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.