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, 25 de janeiro de 2010

OGX busca gás para térmica da MPX

Empresa busca gás no Maranhão com a OGX      
 
Noticiário cotidiano - Geral
Sex, 22 de Janeiro de 2010 07:28

Apesar de ser o braço de geração de energia elétrica do grupo EBX, do empresário Eike Batista, a MPX é responsável pela busca dos combustíveis que serão utilizados nas suas térmicas. Além do carvão, a MPX procura de gás natural em parceria com a OGX, do mesmo grupo, na bacia do Parnaíba (MA).
"Temos umas 300 pessoas trabalhando na sísmica de lá e o segundo poço será furado até maio", afirma o presidente da empresa, Eduardo Karrer . O primeiro poço foi furado por outra empresa em 1987, quando foram constatados indícios de hidrocarbonetos.
"Estamos bastante confiantes no segundo poço e a expectativa é de que a licença para a térmica (do Maranhão) saia ainda no primeiro semestre deste ano."
Diferentemente da maioria dos empresários brasileiros, Karrer não vê o licenciamento ambiental como um empecilho para os investimentos, "não é fritar bolinho, todo país é igual", e aposta no uso de tecnologia para abrir os caminhos.
"O segredo é a tecnologia de ponta, não pode economizar", afirmou o executivo, que espera para as próximas semanas a licença ambiental para a térmica da empresa no Chile, que receberá o carvão colombiano por mar.
A questão ambiental tem levado a MPX a fazer pesquisas nessa área. No momento, desenvolve estudos para misturar biomassa ao carvão.
A expectativa de Karrer é de que a empresa chegue ao final deste ano com pelo menos 10 mil megawatts licenciados, incluindo os 2,7 mil megawatts que já estão com licença e em construção (Pecém e Itaqui).
Segundo ele, apesar de não pretender participar do leilão da usina de Belo Monte (PA), outras hidrelétricas podem entrar no portfólio da empresa, que emplacou um projeto no primeiro leilão de energia eólica no ano passado e também estuda projetos de energia solar.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ)

terça-feira, 12 de janeiro de 2010

Empresa de sismica estrangeira adquire dados de bacias brasileiras pouco exploradas buscando relacionar com Africa




ION Extends BrasilSPAN Seismic Program
ION Geophysical Corp. | Monday, January 11, 2010 (Fonte: Rigzone)


ION Geophysical has successfully acquired an additional 28,000 km of
regional seismic data covering Brazil's southern Santos, Pelotas, and
northeastern Equatorial basins. The recent expansion to the BrasilSPAN
program makes this one of the largest 2D seismic datasets in the ION
BasinSPAN multi-client data library. The BrasilSPAN program, now
containing a total of 42,000 km, provides the oil and gas industry
with the first contiguous dataset of Brazil's coastline, yielding a
more complete understanding of the regional geology of South America's
Atlantic Margin and providing pertinent information related to
possible Tupi analogs in the petroleum systems offshore West Africa.

The Pelotas addition to BrasilSPAN was designed to provide an improved
understanding of the southern Santos and Pelotas basins, an area that
is relatively under explored despite the existence of a thick sediment
column. The 11,000 km Pelotas dataset, in combination with ION's
CongoSPAN program offshore Angola, should provide geoscientists with a
deeper understanding of the continental break-up between Brazil and
Africa by highlighting potential conjugate ties in the southern
Atlantic.

An additional 17,000 km of data was acquired along Brazil's
northeastern Equatorial coast to better define the continental margins
of northern Brazil. This expansion to BrasilSPAN will provide the
industry's first depth-migrated dataset of the area and is significant
because of recent discoveries along the conjugate margins of Ghana and
Sierra Leone in West Africa.

Ken Williamson, Senior Vice President of ION's Integrated Seismic
Solutions group, commented, "The expansion of our BrasilSPAN dataset
can provide the basis for an improved understanding of the hydrocarbon
potential offshore Brazil and can also provide clues into the
continental break-up along the Brazilian and West African margins.
While helping to guide exploration decisions in Brazil, our BrasilSPAN
dataset can also be extremely important for E&P operators in Africa as
it reveals striking similarities in the structural framework of the
petroleum systems on both sides of the Atlantic Margin. For instance,
preliminary results have revealed rich source rocks capable of
generating hydrocarbons and a variety of potential trapping mechanisms
throughout the geologic column in both the Santos Basin of Brazil and
the Kwanza and Lower Congo Basins of Angola."

Pre-stack time migration (PreSTM) and pre-stack depth migration
(PreSDM) data is currently available for the Pelotas program. PreSDM
data for the northeastern Equatorial extension is scheduled for
delivery in the first quarter of 2010.

quinta-feira, 7 de janeiro de 2010

Petrolíferas intensificam apostas em águas profundas

Qua, 06 de Janeiro de 2010
As grandes petrolíferas nunca quiseram estar aqui, em águas com 1.300 metros de profundidade no meio do Golfo do México, perfurando quase 8 quilômetros de rochas. É um jeito caro de procurar petróleo. A Chevron Corp. paga quase US$ 500.000 por dia ao dono da Clear Leader, uma das plataformas de exploração mais novas e poderosas do mundo. O novo poço, na costa do Estado americano de Louisiana, será conectado a uma plataforma gigantesca nas proximidades cuja construção custou US$ 650 milhões para a Chevron. A primeira fase desse projeto levou mais de dez anos e custou US$ 2,7 bilhões - sem qualquer garantia de retorno. A Chevron veio para cá, a uma hora de helicóptero ao sul de Nova Orleans, porque muitos lugares em que preferiria estar - campos fáceis de explorar e próximos da costa - não estão mais acessíveis. As petrolíferas dos países ricos foram expulsas da maior parte do Oriente Médio nas últimas décadas, tiveram seus ativos expropriados na Venezuela e ficaram impedidas de perfurar na maior parte dos Estados Unidos por causa da regulamentação ambiental. Seu acesso ao Irã é limitado pelas sanções; na Rússia, enfrentam bloqueios ao investimento estrangeiro; no Iraque são afugentadas pela violência. Por isso, a Chevron e outras petrolíferas multinacionais começaram a se afastar cada vez mais da costa em busca de petróleo. A busca tem dado retorno, com as empresas descobrindo quantidades inesperadamente vastas de petróleo - um recurso que só elas têm a tecnologia e o caixa para explorar e produzir. Em maio, os primeiros poços do projeto mais recente da Chevron no Golfo do México começaram a produzir. Desses poços, bombeiam-se 125.000 barris de petróleo por dia, o que torna o projeto um dos maiores produtores do golfo. Em setembro, a BP PLC anunciou o que pode ser a maior descoberta no golfo em vários anos: um campo que pode ter 3 bilhões de barris. Além do Golfo do México, as petrolíferas já anunciaram grandes descobertas nos mares do Brasil e de Gana, motivando alguns especialistas a cogitar a existência de uma jazida gigantesca no Oceano Atlântico da África à América do Sul. A produção dos projetos em águas profundas - localizados em profundidades de no mínimo 300 metros - cresceu 67%, ou 2,3 milhões de barris diários, entre 2005 e 2008, segundo a consultoria PFC Energy, de Washington. As descobertas ocorrem ao mesmo tempo em que muitos dos campos gigantescos dos últimos cem anos começam a secar, e alguns especialistas alertam que a produção petrolífera mundial logo pode che gar ao auge e começar a cair. Os novos campos em águas profundas representam uma fonte enorme e inexplorada da commodity, que pode ajudar a diminuir os temores de que o mundo não conseguirá atender à demanda de combustíveis, que deve crescer rapidamente nos próximos anos. Para as petrolíferas, as descobertas significam algo mais: depois de uma década em retirada, as multinacionais dos países ricos voltaram à vanguarda da exploração petrolífera. "Muita gente pode extrair o petróleo fácil", diz George Kirkland, vice-presidente do conselho da Chevron. "Só que não sobrou muito dele." Mas já existem concorrentes ao domínio das grandes petrolíferas nas águas profundas. O Brasil indicou recentemente que vai dar uma fatia maior de suas reservas marítimas à Petrobras. Um punhado de empresas menores, como a Anadarko Petroleum Corp. e a Tullow Oil PLC, foram bem-sucedidas na exploração oceânica, especialmente em Gana, onde gigantes como BP e Exxon Mobil Corp. agora tentam alcançá-las. O enorme investimento de tempo e dinheiro necessário para projetos como esses deixou muitos especialistas desconfiados da premissa de que podem aliviar a pressão de longo prazo no suprimento mundial. Por causa da escala desses projetos, poucas empresas pequenas têm recursos para desenvolvê-los. A Devon Energy Corp., pequena petrolífera americana sediada em Oklahoma City, anunciou recentemente planos de abandonar seus negócios de exploração em águas profundas para se concentrar em projetos mais baratos em terra, que ela afirma que dão retorno melhor. "Essa tecnologia é capaz de levar alguém à Lua", diz Robin West, presidente do conselho da consultoria PFC Energy, e envolve "incerteza extraordinária, níveis imensos de processamento de dados, montantes estarrecedores". A exploração no mar é tão antiga quando a indústria petrolífera. Na décaca de 1890, as empresas começaram a buscar petróleo em píers na praia de Santa Barbara, na Califórnia. A Gulf Oil abriu o primeiro poço marítimo em pilares de cedro, num lago raso perto de Oil City, Louisiana, em 1911. Daí para frente, as petrolíferas se afastaram gradualmente da praia e expandiram dos pântanos de Louisiana para o Golfo do México, onde em 1947 a petrolífera americana Kerr McGee abriu o primeiro poço sem terra à vista. A expansão para águas mais profundas ganhou força na última década. "O que nos permitiu fazer isso é a tecnologia", diz David Rainey, diretor de exploração da BP no Golfo do México. "Expandimos os limites da tecnologia de mapeamento sísmico e de perfuração." O maior motivo para a ênfase recente na exploração de águas profundas talvez seja a falta de opções das petrolíferas. Nas primeiras décadas da era do petróleo, as empresas dos países ricos eram as únicas com a tecnologia para tocar projetos de grande porte. Mas, à medida que a tecnologia se disseminou e as petrolíferas estatais se tornaram mais sofisticadas, os governos passaram a depender menos da ajuda de fora e passaram a exigir mais controle sobre seus recursos petrolíferos. Com poucas exceções, as petrolíferas estatais evitavam as águas profundas, com seus desafios tecnológicos substanciais e necessidade de investir vários bilhões de dólares. As petrolíferas dos países ricos foram se afastando da costa, não apenas no Golfo do México mas em lugares como Nigéria, Malásia, Noruega e Austrália. Ao mesmo tempo, campos tradicionais começaram a secar. No México, sétimo maior produtor do mundo, o volume diário extraído caiu 23% desde 2004, à medida que a produção do gigantesco campo Cantarell desabava. Outros países também tiveram seus próprios declínios, na maioria menores. A produção em declínio alimentou os temores de que a oferta mundial poderia estar perto do ponto em que passaria a cair. As reservas mundiais - um indicador de quanto petróleo foi encontrado mas ainda não explorado - caíram em 2008 pela primeira vez em dez anos, segundo o relatório estatístico anual da BP. Ainda por cima, há sinais de que a demanda pode logo ultrapassar a oferta. O consumo mundial subiu 5,4 milhões de barris diários nos últimos cinco anos, enquanto a produção subiu apenas 4,8 milhões de barris diários. Esses temores ajudaram a impulsionar rapidamente a cotação do petróleo para quase US$ 150 o barril em julho de 2008. A recessão mundial arrefeceu a demanda e derrubou os preços, embora muitos especialistas prevejam que o preço vai subir de novo quando a economia se recuperar. A cotação já se recuperou para cerca de US$ 80 o barril, ante US$ 35 em dezembro de 2008. A alta do preço incentivou a exploração marítima. Em 2008, cerca de 8% da produção petrolífera mundial veio dos campos em águas profundas. Mesmo assim, só os grandes projetos em águas profundas talvez não sejam o suficiente para aliviar os problemas da oferta mundial. A maior plataforma de águas profundas do mundo, a Thunder Horse, da BP, no Golfo do México, produz 250.000 barris diários, só 0,3% do consumo mundial. A corrida para as águas profundas nem sempre encontrou ondas calmas. Esses projetos são caros, demorados e tendem a fracassar. A Chevron se orgulha de um índice geral de sucesso de 45% nos últimos anos, uma taxa notável pelos padrões do setor, mas que também indica que a empresa gastou bilhões em projetos que não deram resultado. Os sucessos da Chevron tiveram mais peso que seus fracassos. A previsão é que ela tenha sido a petrolífera cuja produção mais cresceu em 2009, graças, em boa parte, aos novos projetos em águas profundas no Golfo do México e no Brasil. Outras empresas que apostaram na exploração oceânica, como a BP, também conseguiram bom crescimento, enquanto as que não entraram na área estão correndo atrás. A Exxon, que não enfatizou tanto a exploração em águas profundas quanto as rivais, ofereceu recentemente US$ 4 bilhões por uma participação num campo na costa de Gana.(Fonte: Valor Econômico/ Ben Casselman e Guy Chazan, The Wall Street Journal)