Texto Inicial

Quarta-feira, 9 de Julho de 2008

Texto Inicial

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

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

Notícias relacionadas

quarta-feira, 29 de dezembro de 2010

Pq das baleias e gasoduto submarino para Linhares: Produção em 2011: P-57 e P-58 no ES

 

O mapa do petróleo em 2011

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Dom, 26 de Dezembro de 2010 21:37

Para a Petrobras, os próximos 12 meses no Espírito Santo, além de consolidarem a mudança dos funcionários para a nova sede, localizada na Praia do Canto, em Vitória - um prédio de desenho moderno e ambientalmente sustentável, segundo a estatal - também permitirão chegar mais próximo de outros objetivos. Entre eles, o início das obras do Gasoduto Marítimo Sul Norte, obra gigante que vai cortar o mar capixaba de Sul a Norte; do Terminal Portuário de Ubu; e da entrada em operação dos três módulos da Unidade de Gás de Cacimbas (UTGC).

A previsão é de que a média de produção diária gire em torno de 260 mil barris por dia, mas os picos de produção poderão ultrapassar este volume e chegar a mais de 300 mil. "O que planejamos na companhia é que o Espírito Santo chegue a 2015 com um volume de 500 mil barris por dia", explica o gerente-geral da unidade da Petrobras no Estado, Luiz Robério Souza Ramos.

Para chegar a este desempenho a estatal tem planejado vários projetos e, entre eles estão: todos os 17 poços do campo de Jubarte serão ligados à plataforma P-57 que chegará ao final do ano com produção de 180 mil barris; e o FPSO Cidade de Anchieta passará a produzir no pré-sal do Campo de Baleia Franca, em 2012.

Além disso, a entrada em operação da plataforma P-58, em 2012, colocará em produção os Campos das chamadas Baleias Anã, Franca e Cachalote, dentro do Plano de Desenvolvimento Integrado do Norte. A P-58 também produzirá 180 mil barris por dia.

No mar

O início das obras do Gasoduto Sul Norte Capixaba, com extensão de 200 quilômetros, permitirá que a estatal leve o gás do pré-sal do Parque das Baleias para ser processado em Linhares, na UTGC. A obra, segundo Robério Ramos, é estruturante, e terá pontos no mar em que poderá receber outros adicionais caso sejam feitas descobertas futuras.

A estatal trabalha ainda com projetos para o polo gás-químico de Linhares, que ainda está em fase inicial de estudo. Já se sabe, porém, que a intenção é de construir um polo para produção de ureia, amônia e etanol de forma integrada. Ainda não há data para início da obra.

Fonte: A Gazeta(ES) Vitória/Denise Zandonadi

 

quinta-feira, 23 de dezembro de 2010

Ano de Fusões


COMENTARIO DO BLOGUEIRO:

Neste ano de 2010 vimos no setor de petróleo algumas importantes fusões de empresas de serviço e/ou apoio às operadoras.

Primeiro a Schlumberger se funde (merge) com a Smith, consolidando um portfólio de serviços e produtos para perfuração, completação, intervenção e produção de poços maior que a de suas concorrentes diretas Halliburton e Baker Hughes.

Depois a Subsea 7 e a Acergy também acertam a fusão aumentando a musculatura de ambas no setor de projetos e embarcações para instalação de tubos submarinos, interligação de poços com unidades de produção de petróleo.

Agora, a GE anuncia suas intenções sobre a fabricante de tubos para instalação submarina Wellstream.

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GE to acquire Wellstream

Last Updated Dec 2010

 GE announced 13 December 2010 its plans to acquire flexible pipeline company Wellstream Holdings for about $1.3 billion.

The deal, expected to close 1Q 2011, will broaden GE's reach in the subsea production systems and FPSO markets, GE said in a release.

'The proposed acquisition is part of GE's growth strategy to invest in its high-technology industrial businesses, enhance product competitiveness and expand its presence in fast-growing emerging markets,' particularly in Brazil, GE said.

UK-based Wellstream in 2007 opened a manufacturing facility in the port of Niterói, Brazil, near Rio de Janeiro. 'Brazil is a key region for GE and the proposed acquisition of Wellstream, along with the expansion of our Jandira, Sao Paulo Oil & Gas plant and the planned 2012 opening of a new $100 million investment GE Global Research Center in Rio de Janeiro, demonstrates our long-term commitment to this fast-growing region,' said GE Oil & Gas president and CEO Claudio Santiago.

Also on Monday, Wood Group announced plans to acquire Aberdeen-based energy services company PSN for $955 million to create a brownfield services company Wood Group PSN. The deal is expected to close 2Q 2011.

By: Russell McCulley,
rmcculley@offshore-engineer.com


 


sábado, 20 de novembro de 2010

Schlumberger inaugura Centro de Pesquisas no Parque Tecnológico da UFRJ

Fonte: Redação TN Petroleo Data: 18/11/2010 09:14

O início da operação do Centro de Pesquisas em Geoengenharia da Schlumberger - BRGC, inaugurado na última terça-feira (16), e a construção de mais quatro centros de pesquisas na Ilha do Fundão confirmam a vocação do Parque Tecnológico da UFRJ como um pólo de tecnologias voltadas para o setor de petróleo e gás. Cerca de 300 funcionários vão trabalhar no local, entre cientistas, engenheiros e técnicos. Foram investidos US$ 50 milhões no projeto.
 
Além da Schlumberger chegam ao Parque da UFRJ as multinacionais Baker Hughes e FMC Tecnologies, com previsão de funcionamento ainda para final de 2011, e a nacional Usiminas, que deve começar a operar no primeiro semestre de 2012. A norte-americana General Eletric (GE) também anunciou recentemente que vai construir um Centro de Pesquisa Global na Ilha do Fundão.
 
O Centro de Pesquisas em Geoengenharia da Schlumberger, o primeiro da multinacional dedicado a atividades de exploração e produção de petróleo no hemisfério sul, ocupa uma área de 8 mil metros quadrados no Parque Tecnológico da UFRJ. A unidade terá como foco o desenvolvimento de novas tecnologias na área do petróleo e gás, principalmente, no desenvolvimento de soluções para os desafios técnicos encontrados nas águas profundas da costa brasileira.
 
O centro vai integrar geociências e engenharia, a fim de aprimorar a produção e recuperação de petróleo e gás natural das reservas de petróleo em águas profundas na camada pré-sal da costa brasileira. Muitos dos desafios tecnológicos a serem enfrentados decorrem do fato de que estas reservas encontram-se armazenadas em rochas denominadas carbonatos, com características diferentes das encontradas no oriente médio, e não em arenitos, já conhecidos no Brasil.
 
O BRGC vai operar a partir de três núcleos: o Centro de Pesquisas em Geoengenharia, que desenvolverá pesquisas em cooperação com clientes e universidades; o Centro de Tecnologia em Geoengenharia, que desenvolverá aplicações em software baseadas nas plataformas Ocean e Petrel, da Schlumberger e da WesternGeco; e a unidade WesternGeco GeoSolutions, que se dedicará ao desenvolvimento de soluções geofísicas otimizadas para a costa brasileira. Além destas unidades, o centro contará com três laboratórios integrados para testes e avaliação de rochas e fluidos em ambientes controlados. 
 
Ainda este mês o Parque Tecnológico da UFRJ divulga as novas empresas que ocuparão os cinco últimos terrenos disponíveis (ao todo 20 mil metros quadrados). Com a chegada dessas empresas o Parque Tecnológico terá mais de 80% de sua área total ocupada, o equivalente a 280 mil metros quadrados, de um total de 350 mil metros quadrados. O restante da área do Parque está reservado para futuros projetos de incentivo a pequenas e médias empresas.

OSX anuncia desenvolvimento da construção de unidades de exploração e produção

 Fonte: Redação TN Petroleo Data: 19/11/2010 09:14

A OSX, empresa do Grupo EBX, informou na noite de ontem (18) sobre o andamento da construção das unidades de Exploração e Produção (E&P) que já foram encomendadas: FPSOS (unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência) e WHPs (plataformas adequadas para águas rasas).
 
- OSX-1 (FPSO): As obras de customização seguem em curso regular em Cingapura, acompanhadas por uma equipe operacional da OSX com 18 integrantes, em seguimento às atividades de pré-operação, visando ao início da produção no litoral brasileiro em 2011. 

- OSX-2 (FPSO): Encontra-se em fase avançada a licitação para o projeto e construção do FPSO OSX-2, que deverá contar com capacidade de processamento de 100.000 bpd, de compressão máxima de 4 milhões de m3/d e de armazenamento de 1,3 milhões de barris. As propostas técnicas e comerciais apresentadas pelos licitantes estão sob análise da Companhia, visando à assinatura do competente contrato de construção até o primeiro trimestre de 2011.

- OSX-3 e OSX-4 (FPSOs): Foram  assinados contratos de compra de dois navios-irmãos do tipo VLCC para conversão nos futuros FPSOs OSX-3 e OSX-4. Os navios têm previsão de entrega para a OSX em Fevereiro e Março de 2011.

- WHP-1 e WHP-2: Encontra-se em andamento a elaboração do projeto conceitual das citadas WHPs e a Companhia vem negociando sua construção com empresas de engenharia. O drilling package que será instalado no convés das plataformas já está em fase de licitação, com previsão de recebimento de propostas ainda em Novembro de 2010.

terça-feira, 9 de novembro de 2010

Expansão da Baker no Brasil

Nota do Blogueiro: A Companhia de Serviços para E&P Baker Hughes noticia a abertura de fábrica de brocas e tubulares em Macaé para atendimento às sondas de perfuração e companhias operadoras. Para leigos: as cias de serviço são empresas especializadas para atendimento em diversas etapas ou necessidades de um projeto de poço exploratório ou de produção. Um poço comum pode consumir mais de 4 brocas (diametros diversos) e ferramental diverso.
 
Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Seg, 08 de Novembro de 2010 07:34

A sensação no mercado de produtores de peças voltados à indústria do petróleo é de que a Petrobras não conseguirá contratar, no prazo estipulado, todas as 28 sondas de perfuração no Brasil. Vice-presidente para América Latina da americana Baker Hughues, prestadora de serviços para a indústria do petróleo, Maurício Figueiredo acredita que, para manter a construção das sondas no Brasil, será preciso atrasar o cronograma estabelecido para o pré-sal. Caso contrário, a companhia vai precisar importar equipamentos.

A empresa está investindo cerca de US$ 30 milhões em um centro de tecnologia voltado para os desafios do pré-sal, no Rio de Janeiro. A americana tinha também o objetivo de comprar uma fábrica de equipamentos na Bahia. Mas como, durante as negociações, os preços ficaram muito altos, Figueiredo acredita que a companhia vai desistir do negócio na Bahia.

Os planos passam então a ser a expansão da unidade atualmente em construção em Macaé (RJ). Lá está sendo construído um complexo que terá, além da fábrica, um centro de reparo e manutenção, e um centro para a área de tubulares. O investimento total deve estar próximo de US$ 50 milhões.

A inauguração da fábrica, já com o maquinário, deverá acontecer em até abril ou maio do ano que vem. A capacidade será de fabricação de até 100 brocas por dia e até 70 ferramentas diariamente.
Fonte: Valor Econômico/Juliana Ennes | Do Rio

Shell proceeds with Phase 2 of Parque das Conchas project

Oct 15, 2010

By OGJ editors
HOUSTON, Oct. 15
-- Royal Dutch Shell PLC plans to proceed with Phase 2 of its Campos basin Parque das Conchas project, 62 miles off Brazil.

Phase 2 will develop a fourth field in Block BC-10, Argonauta O-North (OGJ, May 5, 2008, p. 54).

Shell said the full project will recover about 300 million boe at rates of about 100,000 boe/d.

Production from the first phase of Parque das Conchas started in 2009 from nine wells in three fields—Abalone, Ostra, and Argonauta B-West. Phase 2 includes seven additional development wells, which will have TDs of about 3,600 ft below the seabed.

Parque das Conchas was the first full-field development to separate and pump oil and gas from the seabed. The project has 1,500-hp electric pumps for lifting the 16-42° gravity oil from the wellheads to the Espirito Santo floating, production, storage, and offloading vessel, moored in 1,780-m of water.

The facilities on the FPSO can process about 100,000 bo/d and 50 MMcfd of gas.

Shell notes that to obtain better production rates, the fields are developed with extended reach, horizontal wells.

Operator Shell holds 50% interest in the development. Partners are Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) 35% and ONGC Videsh Ltd. 15%.

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segunda-feira, 25 de outubro de 2010

O PERIGO É O SILÊNCIO

O PERIGO É O SILÊNCIO


Eu pediria a todos que receberem esse e-mail o favor de ler o texto por inteiro, com calma e atenção e, se puder e entender que seja pertinente, perder outro tempinho, para reenviá-lo a todos da sua lista. 

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Diamantina, Interior de Minas Gerais, 1914
 
O jovem Juscelino Kubitschek, aos 12 anos, ganha seu primeiro par de sapatos.
Passou fome. Jurou estudar e ser alguém. Com inúmeras dificuldades, concluiu o curso de Medicina e se especializou em Paris.

Como Presidente, modernizou o Brasil. Legou um rol impressionante de obras e, humilde e obstinado, era (E AINDA É) querido por todos.

 

Brasília, 2003

Lula assume a presidência. Arrogante, se vangloria de não haver estudado.
Acha bobagem falar inglês. 'Tenho diploma da vida', afirma...
E para ele basta.


Meses depois, diz que 'ler é um hábito chato'.
Quando era 'sindicalista', percebeu que poderia ganhar sem estudar e sem trabalhar - sua meta até hoje.

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Londres, 1940
 
Os bombardeios são diários, e uma invasão aeronaval nazista é iminente.
O primeiro-ministro W. Churchill pede ao rei George VI que vá para o Canadá.
Tranqüilo, o rei avisa que não vai.

Churchill insiste: então que, ao menos, vá a rainha com as filhas. Elas não aceitam e a filha entra no exército britânico como Tenente-Enfermeira, e sua função é recolher feridos nos bombardeios.


Hoje ela é a Rainha Elizabeth II.


Brasília, 2005
 
A primeira-dama
(que nada faz para justificar o título) Marisa Letícia, requer  cidadania italiana e consegue.  Explica, candidamente, que quer um futuro melhor para seus filhos. 


E O FUTURO DOS NOSSOS FILHOS, CIDADÃOS E TRABALHADORES BRASILEIROS ?

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Washington, 1974

 

A imprensa americana descobre que o presidente Richard Nixon está envolvido até o pescoço no caso Watergate. Ele nega, mas jornais e Congresso o encostam contra a parede, e ele acaba confessando. Renuncia nesse mesmo ano, pedindo desculpas ao povo.


Brasília, 2005


Flagrado no maior escândalo de corrupção da história do País, e tentando disfarçar o desvio de dinheiro público em caixa 2, Lula é instado a se explicar.
Ante as muitas provas, Lula repete o 'eu não sabia de nada', e ainda acusa a imprensa de persegui-lo.

Disse que foi 'traído', mas não conta por quem.

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Londres, 2001
 
O filho mais velho do primeiro-ministro Tony Blair é detido, embriagado, pela polícia. Sem saber quem ele é, avisam que vão ligar para seu pai buscá-lo...


Com medo de envolver o pai num escândalo, o adolescente dá um nome falso.

A polícia descobre e chama Blair, que vai sozinho à delegacia buscar o filho. Pediu desculpas ao povo pelos erros do filho.


Brasília, 2005
 
O filho mais velho de Lula é descoberto recebendo R$ 5 milhões de uma empresa, financiada com dinheiro público. Alega que recebeu a fortuna vendendo sua empresa, de fundo de quintal, que não valia nem um décimo disso.

O pai, raivoso, o defende e diz que não admite que envolvam seu 'filhinho nessa sujeira'.

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Nova Délhi, 2003
 
O primeiro-ministro indiano pretende comprar um avião novo para suas viagens.
Adquire um excelente, brasileiríssimo EMB-195, da Embraer, por US$ 10 milhões.


Brasília, 2003
 
Lula quer um avião novo para a presidência. Fabricado no Brasil não serve.
Quer um dos caros, de um consórcio franco-alemão. Gasta US$ 57 milhões e, AINDA, manda decorar a aeronave de luxo nos EUA. DO BRASIL NÃO SERVE.

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E você, já decidiu o que vai fazer nos próximos minutos?
Vamos repassar esse e-mail para a maioria dos nossos contatos.
Vamos dar ao BRASIL uma nova chance. Ele precisa voltar para o caminho da dignidade.

 

Nós não merecemos o desgoverno que se instalou em nosso País e temos a OBRIGAÇÃO de acordar e lutar antes que seja tarde.


'O que mais preocupa não é o grito dos violentos, nem dos corruptos, nem dos desonestos, nem dos sem ética.
O que mais preocupa é o silêncio dos bons.'

 

Martin Luther King

sábado, 2 de outubro de 2010

OGX-18 (TESTE BC) OGX-19 (BS descoberta)

Teste confirma potencial produtivo de poço da OGX na Bacia de Campos
SÃO PAULO – A OGX, empresa de petróleo e gás do grupo EBX, do empresário Eike Batista, concluiu o teste de formação do poço OGX-18, localizado na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro. O estudo confirmou o potencial de produção entre 8 mil e 12 mil barris de petróleo por dia em poço vertical e entre 25 mil e 35 mil barris diários em poço horizontal. As primeiras descobertas de hidrocarbonetos feitas no local foram anunciadas em agosto.
 "A realização de mais um teste de formação nesta porção da bacia de Campos, atingindo altas produtividades, representa um importante passo na busca do conhecimento das características dos reservatórios, visando produzir petróleo o mais rápido possível", disse o diretor geral da EGX, Paulo Mendonça, em fato relevante divulgado ao mercado.
O poço OGX-18 fica no bloco MB-C-40, em que a companhia detém 100% de participação. A sonda utilizada na perfuração e no teste será deslocada agora para o poço OGX-2, informa a companhia.
(Ana Luísa Westphalen | Valor)
 
 
 
OGX anuncia outra descoberta na Bacia de Santos
 
SÃO PAULO – A OGX – braço de exploração de petróleo do grupo do empresário Eike Batista (EBX) – voltou a anunciar uma descoberta de petróleo em águas rasas da Bacia de Santos.

A companhia identificou a presença de hidrocarbonetos em um poço perfurado a 112 quilômetros da costa (OGX-19) no bloco BM-S-58, onde a OGX tem uma participação de 100%. Os trabalhos de perfuração indicaram a presença de gás e óleo leve.

Em fato relevante, Paulo Mendonça, diretor geral da OGX, destaca que a descoberta demonstra a capacidade da empresa em abrir novas fronteiras exploratórias.
No poço, a empresa encontrou uma coluna de hidrocarbonetos de aproximadamente 145 metros, além de um net pay (seção saturada com petróleo ou gás) em torno de 40 metros em reservatórios arenosos da chamada seção santoniana.
A perfuração, iniciada em agosto, continuará até alcançar a profundidade total estimada de 5,25 mil metros. O poço está a uma profundidade da superfície da água (lâmina d'água) de aproximadamente 172 metros.
(Eduardo Laguna | Valor)

OGX confirms Santonian light oil

Santos shallow-water Santonian play confirmed

 

Sep 30, 2010

By OGJ editors
HOUSTON, Sept. 30
– OGX Petroleo e Gas Participacoes SA said its OGX-19A-RJS well confirmed the existence of a light oil play in sandstones of Santonian age in the shallow-water Santos basin off Brazil.

The well, on the company's 100% owned BM-S-58 block, encountered a 145-m oil column with 40 m of net pay. The well is on the Aracaju prospect in 172 m of water 112 km off the coast.

The well is projected to 5,250 m and is still drilling. It confirms the existence of the play initially identified in the company's OGX-11 well.

OGX-11, on the Natal prospect, found 41° gravity oil and gas-condensate on the BM-S-59 block in 170 m of water last June. OGX has 100% interest in both blocks.

 

sexta-feira, 1 de outubro de 2010

Paraíba autoriza Petrobras e UTC engenharia a explorar petróleo em Santa Helena e Triunfo

BACIA DO RIO DO PEIXE
Qui, 30 de Setembro de 2010 21:36

A Petrobras e a UTC Engenharia começam nos próximos meses a perfurar poços para extração de petróleo no Sertão paraibano, nas cidades de Santa Helena e Triunfo, respectivamente. De imediato, as duas empresas vão instalar seus escritórios e equipamentos e contratar pessoas da região. As licenças ambientais para a exploração de petróleo foram entregues pelo governador em exercício, Luiz Sílvio Ramalho Júnior, em solenidade no Palácio da Redenção na manhã desta quinta-feira (30).

As duas empresas, vencedoras de licitação, são detentoras de lotes de exploração de petróleo na Bacia do Rio Peixe. A Petrobras vai perfurar quatro poços no município de Santa Helena e a UTC Engenharia vai explorar dois poços na cidade de Triunfo. As licenças ambientais foram emitidas pela Superintendência de Administração do Meio Ambiente (Sudema).

Com as licenças ambientais, as empresas podem, agora, instalar os equipamentos de perfuração na área, perfurar os poços e fazer o transporte do óleo extraído. A Petrobras explora petróleo nos estados do Espírito Santo, Bahia, Sergipe, Amazonas, Rio Grande do Norte, Ceará, Alagoas, e, agora, vai explorar na Paraíba.

O governador em exercício, Luiz Sílvio Ramalho, afirmou que está otimista, a exemplo dos paraibanos, com a exploração do petróleo, o 'ouro negro' será uma grande redenção para o Sertão e o progresso virá", destacou. Ele acredita que tudo vai dar certo e a exploração de petróleo vai fortalecer a economia da Paraíba.

O município de Santa Helena fica a 518 quilômetros de João Pessoa e tem 6 mil habitantes. A cidade de Triunfo, localiza-se a 513 quilômetros de João Pessoa e tem hoje 9.600 habitantes. As populações estão na expectativa de empregos e renda.


Início da perfuração


O gerente geral de Sondagem Terrestre do Norte e Nordeste, da Petrobras, Stênio Jayme Galvão Filho, paraibano de Campina Grande, afirmou que até o final do ano terá início a perfuração do primeiro poço para comprovar a possibilidade de encontrar petróleo numa quantidade comercial. Ele destacou que diversos empregos serão gerados de forma direta e indireta.

A política da Petrobras é aproveitar a mão de obra da região. Até meados de janeiro, a empresa terá um resultado concreto sobre o potencial petrolífero dos poços em Santa Helena. Após a preparação da base dos poços chegarão as sondas para a perfuração.

O líder operacional de óleo e gás da UTC Engenharia, Julio Cezar Alves Duarte, informou que a empresa inicia os trabalhos com a limpeza da área, terraplanagem e locação dos poços. A preferência da empresa é contratar homens e máquinas na própria região polarizada por Cajazeiras. Até o final de fevereiro, a UTC divulgará o resultado dos testes sobre o potencial de petróleo dos poços. A empresa tem matriz em São Paulo.

Uma data histórica para a Paraíba

Uma data histórica, assim avaliou este 30 de setembro, o secretário do Meio Ambiente, dos Recursos Hídricos e Ciência e Tecnologia, Francisco Jácome Sarmento, ao comemorar a liberação das licenças ambientais para as duas empresas explorarem petróleo na Paraíba. "Todos nós sabemos que nos estados onde o petróleo entra para a pauta de negócios e empreendimentos, o impacto é imediato, a exemplo do Rio Grande do Norte que tem como primeiro item da pauta de exportação petróleo e gás", destacou. Ele adiantou que uma terceira empresa está em processo de estudos para em seguida solicitar a licença ambiental.

À frente da pasta dos recursos hídricos e minerais à época da descoberta do petróleo na região de Sousa (2001), Sarmento lembrou que a constatação da presença de óleo se deu por ocasião da busca por água, quando um agricultor da região perfurava um poço para abastecimento de sua propriedade.

Os quatro poços da Petrobras, em Santa Helena, terão profundidade de 310 a 1.888 metros, nas localidades de Melancia, Santa Rita e Areias. A empresa adquiriu a concessão do bloco RIOP-T41, onde serão feitas as perfurações, na 9ª rodada de licitações de blocos exploratórios promovida em 2007 pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A UTC Engenharia vai perfurar dois poços em Triunfo, com profundidade entre 1.380 e 1.650, nas localidades de Jerimum e Fazenda Agropecuária Esperança II. A Bacia do Rio do Peixe está situada no extremo oeste da Paraíba, compreendendo três sub-bacias sedimentares (Brejo das Freiras, Sousa e Pombal), separadas por altos do embasamento e perfazendo uma área total de 1.250 km quadrados.

Fonte: Secom PB


sábado, 25 de setembro de 2010

Sistema Piloto de Tupi recebe primeira plataforma

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Qui, 23 de Setembro de 2010 07:51
Chegou ontem à sua locação operacional no campo de Tupi, área do pré-sal da Bacia de Santos, a plataforma Cidade de Angra dos Reis que será a unidade produtora do Sistema Piloto de Tupi. Com capacidade para produzir até 100 mil barris de petróleo por dia, a plataforma dará início à produção efetiva do maior campo de petróleo até agora descoberto no Brasil, com reservas estimadas entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo.

A Cidade de Angra dos Reis, construída na China a partir da conversão de um navio convencional, é uma plataforma do tipo Unidade Flutuante de Produção, Estocagem e Transferência de Petróleo (FPSO na sigla em inglês). Ela deverá ser interligada a nove poços, sendo cinco produtores e quatro injetores de água e gás, devendo entrar em produção nas próximas semanas. A Petrobras confirmou a informação, mas não deu maiores detalhes.

De acordo com o projeto original traçado para a operação do sistema piloto, a Cidade de Angra dos Reis irá produzir no seu período de pico aproximadamente 90 mil barris de petróleo por dia e cerca de 3,8 milhões de metros cúbicos de gás. A plataforma pode processar até 100 mil barris de óleo e comprimir até 5 milhões de metros cúbicos (m3) de gás por dia, sendo que a capacidade de exportação (transferência) de gás é de até 3 milhões de m3/dia.

Ainda de acordo com o planejamento da Petrobras, sócia majoritária e operadora do campo de Tupi com 65% da concessão - a BG possui 25% e a portuguesa Galp, 10% -, o petróleo produzido em Tupi será transferido periodicamente para navios denominados aliviadores, que transportarão o óleo para os terminais terrestres. Já o gás, deverá ser ser transportado por dutos para a plataforma de Mexilhão, de onde seguirá para a estação de tratamento de gás natural de Caraguatatuba (SP).

O campo de Tupi fica a cerca de 265 quilômetros do litoral do Rio de Janeiro e a mais de 2.100 metros de lâmina d'água (distância entre a superfície e o fundo do mar). Quando o sistema piloto entrar em operação, será o primeiro campo do pré-sal da Bacia de Santos em produção após a fase de testes. O primeiro campo do pré-sal a produzir petróleo no Brasil foi o de Jubarte, no litoral do Espírito Santo, na parte norte da Bacia de Campos, mas Jubarte fica em uma área mais próxima ao litoral, apenas 70 quilômetros e em águas mais rasas (lâmina d'água de 1.375 metros).

Tupi teve sua descoberta oficialmente divulgada em novembro de 2007 e desde maio de 2009 opera no campo a plataforma Cidade de São Vicente, operando em fase de Teste de Longa Duração (TLD) com capacidade para produzir até 30 mil barris de petróleo por dia.

Com a chegada da plataforma do sistema piloto, a previsão é de que a Cidade de São Vicente seja transferida para outro campo. A plataforma Cidade de Angra dos Reis tem 330 metros de comprimento e 58 metros de embocadura, tendo capacidade para abrigar até cem operadores.
Fonte: valor Econômico/Chico Santos | Do Rio

Mais uma operadora terrestre na Bahia


Gran Tierra farms into Brazil's Reconcavo basin

 

Sep 21, 2010

Eric Watkins
OGJ Oil Diplomacy Editor

LOS ANGELES, Sept. 21 -- Gran Tierra Energy Inc. will pay $22.6 million to Alvorada Petroleo SA to receive a 70% working interest in Blocks REC-T-129, 142, 155, and 224 in Brazil's onshore Reconcavo basin.

"This farm-in opportunity presents Gran Tierra Energy with a solid entry point into Brazil, with new light oil reserves, production, and exploration upside, including near-term drilling opportunities," said Gran Tierra Pres. and Chief Executive Officer Dana Coffield.

Under the agreement, Gran Tierra will become the operator of the aforementioned four blocks. Gran Tierra has committed to pay all of the costs to drill one exploration well on Block REC-T-129 and another on Block REC-T-142.

Gran Tierra also will pay its working interest share of the 130 sq km 3D seismic program currently being conducted on the four blocks, which were awarded to Alvorada through Brazil's 9th bid round.

Gran Tierra said the four blocks lie 70 km northeast of Salvador, Brazil, in the 10,000 sq km Reconcavo basin, which has produced more than 1.5 billion bbl of 35-40° gravity oil from existing fields.

In May, Eromanga Hydrocarbons Ltd. also finalized a farm-in arrangement with company Alvorada Petroleo SA covering Blocks REC-T-131, 132, 144, and 157 in the Reconcavo basin.

Last October Alvorada Petroleo SA reported that its 1ALV2BA well, drilled on REC-T-155 Block in the Reconcavo basin, showed signs of oil.

 

 


quinta-feira, 23 de setembro de 2010

184 poços para capitalização ANP !!! Muito trabalho a frente!!

Noticiário cotidiano - Geral
Qua, 22 de Setembro de 2010 07:36

Áreas incluídas na operação vão produzir 2,126 mi de barris por dia

Volume é semelhante ao produzido atualmente; início da extração exige 14 novas plataformas, e mais de US$ 18 bilhões

DO RIO - As áreas do pré-sal incluídas na capitalização da Petrobras terão capacidade de produção de 2,126 milhões de barris por dia, volume semelhante ao produzido atualmente no país, em torno de 2 milhões de barris por dia.
Mas, para que comecem a produzir, será necessária a construção de pelo menos 14 novas plataformas, que seriam conectadas a 184 poços.
Os dados constam do relatório da Gaffney, Cline & Associates, consultoria contratada pela ANP para fazer a avaliação das reservas para a capitalização da Petrobras.
Em valores correntes, para a construção dessas plataformas seriam necessários US$ 18,5 bilhões (R$ 31,8 bi).
Franco, o maior prospecto incluído no processo, necessitaria, por exemplo, de seis unidades com capacidade de produzir, cada uma, 150 mil barris por dia, para a exploração dos 5 bilhões de barris em reservas estimadas. As plataformas seriam conectadas a 62 poços de produção.
A conta considera o volume total das reservas identificadas. O governo, no entanto, contabilizou apenas parte delas na cessão à Petrobras. Para o prospecto de Franco, por exemplo, foram incluídos pouco mais de 3 bilhões de barris.
O governo estipulou o custo médio de US$ 8,51 por barril nas reservas avaliadas. A consultoria da ANP indicou preço médio de US$ 9,52 para as seis áreas incluídas na cessão onerosa.
Ao todo, a Gaffney, Cline & Associates estudou dez áreas e estipulou US$ 8,54 médios por barril. Para o prospecto de Franco, a consultoria da ANP avaliou cada barril a US$ 10,44. A capitalização levou em conta o barril da área por US$ 9,04.

ESTUDOS
Além do relatório da Gaffney, foi consultada também uma avaliação da consultoria DeGolyer & MacNaughton, que foi contratada pela Petrobras.
Esse estudo teria estipulado valores menores para o preço do barril da capitalização. O governo determinou os valores baseado nas duas interpretações.
O relatório confirma que o prospecto de Libra é o maior identificado nas pesquisas recentemente feitas.
As reservas são estimadas em 7,88 bilhões de barris. O prospecto ficou de fora da cessão onerosa.
Na semana passada, o governo confirmou que pretende incluir Libra no primeiro leilão sob o sistema de partilha, que ainda precisa ser aprovado na Câmara.
O prospecto, com 727 quilômetros quadrados de área, vai exigir a construção de nove plataformas, com produção de até 150 mil barris por dia para cada unidade, total de 1,3 milhão de barris por dia. Isso implicaria, somente em plataformas, um investimento de US$ 13,5 bilhões.

Fonte: Folha de S.Paulo/CIRILO JUNIOR

domingo, 19 de setembro de 2010

Odebrecht vai investir US$ 3,5 bi em petróleo

   
Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Sex, 10 de Setembro de 2010 07:29

A Odebrecht Óleo e Gás pretende investir US$ 3,5 bilhões entre 2011 e 2013 para expandir a atuação no Brasil. O principal foco será o afretamento de plataformas de perfuração, mas já há equipes em preparação para futuras licitações da Petrobras para unidades de produção. O presidente da companhia, Miguel Gradin, disse que o grande volume de investimentos no pré-sal do litoral brasileiro no curto prazo será na exploração, daí o foco no investimento em sondas de perfuração.

Este ano, começa a operação para a Petrobras. Foi fechado um contrato de sete anos. Trata-se da Norbe VI, a primeira de cinco unidades de perfuração que serão afretadas à estatal. A unidade está em fase final de construção pela holandesa SBM, nos Emirados Árabes. O custo é de US$ 600 milhões, de um total de US$ 3,4 bilhões investidos pela companhia desde 2006 na construção de sondas.

"A etapa que está com grande demanda é a fase exploratória. Por isso nos concentramos mais nas sondas de perfuração, que vão ajudar a explorar e desenvolver os campos", disse Gradin. A projeção do executivo é de que outras quatro unidades construídas no estaleiro sul-coreano Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME) já estejam operando para a Petrobras - nesses casos com contratos de dez anos - a partir de 2012, quando a receita da Odebrecht Óleo e Gás deve superar o US$ 1 bilhão, contra os atuais US$ 150 milhões por ano.

Segundo Gradin , além das novas sondas, a empresa espera o crescimento dos serviços prestados para as operações de diversas petroleiras na bacia de Campos, com soluções de engenharia e operação de plataformas. Em 2012, a previsão é que o número de funcionários atinja 2 mil, o dobro do atual. Entre os novos projetos que podem receber investimentos a partir de 2011 estão as licitações da Petrobras para plataformas de produção.

Atualmente, a companhia opera um FPSO (unidade flutuante para produção, armazenamento e transferência) no Mar do Norte. A propriedade da plataforma, que tem capacidade de produzir 65 mil barris de óleo por dia e armazenar 600 mil barris, é dividida com a dinamarquesa Maersk e tem como cliente a americana ConocoPhillips.

"Temos uma equipe mobilizada para participar das futuras licitações. Na nossa visão, vai existir uma demanda forte nesse setor", afirmou Gradin, lembrando que a empresa poderá contratar a construção em estaleiros nacionais caso seja necessário para cumprir determinações de conteúdo local.

A companhia, que acaba de lançar uma nova logomarca, espera fechar nos próximos meses a estrutura de financiamento das duas últimas sondas de perfuração já contratadas pela Petrobras. Além da Norbe VI, já estão com o financiamento estruturado a Norbe VIII e a Norbe IX, que começam a operar no próximo ano. Em todos os casos foi usada uma estrutura de "project finance" com o apoio de um pool de bancos e parte de capital próprio. Agora, a empresa pretende replicar o sistema para financiar a ODN I e a ODN II, que começam a operar em 2012.

Gradin disse ainda que outra possibilidade de expansão está no Oeste da África, onde a Odebrecht Exploração e Produção - outra empresa do grupo - tem 15% de participação no Bloco 16, operado pela Maersk. Nesse caso, a atuação da Odebrecht Óleo e Gás poderá acontecer na fase de produção, na operação de uma plataforma.

Fonte: Valor Econômico/Rafael Rosas | Do Rio

COMENTARIO DO BLOGUEIRO: A presença da ODEBRECHT construtora na África é especialmente forte.

domingo, 5 de setembro de 2010

MPE planeja estaleiro para atender pré-sal

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Sex, 03 de Setembro de 2010 08:32

Indústria naval: Empresa busca terreno para projeto que deve consumir investimento de R$ 200 milhões

A MPE Projetos Especiais S.A., principal empresa do grupo MPE, planeja investir R$ 200 milhões em 5 anos na construção de um "estaleiro oficina" voltado para reparos e manutenção de plataformas e fabricação de módulos de plataformas. "Estamos nos preparando para atender nos próximos 15 anos a uma demanda brutal do pré-sal", disse Mario Aurélio da Cunha Pinto, presidente-executivo da empresa e controlador da holding MPE. Cunha Pinto informou que já está buscando uma área litorânea para comprar e instalar a nova unidade industrial.

A princípio, o plano é tocar o novo empreendimento sem sócios, apesar de requerer muita tecnologia. "Se aparecer um candidato a parceiro que estiver disposto a agregar tecnologia vamos estudar a proposta", admite Cunha Pinto. Os recursos para a instalação do estaleiro de reparos virão do próprio caixa da empresa. "Nosso negócio é um gerador de caixa", afirma o executivo. "Mas, se precisar, podemos recorrer a funding externo para acelerar o processo de investimento nessa unidade. Não faltam hoje fundos de investimento estrangeiros interessados em financiar negócios com petróleo no Brasil."

Em 2009, a MPE Projetos Especiais faturou R$ 670,4 milhões, dos quais 40% foram obtidos com negócios de petróleo. Para 2010, a expectativa do presidente da empresa é fechar o ano com uma receita operacional líquida de R$ 1 bilhão, com a participação do braço de petróleo ampliando para 50%. Nos seis primeiros meses do ano, o faturamento da empresa alcançou R$ 434,6 milhões, sendo R$ 219 milhões com a área petrolífera. O resultado semestral é superior ao do mesmo período de 2009, quando faturou R$ 298 milhões, dos quais R$ 128,1 milhões com petróleo.

A carteira de negócios da MPE Projetos Especiais totaliza R$ 2,5 bilhões, com destaque para projetos de melhoria e ampliação de produção de cinco refinarias da Petrobras (Revap, Replan, Repar, Recap e Refap). No curto prazo, a empresa se prepara para entregar este mês propostas comerciais e técnicas para disputar a licitação da unidade de produção de águas ácidas do Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj). Também está abrindo escritório em São Luiz (Maranhão) para atender as necessidades do pré-sal e em participar de concorrências para obras de futuras refinarias da Petrobras nas regiões Norte e Nordeste e de investimentos da Vale no Norte.

Cunha Pinto disse que a empresa está de olho nas licitações que ainda vão acontecer na obra da refinaria premium, orçada em US$ 20 bilhões, a ser construída no Maranhão. A refinaria vai produzir óleo diesel menos poluente, sem enxofre. "A concorrência para terraplenagem já saiu. Quem ganhou foi o consórcio liderado pela Fidens Serveng. Até o fim do ano a Petrobras pode dar partida às licitações para obras de infraestrutura", previu o executivo. O projeto da refinaria do Ceará, orçado em US$ 14 bilhões, também atrai a empresa. "O projeto está mais atrasado que o da refinaria do Maranhão. Não fizeram ainda nem concorrência para obras de terraplenagem", afirmou. O executivo acredita, porém, que depois da capitalização da Petrobras as obras projetadas pela estatal vão deslanchar rapidamente.

O cenário traçado por Cunha Pinto para o médio prazo é otimista para os negócios. A empresa também está de olho nas obras da Copa de 2014 e Olimpíada de 2016, informou. E está criando equipes para vender projetos de sistemas integrados para instalar em estádios e arenas multiuso. "Não queremos mexer com concreto. Vamos trabalhar para ser grande fornecedor de sistemas integrados para os estádios", adiantou.

Esses sistemas, verdadeiros pacotes tecnológicos, incluem serviços de controle de acesso e bilhetagem, circuito fechado de televisão e detecção de intrusão, ventilação, ar condicionado e aquecimento, detecção e alarme de incêndio, sistemas elétricos de iluminação, entre outros. "A ideia é fazer a supervisão e controle de todos esses sistema integrados ", disse Cunha Pinto. A MPE Projetos Especiais ganhou experiência nesse negócio instalando sistemas inteligentes em trens e metrôs de São Paulo e Salvador.

Fonte: Valor Econômico/ Vera Saavedra Durão, do Rio

sexta-feira, 3 de setembro de 2010

Nota do Blogueiro sobre a capitalização da Petrobras e o marco regulatório

A história da humanidade mostra-nos que sempre que há uma ideologia no comando da política, as atividades econômicas e, portanto, a população sob este dominio politico-ideológico, ficam fadadas ao pouco desenvolvimento ou mesmo retroagem economicamente. A história mostra que o preço a pagar pela ideologia vem no final dos anos e é bastante caro. Exemplos de países atualmente sobre esse custo não faltam (Cuba, Líbia, Venezuela etc). O custo da nossa baixa educação economica ou mesmo baixa educação em geral, reflete o crescimento de pensamentos populistas que são terreno fértil para ideologias totalitárias e retrógradas.
O Brasil está a mais de 3 anos em marcha lenta no tempo na exploração do petróleo por causa do pré-sal (poderiamos já estar dentro de um boom de empresas e perfurações exploratorias - q levam tempo mas obrigatoriamente necessárias para produzir -  que trariam mais emprego, divisas e investimentos).
Todo este boom está a espera das decisões ideológicas de um governo "quase-totalitário"??
Não, os investimentos (o capital, o dinheiro) q poderiam estar ocorrendo em um ambiente com regras claras e seguras para o investimento, não ficam esperando, eles simplesmente vão para outros locais.
O melhor e mais valioso petroleo é o que já está na superficie. Para trazer este óleo é necessário no minimo uns 5 anos... já perdemos mais de 3 anos discutindo sobre como repartir o bolo e ninguém foi comprar a farinha.
Detalhe: não se compra farinha com títulos do governo. Não se compra materiais e nem se paga salário com o petróleo que está reservado no fundo do mar.
Se já estivéssemos explorando o pré-sal (se não tivéssemos mudados as regras, dado continuidade com os leilões) o governo estaria com os bolsos cheios de dinheiro pago no leilão e arrecadado em impostos, royalties e PEs e muitos brasileiros estariam empregados em empresas multinacionais que estariam contratando serviços de empresas nacionais e internacionais q teriam aumentado os seus efetivos. 3 anos já se foram... Mais alguns ainda perderemos. Só que agora, no ritmo que a Petrobras poderá fazer, para buscar o petróleo e vendê-lo daqui a 5 anos.


Nota do Blogueiro sobre a capitalização da Petrobras e o marco regulatório

A história da humanidade mostra-nos que sempre que há uma ideologia no comando da política, as atividades econômicas e, portanto, a população sob este dominio politico-ideológico, ficam fadadas ao pouco desenvolvimento ou mesmo retroagem economicamente. A história mostra que o preço a pagar pela ideologia vem no final dos anos e é bastante caro. Exemplos de países atualmente sobre esse custo não faltam (Cuba, Líbia, Venezuela etc). O custo da nossa baixa educação economica ou mesmo baixa educação em geral, reflete o crescimento de pensamentos populistas que são terreno fértil para ideologias totalitárias e retrógradas.
O Brasil está a mais de 3 anos em marcha lenta no tempo na exploração do petróleo por causa do pré-sal (poderiamos já estar dentro de um boom de empresas e perfurações exploratorias - q levam tempo mas obrigatoriamente necessárias para produzir -  que trariam mais emprego, divisas e investimentos).
Todo este boom está a espera das decisões ideológicas de um governo "quase-totalitário"??
Não, os investimentos (o capital, o dinheiro) q poderiam estar ocorrendo em um ambiente com regras claras e seguras para o investimento, não ficam esperando, eles simplesmente vão para outros locais.
O melhor e mais valioso petroleo é o que já está na superficie. Para trazer este óleo é necessário no minimo uns 5 anos... já perdemos mais de 3 anos discutindo sobre como repartir o bolo e ninguém foi comprar a farinha.

quinta-feira, 19 de agosto de 2010

OGX Maranhão - volumes de gás


Parnaíba tem volume potencial de 15 tri de pés cúbicos de gás

Fonte: Redação/ Agências

Data: 16/08/2010 11:48



Parnaíba tem volume potencial de 15 tri de pés cúbicos de gás, diz OGXA OGX Petróleo informou hoje que, com base em análises técnicas, estima um volume de recursos potenciais de aproximadamente 15 trilhões de pés cúbicos (TCF) de gás natural na área dos sete blocos detidos pela empresa na bacia terrestre do Parnaíba.


Em nota divulgada hoje ao mercado, a companhia ressaltou que a estimativa refere-se aos recursos potenciais, apurados a partir do mapeamento sísmico de cerca de 20 prospectos similares ao perfurado pelo poço OGX-16.


Na última quinta-feira, a OGX anunciou a descoberta de gás no poço OGX-16, localizado na bacia do Parnaíba, situada na região Nordeste. A OGX Maranhão, sociedade formada entre OGX (66,6%) e a MPX (33,3%), é a operadora do poço e detém 70% de participação no bloco. Os outros 30% estão nas mãos da Petra Energia.


"Adicionalmente, considerando os estudos e análises mencionados, a OGX estima que tais volumes potenciais podem corresponder a uma capacidade produtiva de aproximadamente 15 milhoes de metros cúbicos diários de gás natural", apontou a companhia.


Os números divulgados pela empresa nesta segunda-feira confirmam a estimativa divulgada pelo empresário Eike Batista, presidente da OGX, de que o potencial de reservas na área onde detém blocos na bacia do Parnaíba poderia ficar entre 10 e 15 trilhões de pés cúbicos (TCF).


A descoberta no Maranhão levou a OGX a revisar a campanha exploratória da região e a elevar a projeção do número de poços a serem perfurados de sete para 15. A empresa estima um investimento entre R$ 600 milhões e R$ 700 milhões para o projeto.

sexta-feira, 13 de agosto de 2010

Empresa de Sondas da PETROBRAS para aguas profundas


Petrobras cria nova empresa para explorar o pré-sal

Responsável pelo gerenciamento e arrendamento dos navios sonda, companhia iniciará suas operações em 2011 e terá 10% de participação da Petrobras

Ana Clara Costa, de EXAME
 
EXAME/ARQUIVO
Plataforma da Petrobras
Plataforma da Petrobras: estatal prepara nova empresa de gestão de serviços

São Paulo - Poucos meses depois de divulgar a licitação para a construção dos navios sonda que irão perfurar as camadas do pré-sal, a petrolífera brasileira criará uma nova empresa para administrar o projeto de perfuração da camada pré-sal, segundo apurou EXAME.

Sem nome definido, a companhia terá 10% de participação da Petrobras e o restante do capital social será controlado pelos por investidores institucionais. Segundo EXAME apurou, entre eles estão os fundos de pensão Petros (dos funcionários da Petrobras) e Funcef (dos funcionários da Caixa Econômica Federal), e também ao FGTS. O banco Santander é o consultor da operação.


 
Em maio deste ano, foram divulgadas duas licitações da Petrobras para a construção de nove dos 28 navios sonda que deverão ser utilizados na perfuração do pré-sal. A estimativa é de que o total de embarcações exija um investimento próximo de 22 bilhões de dólares. Cada unidade custará, em média, 800.000 dólares.
Entre as maiores
O papel da nova companhia será administrar a contratação das empresas prestadoras de serviço, a construção das máquinas, os financiamentos requeridos para a execução do projeto e o arrendamento das embarcações construídas.
Quando iniciar suas operações, entre o final de 2010 e o início de 2011, a empresa entrará no mercado já como uma das cinco maiores companhias de perfuração do mundo (em número de embarcações), ao lado de gigantes como a americana Transocean - empresa que alugou à BP a plataforma atualmente perfurada no Golfo do México e cujo valor de mercado chega a 17 bilhões de dólares.
A Petrobras e os fundos não quiseram comentar a operação. O banco Santander confirmou seu papel de consultor na estruturação da nova empresa.
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Fwd: Trabalhos de sísmica na Bacia do Paraná


ANP procura petróleo em Goioerê e movimenta economia da cidade    
COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: Existem campos encontrados na região de Pitanga(PR) - não muito expressivos - Barra Bonita e Mato Rico. Esta região foi explorada também pela companhia El Paso sem sucesso no início da década.
Noticiário cotidiano - Geral
Sex, 13 de Agosto de 2010 07:12
Os técnicos contratados pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) que estão pesquisando a existente de petróleo e gás natural em terras paranaenses chegaram a Goioerê, região Centro-Oeste, e agora os moradores não fala em outro assunto. A equipe de cerca de 30 trabalhadores de campo movimenta a economia da cidade durante o período de estudos, já que praticamente lotaram o principal hotel do município, e ainda alimentam a expectativa da população que já enxerga grandes oportunidades para o futuro.

A presença dos profissionais também gera lucro para o comércio, postos de gasolina e restaurantes. A circulação dos pesquisadores anima as conversas da cidade, que sonha com um incremento de renda. De acordo com o Rubens José da Silva, funcionário da prefeitura que tem acompanhado os trabalhos, a equipe de topógrafos, geofísicos e geólogos está fazendo testes de solo numa faixa de 23 quilômetros, na zona rural do município. "Todos estão na expectativa de comprovar se existe algum bem natural na cidade", contou.

Os testes são compostos de perfuração de cerca de 4 metros, acompanhado de uma pequena explosão que serve para coletar material. Todos os dados são enviados para sede da empresa, que fica em Minas Gerais. Os resultados que vão mostrar se Goioerê tem potencial de exploração de petróleo devem ficar prontos em seis meses.
Para realizar o teste, a equipe pede autorização para o dono da propriedade. Na saída fazem um levantamento de danos para que o proprietário receba uma compensação. Mas ninguém fica muito preocupado com isso, já que se o terreno tiver petróleo, o dono recebe 1% dos lucros gerados na exploração.

Os trabalhos são de responsabilidade da Georadar, empresa mineira que venceu a licitação da ANP. Ao todo, o programa sísmico vai mapear uma extensão de 2.155 quilômetros, em 129 municípios de cinco estados. O Paraná concentra a maior parte dos estudos, com testes ao longo de 922 quilômetros em 55 municípios.

Fonte: Gazeta do Povo/Hélio Strassacapa

quinta-feira, 5 de agosto de 2010

Rigzone: Franco, Guará, Tupi, Tupi alto and the fight to be first

BG says Tupi to be developed before Franco


Aug 3, 2010

Eric Watkins 
OGJ Oil Diplomacy Editor 

LOS ANGELES, Aug. 3 -- Brazil's Petroleo Brazileiro SA (Petrobras) is unlikely to accelerate development of the more recently discovered Franco well over the Tupi or Guara fields in the Santos Basin, according to Frank Chapman, BG Group chief executive officer. 

"Both Tupi and Guara have exhibited very high flow rates as well, so there is no reason to believe Petrobras would accelerate development of Franco instead," said Chapman whose firm holds a 25% stake in each field alongside operator Petrobras, 65%, and Galp Energia, 10%. 

Last month, Brazilian regulator Agencia Nacional do Petroleo (ANP) estimated flow rates in excess of 50,000 b/d from Franco, adding that the crude was 30° gravity, making it much lighter than most of Brazil's crude, which has a gravity of 18°. 

Last month, ANP Director General Haroldo Lima also revised upward his organization's estimate of the potential reserves of the Franco well, saying it could have more than the initially estimated 4.5 billion bbl of oil 

"It could be more than this," Lima said. "The latest news is that our prospects have increased," he said, adding that Franco is closer to being picked as the well to be used in an oil-for-shares swap aimed at bolstering Petrobras's capital without increasing government debt. 

Lima said the upward adjustment was based on initial studies by consulting firm Gaffney Cline Associates (GCA), which will assess the potential volume and value of presalt reserves in the Campos basin. 

Franco is one of two wells being considered for the oil-for-shares swap that is part of the capital increase plan for Petrobras. Under the deal, the government will cede 5 billion bbl of oil for Petrobras in exchange for shares in the company. 

The ANP's remarks about Franco followed a June announcement by BG, confirming the success of a new well known as Tupi Alto (3-BRSA-821-RJS or 3-RJS-674) on block BM-S-11 in the Santos basin. 

"This is the seventh consecutive successful well on the Tupi accumulation and confirms the extended presence of light oil," BG said, adding that wireline testing confirmed the presence of light oil near 30° gravity and excellent reservoir properties across the key Sag reservoir. 

"The information obtained from this well and other wells already drilled, reinforces the estimate of a potential 5-8 billion bbl of recoverable light oil and gas from the Tupi presalt reservoirs," BG said. 

The Tupi Alto well, drilled by partners Petrobras (65%, operator), BG Group (25%) and Galp (10%), is in the Tupi evaluation area in 2,111 m of water, 275 km from Rio de Janeiro. 

The Franco discovery was announced in May, when ANP said it found an estimated 4.5 billion bbl of recoverable oil in the Franco subsalt prospect. 

ANP said the Franco well, 2-ANP-1-RJS, 195 km south of Rio de Janeiro, found a 272-m column 41 km northeast of the 3-4 billion boe Guara discovery of Petrobras, BG and Galp Energia. 

"Franco appears to be one of the wells with the greatest potential ever drilled in this country," said Lima. "The discovery reinforces the optimism of the Brazilian government in relation to the potential of the subsalt area located in the Campos and Santos basins." 

ANP said the Franco discovery was made by the Noble Paul Wolf semisubmersible rig in 1,955 m of water and was drilled to a final depth of 5,063 m below the seabed. 

In February, BG said it was on track to more than double its oil and gas production by 2020, with discoveries in Brazil eventually geared to providing a substantial boost to the firm's bottom line. 

"Brazil is one of our main focuses," said Chapman, adding that the firm eventually expects its production to reach 400,000 boe/d. "We might hit this threshold anytime after the second half of this decade," he said (OGJ, Feb. 11, 2010). 

Contact Eric Watkins at hippalus@yahoo.com.

segunda-feira, 2 de agosto de 2010

Centros de Tecnologia de Cias de Serviço na Ilha do Fundão - de olho no desenvolvimento do Pré-sal.

Noticiário cotidiano - Geral
Ter, 27 de Julho de 2010 21:39

 

O desafio criado pela exploração do pré-sal levou fornecedores da Petrobras a acelerar o desenvolvimento de tecnologias para o projeto.
Três multinacionais que já atuam no Brasil constroem, pela primeira vez na América Latina, centros tecnológicos semelhantes aos que têm nos EUA e na Europa.
Esses centros estão no Parque Tecnológico, na Ilha do Fundão, no Rio de Janeiro. O parque receberá mais empresas dispostas a fazer pesquisas em petróleo.
Aproveitam, assim, a proximidade do Cenpes (Centro de Pesquisas da Petrobras) e os conhecimentos de alunos e pesquisadores da UFRJ, que têm na ilha seu maior campus.
A pesquisa tecnológica do pré-sal tem por alvo o aumento da produção na bacia de Santos, considerada a região mais promissora -e mais difícil-, onde estão dez blocos, entre eles Tupi e Iara.
A produção ali hoje é experimental e só atingirá grande escala em 2013.
"Extrair o máximo de óleo a custo viável é a meta", diz Paulo Couto, vice-presidente de tecnologia da FMC Technologies. A Petrobras não revela o custo de extração no pré-sal, mas afirma que é viável com barril a US$ 45.
O desafio da Petrobras no pré-sal é perfurar uma rocha -a carbonática- cujo ritmo de produção de óleo é pouco conhecido, atravessando antes uma camada de sal semelhante a uma lama, que exerce pressão extra. Tudo a 300 quilômetros da costa, dificultando o transporte de pessoas e equipamentos.
A franco-americana Schlumberger investiu US$ 35 milhões para abrir o centro, em setembro.
Em laboratório, amostras serão colocadas em fornos onde serão reproduzidas temperatura e pressão idênticas às dos reservatórios a 7.000 metros da superfície.
"Ampliar o conhecimento das rochas nos ajuda a estimar melhor o potencial de produção", diz João Félix, vice-presidente de marketing na América Latina.
A americana FMC quer descer, da plataforma para o fundo do mar, o sistema que separa a água que vem com o óleo do reservatório.
A FMC também quer usar robôs, que já trabalham no fundo do mar acionando válvulas, para também fazer manutenção dos equipamentos submarinos.
"Até o pré-sal ganhar escala comercial, vamos aperfeiçoar tecnologias existentes", diz Couto.
A americana Baker Hughes investe US$ 30 milhões no centro. Um dos planos é adaptar, para uso nas carbonáticas, equipamentos que geram imagens das rochas por meio de ondas sonoras e magnéticas emitidas durante a perfuração do poço.

Fonte: Folha Online

ANP: Franco e Libra (primeiro problema na perfuração)

( 2 Votos )
Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Qua, 28 de Julho de 2010 08:06

O acidente no poço Libra, que está sendo perfurado pela Petrobras para a Agência Nacional do Petróleo (ANP), custou cerca de US$ 30 milhões. O cálculo é de Magda Chambriard, diretora da agência reguladora. O poço Libra desmoronou no início do mês, quando a sonda de perfuração atravessava a camada de sal, o que levou à perfuração de outro poço, distante 375 metros do primeiro, também na Bacia de Santos.
Todos os custos da perfuração tanto de Libra quanto de Franco - primeiro poço do pré-sal da União - estão sendo pagos pela Petrobras, o que está gerando discussões no setor sobre a utilização da companhia como prestadora de serviços para a agência.
Segundo informou a ANP em dezembro, a Petrobras está perfurando essas áreas por sua "conta e risco", também arcando com a "responsabilidade operacional e financeira". Mas o petróleo descoberto é da União, já que essa parte do pré-sal não foi licitado. O primeiro poço custou US$ 150 milhões e o segundo deve ficar mais caro, considerando o custo do desmoronamento e mais US$ 100 milhões a US$ 150 milhões para concluir o trabalho.
Consultada sobre o fato de estar prestando serviços sem remuneração para a ANP, uma fonte qualificada da Petrobras disse que, para a companhia, esse tipo de despesa, mesmo elevada, é de seu interesse comercial. E pode ser comparada aos custos com laudos técnicos, jurídicos, contábeis e financeiros incorridos para avaliação de qualquer ativo que seja objeto de interesse para uma futura aquisição.
A estatal vai receber 5 bilhões de barris de petróleo no processo de cessão onerosa que vai dar início a uma capitalização avaliada entre US$ 50 bilhões e US$ 60 bilhões, e no mínimo US$ 25 bilhões, segundo estimativas de analistas. A operação deve ser concluída em setembro, depois que ficar pronto um laudo com a avaliação de preço do barril encomendada pela ANP.
No caso dos poços da agência, a fonte da Petrobras explica que é de da companhia e de seus acionistas a avaliação das áreas que serão objeto da cessão onerosa. A avaliação da estatal é de que qualquer companhia de petróleo aceitaria arcar com os custos sabendo que o petróleo encontrado será dela. Já no caso de perfurações adicionais, para pesquisa exploratória sem vínculo com a estatal, o entendimento é de que isso não seria possível.
"A Petrobras não é uma prestadora de serviços, é uma sociedade de economia mista que pode desempenhar atividades de interesse público desde que não prejudique o minoritário", explica a fonte.
Além de suas próprias áreas, a Petrobras descobriu dois reservatórios gigantescos no pré-sal da bacia de Santos. O primeiro recebeu o nome de Franco e tem reservas estimadas em 4,5 bilhões de barris. O segundo é Libra, que pode ter volumes ainda maiores. Em declarações recentes o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, tem manifestado o desejo de ver uma dessas áreas na primeira licitação do pré-sal, em 2011. Contudo, o Projeto de Lei estabelecendo o novo regime exploratório ainda não foi apreciado pelo Congresso. Em seu artigo 10º prevê que caberá ao Ministério de Minas e Energia, e não à ANP, propor ao Conselho Nacional de Política Energética definição dos blocos objeto de concessão ou partilha, entre outras atribuições.

Fonte:Valor Econômico/Cláudia Schüffner, do Rio

Logistica: a briga por portos

NOTA DO BLOGUEIRO: o terminal da CPVV vinha sendo usado pela SHELL.
 
Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Qua, 28 de Julho de 2010 07:24

A Petrobras mantém o projeto da base de apoio marítimo de Ubu como referência e continua com o detalhamento do projeto, além dos estudos para o licenciamento ambiental. As informações foram dadas ontem pela manhã, durante reunião entre o governador Paulo Hartung e o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, na sede da empresa, no Rio de Janeiro.
A reunião foi solicitada por Hartung na semana passada, durante a visita do presidente Luiz Inácio Lula da Silva a Vitória, para o início da produção efetiva do pré-sal no campo de Baleia Franca. Durante conversa com o presidente da Petrobras, a possibilidade de o terminal de apoio às plataformas ser construído em outro local, inclusive em outro Estado, foi aventada por Gabrielli. A alegação é de que as últimas descobertas justificariam estudos de viabilidade para outras locações, alegam os técnicos da companhia.
Prazo
Para o secretário estadual de Desenvolvimento, Márcio Félix Bezerra, que também participou da reunião, assim como o diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella, o mais importante é que a empresa mantém o projeto em estudo e considera 2012 como possível para iniciar as obras, que devem durar até 2015.
Com essas novas datas para o início das obras e a entrada em operação do terminal – que será construído como se fosse uma ilha – a Petrobras mantém a proposta de implantar em Anchieta a sua base portuária que atenderia as bacias petrolíferas do Espírito Santo, Campos e Santos. Hoje, boa parte desse atendimento é feito pela base de Macaé (RJ) e a Companhia Portuária de Vila Velha (CPVV).
O secretário de Desenvolvimento explicou que o projeto inicial apresentado pela Petrobras prevê a construção de uma ponte, na Praia do além, em Ubu, com mais de 500 metros de comprimento, até uma ilha, uma área onde serão feitas as operações de carga e descarga de todo tipo de material e equipamento para as plataformas. A área da ilha terá 40 mil metros quadrados.
A reunião de ontem, segundo Márcio Félix, foi importante para esclarecer as intenções da Petrobras de continuar o projeto do terminal em Ubu. "O governador Paulo Hartung ficou satisfeito com o encontro de ontem", ressaltou.
Enquanto não há disponibilidade do terminal de Anchieta, a Petrobras já acertou com a CPVV o uso exclusivo, a partir de outubro, do terminal, localizado em Vila Velha, para as embarcações que hoje atendem às plataformas no Litoral Sul e também as que estão nos campos do Litoral Norte.
A base de apoio marítimo de Ubu
Apoio. A Base de Apoio Marítimo de Ubu, em Anchieta, foi planejada há mais de dois anos pela Petrobras para servir de apoio ao Porto de Macaé, no Rio, que não tem mais condições de atender a todas as plataformas da Bacia de Campos, inclusive as que se localizam no litoral capixaba.
Protocolo. No início de 2007, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli assinou um protocolo de intenções com o governador Paulo Hartung que previa investimentos no Estado, como fábrica de fertilizantes, unidades para processamento de gás e porto para apoio às plataformas.
Indefinição. Na semana passado, Gabrielli disse que a Petrobras ainda não havia definido o local para a construção do terminal, o que gerou o pedido de reunião do governador.
Andamento. Ontem, Gabrielli e o diretor de exploração e produção, Guilherme Estrella disseram que o projeto continua sendo detalhado e o processo de licenciamento está mantido.
Ponte. O terminal, que será construído na Praia do Além, próximo ao Porto da Samarco, terá uma ponte de mais de 500 metros que ligará a costa a uma ilha. Esta terá 40 mil metros quadrados e será montada para atender embarcações que levam tudo que as plataformas de pesquisa, exploração e produção de petróleo necessitam.
Armazenagem. Uma área de 19 mil metros quadrados será um pátio de armazenamento. Outra área, em terra, também servirá para armazenagem. A ilha terá nove posições de atracação.

Fonte: A Gazeta(ES)  Vitória/Denise Zandonadi

segunda-feira, 19 de julho de 2010

Produção independente de óleo e gás beneficia economias regionais


Pequenos produtores locais (LPC - Local Private Companies) são importantes economicamente para as economicas locais

Por Redação  Fonte: Redação/ Agências  Data: 04/06/2010 09:05

A atividade independente de petróleo e gás natural, destinada exclusivamente ao segmento de exploração e produção, vem gerando impacto positivo na região Nordeste do País. Estudo elaborado pelo Instituto de Geociências (IGEO) da Universidade Federal da Bahia (UFBA) revela que a produção em pequenos campos com acumulações marginais, no município de Mata de São João, na Bahia, responde por cerca de 40% do Produto Interno Bruto (PIB) da cidade.
 
 O trabalho utiliza o município baiano como estudo de caso, já que naquela área o petróleo é produzido por um único pequeno operador. Nos próximos meses, a pesquisa será estendida para toda a região onde atuam as independentes, no Nordeste e Espírito Santo.
 

 Segundo o responsável pelo estudo, o professor Doneivan Ferreira, Doutor em Economia do Petróleo, os dados são preliminares e ainda não é possível quantificar o benefício da atuação desse grupo de petroleiras além do registrado em Mata de São João. Mas, um modelo conceitual já permite ensaios que apontam para resultados ainda mais expressivos em outros municípios, como em Catu e São Sebastião do Passé, no Recôncavo Baiano.

 "A  participação de produtores independentes nesse nascente nicho de mercado faz algumas pequenas economias girarem. Os indicadores sociais ainda estão sendo trabalhados e apontam para correlações interessantes. No momento, estamos estabelecendo correlações com emprego e renda municipal", diz o especialista.

 A atuação da PetroRecôncavo em Mata de São João sozinha respondeu por  14,4% do total de Imposto sobre Serviço (ISS) arrecadado pelo município em 2009, enquanto as empresas fornecedoras contratadas por ela movimentaram 3,4% do ISS. Dessa forma, ao todo, a atuação da petroleira foi capaz de responder por 18% da tributação, aproximadamente R$ 3 milhões.

 Entre as contratações diretas e indiretas de um independente, é possível destacar os serviços de transporte, básicos (como energia), comércio varejista, construção civil, hospedagem, alimentação, além da compra de produtos industrializados. A chegada das petroleiras de pequeno e médio portes ainda geram investimento em infraestrutura e serviços públicos, a exemplo da construção e reforma de estradas, acesso à telefonia,  ampliação das instalações e da capacidade da rede de energia elétrica e saneamento básico. Em alguns casos, a perspectiva de firmar contratos de longo prazo promoveu a formalização de algumas atividades.

 A pesquisa da UFBA identificou, particularmente, em Mata de São João, a presença de 20 segmentos fornecedores: diretamente para a exploração e produção de óleo e gás (20 empresas);  materiais de construção (cinco); materiais e acessórios industriais (45); outros metalúrgicos (oito); informática (18); material elétrico (12); consultorias e assessorias (seis); construção civil (oito); equipamento eletroeletrônico (seis); veículos e peças (22); produtos químicos (nove); artigos plásticos (três); treinamentos empresariais (sete); comércio e serviços básicos (29); transporte (17); instituições financeiras (cinco); serviços de saúde (quatro); outros serviços técnicos (oito); máquinas e equipamentos (15); e outros (32).

 Segundo a UFBA, as pequenas petroleiras apresentam vantagem socioeconômica sobre as empresas de maior porte por vários aspectos, como a contratação de bens e serviços localmente, próximo de onde atuam, e o incentivo à cadeia produtiva. Devido à escala de seus negócios, as grandes operadoras promovem concorrências globais ou contratam nos grandes centros urbanos, onde estão suas sedes, enquanto as independentes são obrigadas a desenvolver uma rede de fornecimento regional.

 A presença de petroleiras de pequeno e médio portes em bacias terrestres brasileiras foi idealizada pelo governo exatamente como um fator de desenvolvimento regional, a partir da abertura de mercado, em 1997, tomando como exemplo o sucesso de outros países.

 No entanto, a manutenção do segmento esbarra na escassez de oferta de áreas para exploração e produção. Este tem sido um tema de intenso debate estimulado pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP) no Congresso. Aproveitando a discussão sobre um novo marco regulatório para o setor, esse grupo de petroleiras espera garantir o desenvolvimento de políticas públicas que permitam ampliar seus investimentos. Os gestores municipais começam a perceber que poços parados e campos subutilizados representam oportunidades latentes ou desperdiçadas para suas economias locais.

 "Apenas a iniciativa política permitirá que áreas cujas reservas condizem com o perfil do segmento independente sejam repassadas para as petroleiras de menor porte, seja via contratação das independentes como operadoras, seja pela liberação direta dessas áreas para que sejam leiloadas", afirma o presidente da ABPIP, Oswaldo Pedrosa.
 
 

Segmento independente em números:
- Dezoito associadas;
- Produção média de 1,5 mil barris por dia;
- Atuação em bacias terrestres dos estados de Alagoas, Bahia, Espírito Santo, Sergipe e Rio Grande do Norte;
- De 2005 a 2009, já investiram R$ 2 bilhões, além do comprometido com a ANP na assinatura do contrato de concessão

BP no Brasil: Devon

Devon anuncia indício de petróleo em Campos

Fonte: Redação/ Agências  Data: 19/07/2010 09:17
A americana Devon informou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ter encontrado indícios de petróleo a 2.484 metros no bloco C-M-471, na Bacia de Campos. O bloco é operado pela Devon em parceria com a Petrobras (50%). A companhia americana havia anunciado a venda de seus ativos no Brasil à BP, mas a transação ainda não foi efetivada porque aguarda autorização da ANP. Há inclusive rumores de que a transação pode não sair depois do acidente da BP no Golfo do México.
 
O bloco C-M-471 foi adquirido pela Devon e pela Petrobras em 2005, na sétima rodada da ANP e faz parte do bloco de nome BM-C-34.

Bacia do Paraná (será??)

ANP "caça" petróleo no Paraná
Noticiário cotidiano -
Indústria naval e Offshore
Dom, 18 de Julho de 2010 23:44

Técnicos procuram há dois meses indícios de óleo e gás no Sudoeste do Paraná. Levantamento vai ajudar a definir blocos que poderão ser ofertados nos próximos leilões
Quase 200 homens percorrem, desde maio, áreas rurais do Sudoeste do Paraná em busca de vestígios da existência de petróleo e gás no subsolo da região. A centenas de quilômetros da costa brasileira, que há três décadas concentra as principais descobertas do setor, esses trabalhadores passam o dia abrindo picadas e detonando pequenas explosões em sítios e fazendas de municípios como Salto do Lontra, Itapejara do Oeste e Honório Serpa. Funcionários de uma empresa contratada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), eles estão fazendo o mapeamento sísmico da região, espécie de "ecografia" das camadas subterrâneas, para saber se elas têm condições de acumular hidrocarbonetos. Dependendo do diagnóstico, essas áreas podem, no futuro, se transformar em verdadeiros campos produtores de petróleo e gás.
O estudo exploratório da Bacia Sedimentar do Paraná – formação geológica que abrange quase todo o Sul do país e parte das regiões Sudeste e Centro-Oeste – faz parte do Plano Plurianual de Geologia e Geofísica da ANP. Incluído no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), ele receberá recursos de R$ 62,4 milhões até abril de 2011. Os trabalhos da equipe sul da Georadar, empresa mineira que venceu a licitação da agência reguladora, começaram em São José dos Ausentes, no nordeste gaúcho, em novembro do ano passado. A companhia chegou ao Paraná há dois meses, montando sua base em Coronel Vivida, e em agosto deve se mudar para Roncador, no Centro-Oeste do estado. Lá, os 280 trabalhadores da equipe sul vão se juntar aos 380 da equipe norte, que partiu de Mato Grosso do Sul.
Ao todo, o programa sísmico vai mapear uma extensão de 2.155 quilômetros, em 129 municípios de cinco estados. O Paraná concentra a maior parte dos estudos, com testes ao longo de 922 quilômetros em 55 municípios. O trabalho dará subsídios para a ANP decidir se vale a pena incluir áreas da bacia nos próximos leilões de concessão de óleo e gás.
Inexplorada
/ Detonação em sítio de Itapejara do Oeste: propagação do som ajuda a desvendar o subsolo Ampliar imagem
Detonação em sítio de Itapejara do Oeste: propagação do som ajuda a desvendar o subsolo
Exploração
Dificuldades inibiram prospecção
Pelo menos dois fatores desestimularam a prospecção de petróleo e gás na Bacia do Paraná. Um deles foi a descoberta, a partir da década de 1970, de grandes reservas na Bacia de Campos – região que passou a concentrar esforços e recursos do governo. Outra razão é de caráter técnico. Boa parte da Bacia do Paraná tem no seu "recheio" uma grossa camada de basalto, rocha bastante rígida derivada da intensa atividade vulcânica ocorrida na região há centenas de milhões de anos. Com espessura de até 1,6 quilômetro, essa camada dificulta a "visualização" e a interpretação das rochas sedimentares que ficam abaixo dela.
As bacias sedimentares são terrenos propícios à acumulação de petróleo e gás, mas a do Paraná é praticamente inexplorada. Desde o fim do século 19, quando um fazendeiro de Bofete (SP) contratou uma equipe norte-americana para explorar suas terras, foram perfurados apenas 124 poços na bacia, que tem 1,12 milhão de quilômetros quadrados. Em comparação, o Recôncavo Baiano tem cerca de 5,7 mil poços perfurados em seus 10 mil quilômetros quadrados, conta o especialista em geologia e geofísica do petróleo Raphael Ranna.
Funcionário da superintendência de definição de blocos da ANP, Ranna é o responsável pela fiscalização dos trabalhos da Georadar. Segundo ele, embora haja motivos para crer na existência de riquezas minerais na região, dificuldades técnicas e econômicas desestimularam sua exploração. Curiosamente, quem mais investiu foi a Paulipetro, estatal paulista criada pelo então governador Paulo Maluf – ela perfurou 69 poços entre 1980 e 1982, sem encontrar jazidas economicamente viáveis.
A escassez de informações sobre o potencial da bacia explica o baixo interesse das empresas petrolíferas. De 11 blocos ofertados pela ANP entre 1998 e 2008, oito nem sequer foram alvo de lances, e nenhum dos demais resultou em produção comercial. A norte-americana El Paso chegou a prospectar no Paraná, mas desistiu. Por enquanto, apenas o campo de gás da Petrobras em Pitanga, no centro do estado, tem chances de entrar em operação. Após vários adiamentos, o início de sua produção está marcado para 2011.
Forasteiros
À exceção de 29 motoristas contratados no Paraná, quase toda a equipe da Georadar é formada por nordestinos. O quadro administrativo está hospedado em hotéis e o pessoal de campo ocupa um alojamento alugado pela empresa. Se não chega a revolucionar a economia de Coronel Vivida, a presença de tantos "forasteiros" anima segmentos do comércio, que já lamentam a despedida prevista para o mês que vem. No Restaurante Ferraza, por exemplo, o movimento cresceu quase 50% no almoço e duplicou no jantar. "Toda noite, pelo menos 100 pessoas jantam aqui", conta o proprietário, Gilmar Ferraza. "Não só restaurantes, mas panificadoras, postos de combustíveis, oficinas mecânicas e prestadores de serviços têm incremento em suas receitas", diz o prefeito de Coronel Vivida, Fernando Gugik.
A intensa circulação de trabalhadores de campo, topógrafos, geofísicos e geólogos mexe com a imaginação dos pouco mais de 20 mil habitantes do município. Que, aliás, é visitado por profissionais da área desde 2004, quando se comprovou que a depressão existente no distrito de Vista Alegre foi provocada pela queda de um meteorito, há centenas de milhões de anos. "Com certeza tem tudo o que é minério aqui. O problema é que os colonizadores do município, italianos, muito tímidos, nunca deram muita bola, queriam saber mais da roça. Isso segurou o progresso", opina o auxiliar de motorista Roque Ferreira. Não faltam interessados nos dividendos desse esperado progresso. Segundo o chefe da equipe sul da Georadar, Bruno Henrique Martins, é co­­mum agricultores insistirem para que suas áreas sejam visitadas – a legislação assegura aos donos de terras royalties de até 1% sobre a produção de campos terrestres.

Fonte: A Gazeta do Povo (PR)/Fernando Jasper

quinta-feira, 15 de julho de 2010

Petrobras inicia produção no campo de Uruguá

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Qua, 14 de Julho de 2010 22:29

SÃO PAULO - A Petrobras informou que a plataforma Cidade de Santos iniciou as operações no campo de Uruguá, por meio do poço Uruguá-6. Também foram interligados à plataforma os poços Uruguá-8 e Uruguá-10, que devem iniciar a produção ainda esta semana, elevando a produção do campo a 25 mil barris por dia.
Segundo a estatal, Uruguá deverá atingir sua plena capacidade, de 35 mil barris por dia, até o final deste ano, com a interligação de um quarto poço de petróleo em dezembro.
A plataforma será a primeira a ser responsável pelo desenvolvimento simultâneo de dois campos. Além de Uruguá, a Cidade de Santos atenderá o campo de Tambaú.
A plataforma, do tipo FPSO (flutuante, produtora, de armazenamento e para transferência), está ancorada a 160 quilômetros da costa, em lâmina d´água de 1.300 metros, e tem capacidade para produzir 10 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural e 35 mil barris por dia de óleo, além da capacidade de armazenar até 740 mil barris de óleo.
O campo de Uruguá possui reservatórios de óleo leve, com 33 graus API, e de gás não-associado. O seu plano de desenvolvimento contempla quatro poços horizontais de óleo e cinco poços produtores de gás, que serão conectados diretamente à plataforma.
Já o campo de Tambaú possuirá três poços horizontais de gás não-associado que serão interligados a um manifold (tubo de distribuição) submarino de produção, que será conectado à plataforma Cidade de Santos.
O escoamento da produção de óleo dos campos será por meio de navios aliviadores, enquanto o escoamento do gás será através de um gasoduto de 18 polegadas e 174 quilômetros de extensão, já lançado, que interligará a FPSO à plataforma PMXL-1, no campo de Mexilhão.
Posteriormente, o gás seguirá até a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), localizada em Caraguatatuba (SP), onde ocorrerá a especificação do gás natural para inserção na malha de transporte.
Ainda segundo a Petrobras, as obras na PMXL-1 e na UTGCA estão em fase final, com conclusão esperada para o segundo semestre de 2010. A expectativa é que até o final de 2012 todos os poços de gás de Uruguá e Tambaú estejam interligados, permitindo que a plataforma atinja sua plena capacidade de produção de gás, a depender da demanda requerida pelo mercado.
O Projeto Uruguá-Tambaú recebeu ontem a Licença de Operação do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e a infraestrutura criada para o projeto deverá ser aproveitada para viabilizar outros projetos em campos adjacentes, como Pirapitanga e Tambuatá.


(Fonte: | Valor Econômico/Téo Takar)

Parque das Baleias e o Pré-sal: Bacia de Campos

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
Qui, 15 de Julho de 2010 08:22

Descoberta em dezembro de 2008, a reserva de petróleo do campo de Baleia Franca, localizada no Litoral Sul do Espírito Santo, começará efetivamente a produção na camada de pré-sal hoje, com a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva. O primeiro poço nesse campo produzirá 13 mil barris por dia de óleo leve (29º API). Mais dois poços no pré-sal estão programados, além de um poço no pós-sal.
Lula chega a Vitória às 9h30 e vai se reunir com o governador Paulo Hartung no Aeroporto Eurico Sales antes de embarcar, em helicóptero, para a plataforma FPSO Capixaba, às 11 horas. Acompanham Lula e Hartung o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli.
Com capacidade para produzir 100 mil barris por dia, essa plataforma é do tipo que produz, armazena e transfere. Até meados de 2009 estava produzindo no campo de Golfinho, no Litoral Norte do Estado, quando foi retirada e levada para Cingapura para passar por adaptações.
Os investimentos programados pela Petrobras para o Estado no período 2010-2014, um total de US$ 17 bilhões, deve elevar a produção a 500 mil barris por dia até 2015, sendo que boa parte desse volume virá da região do Parque das Baleias, onde estão sete dos campos em produção ou que começarão a produzir nos próximos anos, segundo informou o gerente-geral da Unidade de Operação da Petrobras no Espírito Santo, Luiz Robério Ramos.
Durante entrevista coletiva, concedida ontem à tarde, Ramos destacou que hoje é um dia muito importante para a Petrobras no Espírito Santo. "O presidente Lula dará início à produção efetiva em Baleia Franca. No campo de Cachalote, já estamos produzindo no pré-sal desde 1º de maio deste ano. Nos dois campos serão seis poços em produção", explicou Ramos.
Mais plataformas
No final de novembro deste ano deverá entrar em operação, no campo de Jubarte, a P-57, que está em obras no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ). A plataforma tem capacidade para produzir 180 mil barris por dia de óleo pesado na camada de pós-sal. Inicialmente, a P-57 começaria a produzir só em 2011. "Mesmo com a greve no estaleiro, nós devemos conseguir antecipar para este ano a produção com a P-57", destacou Ramos.
O Parque das Baleias, província petrolífera que desde 2008 recebeu mais dois campos – Caraxéu e Pirambu – totalizando agora sete campos e uma reserva estimada em 1,2 bilhão de barris de óleo no pós-sal e 1,2 bilhão de barris no pré-sal, deverá receber outras plataformas nos próximos anos.
Segundo Ramos, a plataforma Cidade de Anchieta, com capacidade para produzir 100 mil barris por dia, começará a produzir em 2012 no campos de Baleia Azul e a P-58 produzirá na parte Norte do Parque das Baleias, em 2014. A P-34, que está hoje em Jubarte, será deslocada em 2015 para produzir óleo do pós-sal em Baleia Azul.
Primeiro teste no Parque das Baleias
A reserva do Parque das Baleias, onde está localizado o campo de Baleia Franca, foi descoberta em 2002 e representou um grande desafio para a Petrobras, em função da profundidade dos reservatórios de óleo pesado. A descoberta de petróleo na camada do pré-sal, em 2008, colocou a província petrolífera em nova perspectiva, já que foi na região que a Petrobras decidiu iniciar o primeiro teste de longa duração do primeiro poço no pré-sal.
A produção no Litoral Sul do Estado, onde estão os sete campos com nomes de baleias, começou em 2006 com a plataforma P-34. No campo de Baleia Franca, Lula dará início à produção efetiva na camada do pré-sal brasileiro, explicou o gerente do ativo de Cachalote e Baleia Franca, Gilvan D'Amorim.
As estimativas da Petrobras são de que a reserva na camada do pós-sal, no Parque das Baleias, deve representar cerca de 50% do volume de óleo e gás recuperável, ou seja, cerca de 1,2 bilhão de barris. O mesmo volume é estimado para a camada do pré-sal, o que significa dizer que a reserva nos sete campos, estimada, é de 2,4 bilhões de barris.
Além do Parque das Baleias, o Espírito Santo tem produção de petróleo e gás em terra e no Litoral Norte. Segundo Ramos, a empresa tem esperança de encontrar reservas do pré-sal também nessa região, que fica fora da área definida pelo governo federal como área do pré-sal. Ainda não há poços perfurados, mas a companhia analisa alguns prospectos abaixo da camada de sal mais ao Norte do Estado.
FPSO Capixaba
Capacidade de produção de 100 mil bpd.
Capacidade de compressão de gás de 3,2 milhões de m3/dia.
Capacidade de armazenamento de 1,6 milhão de barris.
Capacidade de injeção de água de 22.000 m3/dia.
Capacidade de operar em local onde a profundidade é de até 1.500 metros.
345 metros de comprimento, o equivalente a três campos de futebol.
Peso total carregado de 254.444 toneladas (corresponde ao peso de 300 mil carros populares).
Acomodações para 96 trabalhadores embarcados.
Área de produção no pré-sal, no campo de Baleia Franca, localizado a cerca de 85 km da cidade de Anchieta, no Parque das Baleias, Litoral Sul do Espírito Santo

(Fonte: A Gazeta/Vitória,ES/Denise Zandonadi)