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.

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: 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

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.

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