petroleum Agency, but not released to the public until this week. Exxon has a 40% stake in the block, with Hess Corp. owning a 40% share and Brazil's state-run Petroleo Brasileiro SA holding the rest. The BM-S-22 block was the last to be drilled in a promising region that could hold deposits of up to 33 billion barrels of oil equivalent, or BOE, government officials have said. The block is part of a cluster of four blocks that contain a gigantic geographical structure, which industry experts and analysts believe could contain several discoveries the size of Petrobras' Tupi find. The structure crosses the BM-S-8, BM-S-9, BM-S-21 and BM-S-22 blocks. Albers was speaking at the company's annual presentation to analysts at the New York Stock Exchange.   (Jeff Fick in Rio de Janeiro contributed to this report.) Copyright (c) 2009 Dow Jones & Company, Inc.

ExxonMobil - BM-S-22

RIO DE JANEIRO (Dow Jones Newswires), Mar. 4, 2009

The Brazilian unit of global oil titan ExxonMobil Corp. notified Brazil's National Petroleum Agency that it had made a second oil discovery at the BM-S-22 offshore block.

In a routine filing with the ANP, Exxon said that it had once again discovered traces of oil in a well drilled in the Santos Basin's BM-S-22 block. In January, Exxon said it had discovered oil in the same 1ESSO3SPS well.

ExxonMobil's local press office confirmed that discovery, which was dated Feb. 17 but posted on the ANP's Web site late Tuesday, was new but declined to give any further details. It's unclear if the find was made after deeper drilling of the well.

ExxonMobil holds a 40% operating stake in the block. Hess Corp. also has a 40% share, while Brazilian state-run energy giant Petroleo Brasileiro holds the remaining 20% stake.

The BM-S-22 block was the last to be drilled in a promising region that could hold deposits of up to 33 billion barrels of oil equivalent, or BOE, government officials have said. The block is part of a cluster of four blocks that contain a gigantic geographical structure, which industry experts and analysts believe could contain several discoveries the size of Petrobras' Tupi find.

The structure crosses the BM-S-8, BM-S-9, BM-S-21 and BM-S-22 blocks.

In April 2008, the head of the ANP caused a stir when he said reserves in the area around the Carioca find in the BM-S-9 block could be 33 billion barrels of oil equivalent. Petrobras officials, however, declined to confirm the estimate and said that further drilling was needed before any estimate on volumes could be made.

Petrobras is the leading stakeholder in many of the exploration blocks in Brazil's promising offshore subsalt region. While many exploration wells have shown signs of oil, the only reserve estimate has been for the Tupi and Iara finds.

In November 2007, Petrobras estimated that recoverable reserves at Tupi could contain between 5 billion and 8 billion BOE. A separate portion of the same BM-S-11 block also holds the Iara find, which holds estimated reserves of between 3 billion and 4 billion BOE.

Oil companies operating in Brazil must inform the ANP of indications of oil, gas or hydrocarbons in any exploratory well within 72 hours. The disclosures are routine, and do not indicate commercial viability.

ANP officials were not available to comment about the delay in releasing details of the discovery when contacted by Dow Jones Newswires.

Copyright (c) 2009 Dow Jones & Company, Inc.

Pré-sal da África

Petrolíferas de olho no pré-sal da África

O pré-sal não é só nosso. Além do petróleo no pré-sal do Golfo do México, do lado americano, os olhos das gigantes corporações petrolíferas estão se voltando para a costa Oeste da África, onde haveria reservas significativas de petróleo também abaixo da camada de sal, numa área idêntica à existente no Brasil.

A estimativa tem uma explicação geológica: há cerca de 150 milhões de anos a América do Sul e a África estavam juntas e, ao se separarem, uma parte do pré-sal ficou na costa brasileira e a outra, na africana.

Especialistas e empresários do setor alertam que a demora do Brasil em definir o marco regulatório para a exploração no pré-sal, em discussão há dois anos, pode fazer com que as gigantes petrolíferas deem prioridade a investimentos na exploração do pré-sal africano.

Para Wagner Freire, presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), que representa as companhias petrolíferas de médio e pequeno porte, o risco de o país perder a atratividade para a África aumenta com a crise mundial que reduziu os recursos das companhias, sobretudo devido à queda dos preços do petróleo. Freire alerta ainda que, com as indefinições regulatórias, a retração nas atividades exploratórias poderá ameaçar a sustentabilidade da autossuficiência. (Fonte: Gazeta OnLine - Vitória,ES)