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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)
quarta-feira, 21 de outubro de 2009
Petrobras arrenda estaleiro desativado para produzir sondas
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)
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.
Campos Maduros e Marginais: novo projeto de lei para dar animar o mercado das independentes
Petrobras pode devolver campo com produção em declínio
Tais áreas, que se caracterizam por já terem passado do pico e estarem em declínio de produção, estão localizadas em bacias terrestres -especialmente na Bahia e no Rio Grande do Norte- e despertam a atenção de petroleiras independentes, que reclamam não ter espaço no setor.
É que a Petrobras mantém 120 campos maduros sob concessão, apesar de não dar conta de explorar tantas reservas de baixa produtividade localizadas em áreas já bastante exauridas, segundo Osvaldo Pedrosa, presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás.
Pelas emendas apresentadas pelos deputados Rose de Freitas (PMDB-ES) e Betinho (DEM-RN), todos os campos com reservas menores do que 1 milhão de barris terão de ser devolvidos à ANP ou leiloados pela própria Petrobras. As emendas tramitam no Congresso e a expectativa é que até o próximo mês o projeto de lei do novo marco regulatório do pré-sal seja votado na Câmara.
Para Pedrosa, sem a realização de rodadas da ANP (Agência Nacional do Petróleo), as pequenas petroleiras não têm tido oportunidade de adquirir novas áreas. Desse modo, não ganham escala de produção e convivem com elevados custos.
A saída, segundo ele, é a devolução de campos maduros ou marginais. Dos 150 campos nessas condições, a estatal tem a concessão de 120 -dos quais, 30 estão sem produzir.
"Os campos marginais estão fora da estratégia da Petrobras. A Petrobras é muito grande. Esse tipo de campo não faz parte do seu perfil de negócios. Ela deveria se focar nos seus grandes projetos, como os do pré-sal", diz Pedrosa.
Sem o acesso das petroleiras independentes aos campos maduros, o setor, diz ele, não tem como se desenvolver e fica refém da Petrobras -única compradora do petróleo extraído por essas companhias.
Pedrosa compara com os EUA, onde centenas de petroleiras exploram áreas maduras em terra. Lá, diz, as grandes não se ocupam desses campos e focam sua atuação em áreas de elevado potencial.
No Brasil, existem 30 empresas de pequeno porte na exploração e produção de petróleo e gás. A maioria é de capital nacional e ainda nem sequer começou a extrair óleo. Juntas, produzem 1.500 barris/dia. A Petrobras produz, em terra, 200 mil barris/dia -10% de sua produção total no Brasil.
Procurada, a Petrobras não se pronunciou até a conclusão desta edição sobre o risco de ter de devolver campos maduros à ANP ou leiloá-los.(Fonte: Folha de S.Paulo/PEDRO SOARES/DA SUCURSAL DO RIO)
Petrobras em serviço para ANP
Petrobras já perfura dois poços para a ANP
O presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, disse ontem que a companhia está perfurando dois poços para a Agência Nacional do Petróleo (ANP), mas não revelou onde essas áreas estão localizadas. A agência reguladora do setor de petróleo solicitou esse trabalho à Petrobras para que haja uma melhor identificação das reservas do pré-sal, que contribuirá na definição do preço dos barris de petróleo que serão cedidos pela União à estatal. "Dessas áreas vai sair o preço do petróleo para definir o processo de cessão e o valor da capitalização da Petrobras", disse.
Segundo o presidente da estatal, esse processo de identificação e análise das reservas deve demorar de três a quatro meses. Ele lembrou, porém, que o projeto de lei enviado pelo executivo ao Congresso Nacional dá prazo de um ano após a sua aprovação para a definição do valor dos 5 bilhões de barris que devem ser cedidos pela União à companhia.
.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Tatiana Freitas Da Agência Estado)
quinta-feira, 8 de outubro de 2009
Planta de Fluidos em Alto Mar - Base logística para o pré-sal
Petrobras fará até ilha artificial para explorar o pré-sal
A exploração e produção do pré-sal vai exigir uma revolução logística da Petrobras. Os principais campos da empresa, atualmente na Bacia de Campos, estão localizados a uma distância entre 120 e 150 quilômetros da costa, e os poços de exploração do pré-sal estarão, em geral, a uma distância ente 200 e 300 quilômetros. Por isso, serão necessários novos investimentos em infraestrutura para que a operação no mar tenha o máximo de autonomia possível.
"Estamos diante de circunstâncias totalmente diferentes das conhecidas", diz o gerente-geral da unidade de serviços de transporte e armazenagem do setor de Exploração e Produção da Petrobras, Ricardo Albuquerque. "Como os campos são gigantes e distantes, isso leva a um planejamento distinto daquele já conhecido."
Apesar das muitas incertezas, há dados preliminares suficientes para planejar. Já está definido, por exemplo, que a estratégia envolverá o modelo de "hub" (termo em inglês que significa ponto de conexão) para três itens específicos.
Um é a adaptação do que já ocorre na Bacia de Campos, para a distribuição de óleo diesel às unidades marítimas da Petrobras. Atualmente, os navios-tanque ficam atracados em zona próxima às diferentes plataformas alimentando, "no varejo", as necessidades do óleo combustível de cada unidade, explica Albuquerque. A ideia do "hub" de diesel nasceu dentro da Petrobras especificamente para a Bacia de Campos e hoje já são três os navios-tanque na região. A empresa entendeu que a concepção de "hub" adotada no caso do óleo diesel será usada no pré-sal de forma ampliada. Isso leva aos dois outros itens, que são os fluidos químicos e passageiros.
Na perfuração e produção dos poços, são necessários fluidos específicos para se manter a produtividade dos poços. São elementos que resultam da operação e que devem ser processados quimicamente e reinseridos nos poços. Hoje, isso é feito no continente, mas a ideia da Petrobras é adaptar um navio-tanque com os elementos necessários a essa operação.
O desafio tecnológico para isso é grande, pois se trata de uma infraestrutura que nunca foi levada ao mar. Roberto Ramos, da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), acha que a solução pode ser a construção de uma plataforma fixa para operar os fluidos, porque são necessários equipamentos de compressão complexos e torres acima de 60 metros.
É no sistema de transporte de passageiros, porém, que a Petrobras prepara a grande novidade logística para o pré-sal. Hoje, apenas na Bacia de Campos, a empresa transporta 10 mil passageiros por mês (ou 20 mil, contando ida e volta). No Sul e Sudeste, o transporte chega a quase 60 mil passageiros por mês. A ampliação e construção de bases aeroportuárias já está nos planos. No entanto, para o pré-sal está planejado também um ponto de interconexão no meio do mar.
Para baratear esse transporte, a estratégia é a criação de unidades marítimas que servirão como estações intermediárias. Será um meio de caminho onde os passageiros chegam por meio de uma lancha ultrarrápida para, de lá, pegar helicópteros de médio porte rumo ao seu destino final. No entanto, esse projeto também carrega diversos desafios tecnológicos.
O primeiro refere-se a manutenção dos helicópteros, explica Albuquerque. É mais eficiente fazê-la em terra e à noite. Portanto, eles teriam de ser trazidos de volta ao continente diariamente. Na primeira e na última viagem do dia, portanto, seria possível que alguns passageiros não tivessem de passar pelo "hub" de transbordo marítimo - que poderá ser mais de um, dependendo do ritmo de exploração e da distância entre os poços.
A dificuldade maior é fazer essa viagem agradável ao passageiro, de forma que ele mantenha sua capacidade de trabalho ao chegar ao destino final. Para isso, a Petrobras encomendou à americana Lockheed Martin um modelo de lancha específico para as suas necessidades, com espaço para 150 pessoas. A empresa já fornece embarcações similares para empresas que exploram campos no golfo do México, no território americano. O projeto já vem sendo desenvolvido pela empresa para a Petrobras por mais de dois anos, para a Bacia de Campos. Agora terá que ser adaptado para o pré-sal.
Segundo Albuquerque, é relativamente fácil ter uma lancha rápida com pouca movimentação, para evitar enjoo dos passageiros, mas a grande dificuldade é montar uma estrutura no mar em que, parada, a lancha não balance demais e seja firme e grande o suficiente para os helipontos. É ainda necessário que ela torne rápida a mudança de meio de transporte. Essa estrutura flutuante, com nome técnico de "gangway", é chamada pelos funcionários da estatal de "ilha artificial".
Um modelo que vem sendo desenvolvido confidencialmente por uma empresa tem uma forma similar à de uma rampa, com uma escada articulada - como aquelas de caminhões de bombeiros. "São vários modelos de 'gangways', mas todos os existentes mostram dificuldades principalmente em dois pontos: segurança e agilidade no transbordo", explica Albuquerque. Por isso, a necessidade de desenvolvimento específico. A empresa também planeja que a "ilha artificial" possa servir como escala ou mesmo permanência por um tempo de passageiros que trabalhem em diferentes plataformas.
Apesar da inovação, Albuquerque diz que não se tratam de projetos suntuosos financeiramente. "A simplicidade é o destaque e a meta é reduzir custos." No caso dos navios-tanque de diesel a solução foi simples e barata, porque foram adaptados navios ociosos da Transpetro. A lancha não será mais cara que a média das 165 embarcações que a Petrobras já possui.(Fonte: Valor Econômico/Danilo Fariello, de Brasília)
El Paso- camarao field to unitize
Camamu-Almada basin block to be relinquished
Sep 21, 2009
By OGJ editors
HOUSTON, Sept. 21 -- A group led by Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) plans to relinquish the B-CAM-40 exploration block to Brazil's Agencia Nacional do Petroleo (ANP).
No further exploration is planned on the Camamu-Almada basin block, whose exploration license has expired, said Norse Energy Corp. ASA, Oslo, which holds 10% interest. Petrobras holds 35% interest, and Brazil's Queiroz Galvao Perfuracao holds 55%.
Production from Manati gas-condensate field on the block reached a record 7.13 million cu m/day on Sept. 17. Output had averaged 5.23 million cu m/day so far in the current quarter, and the record was made possible by the completion of maintenance at a fertilizer plant that takes the field's gas, Norse said.
Norse expects production to stabilize above 6 million cu m/day for the rest of 2009 and increase further in 2010 (OGJ Online, Jan. 22, 2007).
Meanwhile, the 2001 Camarao Norte discovery, 9 km south of Manati field, which extends into the BM-CAL-4 block held 100% by El Paso Corp., is to be unitized, and unitization discussions will occur within months.
Reservoirs at Camarao Norte, formerly BAS-131, are in Upper Jurassic Sergi sandstones, same as at Manati. Norse estimates its 10% share of recoverable oil and gas at 12.4 million boe. The field is a 17 sq km ring-fenced area in 40 m of water.
El Paso declared commerciality of the field in the BM-CAL-4 block and proposed the name of Camarao.
Oil & Gas Journal Topic and Resource
terça-feira, 6 de outubro de 2009
Profissionalismo da OGX
--
Luciano da Costa Elias
Eng. Quimico e blogueiro
OGX fecha compra de 50% de um bloco da Maersk
Somente com a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), dada ontem, a OGX divulgou um comunicado. Mas o presidente da companhia, Rodolfo Landim, disse que não poderia informar quaisquer valores adicionais referentes ao negócio.
O bloco BM-S-29 passa a ser a 22ª área de concessão da OGX, que tem áreas adquiridas sozinhas e com parceiros. A empresa e a Maersk já são sócias em outros dois blocos na bacia de Campos e a OGX também tem blocos em parceria com a francesa Perenco. O BM-S-29 fica em águas rasas da bacia de Santos. ()
OGX amplia participação em bloco exploratório
A OGX, braço de petróleo do Grupo de Eike Batista, ampliou sua participação no bloco BM-S-29, na Bacia de Santos, para 65%, com a aquisição de uma fatia de 15 pontos percentuais da parte da Maersk Oil na área.
Apesar de a maior parte do bloco estar nas mãos da OGX, a Maersk é a operadora, já que a OGX ainda não possui autorização para atuar como operadora em águas profundas. A Agência Nacional do Petróleo (ANP) aprovou a aquisição em sua última reunião de diretoria.
A área do BMS-29 havia sido arrematada pela petroleira norueguesa na quarta rodada de licitações da ANP, realizada em 2002, em conjunto com a Shell com bônus de assinatura de R$ 15,1 milhões. A petroleira anglo-holandesa, contudo, se desfez de sua participação de 50% no ativo em junho do ano passado.
A OGX e a Maersk devem começar a perfuração do primeiro poço na área ainda no primeiro semestre de 2009. Os trabalhos serão feitos pela sonda Ocean Quest, da Diamond.
A OGX possui um portfólio com de 22 blocos exploratórios, dos quais cinco estão na Bacia Pará-Maranhão, cinco na Bacia do Espírito Santo, sete na Bacia de Campos e cinco na Bacia de Santos. O cronograma da empresa prevê a perfuração de seis poços em 2009 e 51 até 2013.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Kelly Lima/Da Agência Estado)
OGX anuncia indício de óleo e gás no bloco BM-S-29
Fonte: Redação Data: 02/10/2009 14:34
Essa evidência na bacia mais promissora do Brasil representa uma importante conquista para a OGX. A perfuração do poço 1-MRK-2A-SPS continua em andamento e a obtenção de novos dados será necessária para determinar a significância dos indícios", comentou Paulo Mendonça, Diretor Geral da OGX.