Rota 2: Cernambi - Cabiúnas

Confab negocia contrato de R$ 657 mi com a Petrobras Noticiário cotidiano - Geral

Ter, 13 de Dezembro de 2011 06:41

A Confab Industrial informou  que está "em fase final de negociação" com a Petrobras para o fornecimento de tubos destinados a empreendimento denominado Rota Cabiúnas (ou Rota 2). A proposta comercial da companhia atinge R$ 657 milhões, sem impostos. A expectativa é de conclusão das negociações ocorra até o final deste mês. O projeto Rota Cabiúnas consiste num gasoduto marítimo de 394 km de extensão que une o Campo de Cernambi, no pré-sal da Bacia de Santos, até a estação de tratamento de gás de Cabiúnas (RJ). A negociação em andamento prevê o fornecimento de um trecho de 303 km de tubos com diâmetro de 24 polegadas API 5 L X 65 sour service, revestidos interna e externamente. As entregas estão previstas para serem iniciadas no segundo semestre de 2012, estendendo-se até o início de 2013. Fonte: Agência Estado

BR Supply em Angra para o pré-sal

Tuca Jordão se reúne com presidente da Technip Noticiário cotidiano - Portos e Logística

Seg, 05 de Dezembro de 2011 07:32

Angra dos Reis - Conforme havia sido anunciado pelo prefeito Tuca Jordão (PMDB) há alguns dias, o presidente da Technip no Brasil, José Jorge Araújo, esteve em Angra na última sexta-feira (2). Encontro foi para falar sobre como ficam os investimentos da empresa no município, agora que já está consumada a ida da fábrica de tubos flexíveis para o Porto do Açu, em São João da Barra, no Norte Fluminense. O prefeito recebeu o presidente da empresa no Salão Nobre da prefeitura, onde foi realizada uma coletiva de imprensa. Araújo, junto com demais executivos da empresa, reiterou o que Tuca Jordão havia afirmado: a Technip irá continuar com sua presença e seus investimentos no município. - Vimos aqui cumprir com nosso compromisso com a comunidade de Angra dos Reis. Nossos projetos para o município têm uma previsão de geração de emprego ainda maior do que a que havia para a fábrica de tubos, algo na faixa de 1,5 a 2 mil empregos - afirmou o presidente da empresa. Dentre os projetos, Araújo citou que a Technip irá prestar serviços portuários para a empresa Brasil Supply, do grupo Petrobras Distribuidora, que irá instalar em Angra a sua base de fluídos. O presidente citou também outras atividades, como a montagem de módulos e a movimentação de carga.  Os executivos da empresa esclareceram que a mudança de endereço da fábrica se deu por questões técnicas, principalmente pela falta de espaço do terminal portuário angrense para o empreendimento. O porto atualmente possui 78 mil m². - O superporto do Açu é o único que conta com as condições físicas, legais e ambientais - afirmou o executivo. O presidente da empresa e os diretores também confirmaram que o centro de capacitação de mão de obra está mantido, assim como os compromissos sociais, que serão cumpridos. A Technip reforçou que sua intenção é consolidar o porto de Angra como uma base logística para a exploração do pré-sal e afirmou que vai continuar tentando atrair negócios para o terminal. Os executivos da empresa se comprometeram a apresentar, no próximo mês, um novo projeto de investimentos com uma nova planta para a ocupação do porto, tudo com um maior detalhamento.  Tuca Jordão disse que foi pego de surpresa com relação a construção da fábrica no superporto do Açu. - Fomos pegos de surpresa com a questão da fábrica, mas o emprego do trabalhador portuário está garantido, e a Technip continua em Angra. Na semana que vem irei me reunir com os representantes da Brasil Supply. Nossa preocupação é com a geração de emprego e o desenvolvimento da cidade - afirmou o prefeito. Fonte: Diário do Vale

BMS-8 pré-sal de Biguá, Bem-te-vi e Carcará

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Qua, 30 de Novembro de 2011 06:48

SÃO PAULO (Reuters) - A Petrobras informou ontem, terça-feira ter concluído a perfuração do poço Biguá, localizado no bloco BM-S-8, em águas ultraprofundas do pré-sal da Bacia de Santos, onde encontrou petróleo de boa qualidade, segundo comunicado divulgado ao mercado. "Novos estudos serão conduzidos a partir dos dados obtidos nesse poço e permitirão melhor avaliação da extensão dessa descoberta", disse a estatal. A descoberta foi feita a 270 de distância da costa do Estado de São Paulo. Segundo a Petrobras, durante a perfuração foi identificada uma nova descoberta de petróleo de boa qualidade, comprovada por meio de amostragem de óleo de 25 graus API, por teste a cabo, em reservatórios do pré-sal situados a cerca de 5.380m de profundidade. O poço está localizado na área do Plano de Avaliação da Descoberta do 1-BRSA-532A-SPS (Bem-te-vi), a 21 km do pioneiro descobridor, a uma profundidade de lamina d'água de 2.180m. "Nos próximos dias será iniciada a perfuração do terceiro poço na área, denominado Carcará. A Petrobras é operadora do consórcio que opera na área, com 66 por cento de participação. (Fonte: Reuters/Roberto Samora)

Chega ao Brasil primeiro navio da cessão onerosa

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Qua, 30 de Novembro de 2011 06:44

Chegou ontem, terça-feira (29/11) ao Rio de Janeiro o navio comprado pela Petrobras para a conversão do casco da plataforma FPSO P-74 (plataforma que produz, armazena e transfere petróleo na sigla em inglês). Será a primeira destinada aos campos da cessão onerosa, no Pré-Sal da Bacia de Santos. O FPSO será instalado na área de Franco e deverá ter capacidade para processar 150 mil barris de petróleo por dia. O navio, um petroleiro do tipo VLCC (Very Large Crude Carrier), partiu da Indonésia no dia 24 de outubro. Sem escalas e por propulsão própria, passou pelo sul da África e cruzou o Oceano Atlântico até a cidade do Rio de Janeiro. A embarcação, já renomeada de "Petrobras 74", ficará atracada no porto do Rio, onde serão realizadas avaliações prévias. A previsão de início da obra de conversão do casco é junho de 2012. A conversão do casco será realizada no Estaleiro Inhaúma, arrendado pela Petrobras, no Rio de Janeiro. Localizado no bairro do Caju, ele está sendo totalmente revitalizado para atender a esta e a outras demandas da Companhia. Durante a conversão, destacam-se obras como o reforço estrutural do casco, a ampliação, reforma e adaptação das acomodações, a substituição de instalações, equipamentos e utilidades, a adaptação do sistema de ancoragem, entre outras. A Petrobras estima que as atividades de conversão do casco da P-74 devem gerar cerca de 2.500 empregos diretos no pico da obra. Outros navios para a cessão onerosa Além da P-74, outros três navios destinados à conversão de cascos para unidades da cessão onerosa virão da Malásia e receberão os nomes de P-75, P-76 e P-77. As obras de conversão destes cascos também serão realizadas no Estaleiro Inhaúma. Essas embarcações também são do tipo VLCC e devem chegar ao Brasil entre 2012 e 2013.  Próximos passos A Petrobras está conduzindo a licitação para a obra de conversão dos cascos e prevê a assinatura deste contrato ainda no primeiro semestre de 2012. Para a construção dos módulos da planta de produção e processamento de petróleo e gás, bem como a integração destes, a Companhia deverá iniciar outra licitação no primeiro semestre de 2012. As obras para a construção das plataformas da cessão onerosa terão alto índice de conteúdo nacional. A conversão dos cascos, mais a construção dos módulos e integração destas unidades, deverão gerar no Brasil, aproximadamente, 11.400 empregos diretos. Entenda a cessão onerosa A cessão onerosa é um conjunto de áreas localizadas na província Pré-Sal da Bacia de Santos, que foram transferidas onerosamente pela União à Petrobras. Conforme estabelecido na lei 12.276, de 30 de junho de 2010, a Companhia terá o direito de explorar e produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente nestas áreas. A Petrobras remunerou a União pelo direito de exercício das atividades de pesquisa e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos destas áreas. Informações sobre o casco da P-74: - Comprimento: 326,2 m - Largura: 56,6 m - Pontal (distancia entre o convés e o fundo do casco): 28,6 m - Capacidade de armazenamento: 1,4 milhões de barris Fonte: AGENCIA PETROBRAS

Como a política pode "dificultar" as empresas que trabalham e se preparam...

Nota do Blogueiro:

Ser otimista no Brasil é um problema!!

Já escrevi aqui que os constantes embates pelo "bolo" dos royalties antes mesmo de comprar a "farinha" para os investimentos fazerem o "bolo" crescer seria prejudicial para a economia brasileira, pois perderia o "timing" para fornecer o petróleo tão desejado pelos demais países. Este comentário era para dizer que sou contrário a esta inútil discussão no congresso sobre royalties e sistema de partilha e criação de outra estatal para ser ninho de políticos não técnicos. Pois bem, os atrasos devido a esta discussão impedindo que os leilões da ANP que todo ano aconteciam continuassem e praticamente diminuindo o apetite e a vinda de empresas estrangeiras para o Brasil, estão causando vítimas, como descrito na matéria abaixo.

Como já descrito antes, a vinda de empresas para se estabelecer e criar empregos e desenvolver tecnologia é altamente desejável. O freio  é prejudicial. O peso todo na Petrobras é prejudicial, pois inibe o desenvolvimento de empresas prestadoras de serviço que cresceriam para atender um mercado com mais de uma operadora. No momento, o mercado de prestadoras de serviço continua atendendo a Petrobras e "as sobras" atendem as demais operadoras, sejam estrangeiras ou nacionais. O surgimento da OGX e da HRT com volume suficiente para estimular as companhias de serviço são casos pontuais. Ocorreria em muito maior grau se outras operadoras que visam águas profundas tivessem acesso aos blocos suspensos pela ANP pela política e confusão do "ineficientíssimo" congresso brasileiro que quer comer "bolo" sem comprar "farinha, ovos, leite".

(extraído de EXAME)

Títulos da Lupatech despencam com aumento de apostas em calote

Queda ocorre com apostas de investidores de que a empresa está perto de um calote

Rio de Janeiro - Os títulos da Lupatech SA estão caindo em meio às apostas de investidores de que a empresa está perto de um calote, dados os receios de que um empréstimo de seu segundo maior acionista não será suficiente para cobrir os custos da dívida.

O rendimento dos títulos perpétuos da maior fornecedora de equipamentos e serviços para o setor de petróleo do país subiu 18 pontos-base, ou 0,18 pontos percentuais, para o recorde de 19,19 por cento ontem. O preço caiu para uma baixa intradiária de 50 centavos por dólar de valor de face.

O presidente da Lupatech, Alexandre Monteiro, disse em 11 de novembro que a Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros, fundo de pensão dos funcionários do maior cliente da empresa, a Petróleo Brasileiro SA, vai emprestar R$ 60 milhões para ajudar no pagamento da dívida. A companhia, cujo fluxo de caixa é suficiente para cobrir cerca de um terço das despesas com juros, também está vendendo ativos para levantar recursos depois que a Petrobras atrasou pedidos nos últimos três anos.

"Basicamente, eles estão insolventes", disse Juan Cruz, analista de dívida corporativa de mercados emergentes no Barclays Plc em Nova York, em entrevista por telefone. "A história deveria fazer sentido porque a Petrobras continua gastando muito dinheiro, mas isso não está acontecendo."

Moody's cortou nota

O rendimento dos títulos perpétuos subiu 642 pontos-base desde 19 de outubro, quando a Moody's Investors Service cortou a nota de crédito da Lupatech em um nível, para Caa2. O custo médio de captação para empresas da América Latina com nota de crédito similar caiu 24 pontos-base, para 12,28 por cento, no mesmo período, segundo dados do Credit Suisse Group AG. Em 10 de janeiro, a Lupatech, sediada em Caxias do Sul, terá que pagar US$ 6,8 milhões de cupom de seus títulos perpétuos.

A nota Caa2 da Lupatech, que indica 29 por cento de probabilidade de calote em um ano, é nove níveis inferior à da dívida do governo brasileiro.

A dívida de longo prazo era equivalente a 54 por cento do capital da empresa no terceiro trimestre, comparado a uma taxa de 89 por cento para empresas globais no mesmo setor, segundo dados da Bloomberg. O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, medida de fluxo de caixa conhecida pela sigla Ebitda, representou 36 por cento das despesas com juros da Lupatech no terceiro trimestre.

"Posso garantir a vocês que estamos trabalhando muito duro para não deixar a empresa declarar concordata", disse Monteiro em teleconferência com analistas em 11 de novembro. "Estamos muito, muito à vontade com a viabilidade do negócio."

Apoio do BNDES

A companhia tem o apoio do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, segundo Monteiro. O BNDES é dono de 11 por cento da Lupatech e a Petros detém 15 por cento.

"O BNDES tem uma fatia grande e será difícil para o banco permitir que a Lupatech caia em concordata ou deixe de pagar suas dívidas", disse Artur Delorme, analista da Ativa SA no Rio de Janeiro, em entrevista por telefone.

O rendimento dos bônus perpétuos da Lupatech subiu 18 pontos-base, para 19,19 por cento ontem, segundo o Trace, sistema de preços de títulos da Autoridade Reguladora da Indústria Financeira dos Estados Unidos.

A companhia realizou aquisições nos últimos quatro anos, antecipando o crescimento da produção de petróleo após a Petrobras descobrir o maior campo das Américas desde Cantarell, no México, em 1976. As vendas da Lupatech caíram após a Petrobras alterar sua estratégia, focando-se em projetos de exploração que não utilizam os produtos e serviços da companhia, disse Filippe Goossens, analista da Moody's.

Petrobras adiou projetos

A Petrobras adiou alguns projetos de produção para os quais a Lupatech pretendia fornecer cordas de ancoragem e válvulas para exploração de campos na região do pré-sal antes do vencimento de algumas licenças, disse o analista.

A Petrobras disse em comunicado em 11 de novembro que adiou em dois anos o plano de declarar comercialmente viável o campo de Carioca, descoberto em 2007. Carioca fica na mesma área de Lula e Libra, os dois maiores depósitos de petróleo das Américas em mais de três décadas. Adiamentos na votação da nova lei para os royalties no Congresso também paralisaram novos leilões para exploração de petróleo, o que pode piorar ainda mais a perspectiva para a Lupatech.

"Quanto ao pré-sal, a Petrobras vai poder usar os produtos e serviços que a Lupatech fornece, mas isso só daqui a dois, três ou quatro anos", disse Goossens em entrevista por telefone de Nova York. "Enquanto isso, eles precisam fazer uma ponte entre hoje e esse momento futuro."

O rendimento dos títulos soberanos em dólar do Brasil com vencimento em 2021 aumentou 6 pontos-base, para 3,57 por cento ontem, segundo dados compilados pela Bloomberg. Os papéis da Petrobras de mesmo prazo pagam 4,8 por cento.

A Petros não respondeu e-mails e telefonemas solicitando comentário para esta reportagem. As assessorias de imprensa do BNDES e da Petrobras, ambas no Rio de Janeiro, se recusaram a fazer comentários. Lupatech, quando contatada pela Bloomberg para comentários, referiu todas as questões à teleconferência de 11 de novembro.

 

Petrobras pede novas propostas para 21 sondas

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 ( 6 Votos )

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Ter, 22 de Novembro de 2011 09:34

A Petrobras reabriu as negociações para contratar serviços de afretamento de 21 sondas de perfuração para águas profundas a serem construídas no Brasil. A estatal decidiu pedir novas propostas aos participantes da licitação das sondas, em envelopes fechados, para tentar obter condições mais vantajosas. O objetivo da Petrobras é conseguir descontos nas propostas comerciais apresentadas na concorrência, em outubro. Na ocasião, a operadora Ocean Rig apresentou a melhor proposta para construir e afretar à Petrobras cinco sondas por taxa média de US$ 584 mil por unidade por dia. A Sete Brasil, empresa da qual a Petrobras é sócia com bancos e fundos de pensão, fez duas propostas: uma para construir 15 navios-sonda e outra para fazer seis unidades do tipo semi-submersível. As propostas da Sete BR ficaram acima das apresentadas pela Ocean Rig. A Sete BR questionou o resultado e pediu a desclassificação da Ocean Rig da concorrência. A Ocean Rig entrou com um pedido de impugnação do recurso da Sete BR. Em meados deste mês, em resposta a uma consulta feita pelo Valor, a Petrobras informou: "O resultado da avaliação da Petrobras ao recurso impetrado pela Sete Brasil no processo licitatório em referência foi divulgado às licitantes em 31 de outubro, no qual foi mantida a classificação original." A reportagem voltou a procurar a Petrobras para que a empresa comentasse a decisão de pedir novas propostas na licitação, mas a estatal não respondeu. As empresas participantes também não se manifestaram. Uma fonte mostrou-se surpresa com o fato de a Petrobras pedir novas propostas em envelopes fechados ao invés de tentar reduzir preços em uma negociação direta com os participantes como costuma fazer ao contratar o afretamento de embarcações de apoio às plataformas de petróleo. Por esse critério, a Petrobras poderia chamar o primeiro classificado para tentar reduzir o preço e depois convocar o segundo com o mesmo propósito. Outra fonte disse que já houve casos em que a Petrobras pediu novos preços em envelopes fechados para a construção de plataformas após as propostas originais terem sido divulgadas. A nova negociação não envolve mudanças nas especificações técnicas. O processo licitatório deve ser encerrado após a entrega dos envelopes com os novos preços. Não há previsão de outra rodada de negociações depois da abertura dos envelopes. Também não está claro quando as propostas seriam recebidas e divulgadas. Fonte:Valor Econômico/Francisco Góes e Marcelo Mota | Do Rio

 

HRT descobre hidrocarbonetos na Bacia do Solimões

Noticiário cotidiano - Geral

Dom, 13 de Novembro de 2011 21:24

Companhia ainda realizará testes para apurar o potencial de produção dos reservatórios  SÃO PAULO - A HRT informou nesta sexta-feira, 11, a descoberta de hidrocarbonetos no poço 1-HRT-4-AM, no bloco SOL-T-194, na Bacia Sedimentar do Solimões. De acordo com o comunicado, a empresa de exploração e produção de petróleo (HRT O&G) encaminhou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) notificação da descoberta de óleo e gás do poço localizado em Coari, no Amazonas. "Com base em dados de perfilagem, indícios de amostra de calha e detectores de gás, foram constatados, na Formação Juruá, dois intervalos portadores de gás, com espessura líquida de 11,1 metros e cinco intervalos portadores de óleo, com espessura líquida de 41,2 metros, ambos com boa porosidade", informou a companhia. A perfuração, iniciada em agosto pela sonda TUS-116, da Tuscany, alcançou a profundidade final de 2.806 metros. A HRT diz ainda que realizará posteriormente testes de formação, para apurar o potencial de produção dos reservatórios. A HRT O&G possui 55% de participação em 21 blocos exploratórios na Bacia do Solimões. Fonte: Agência Estado

 

Petroleira Anglo-Russa TNK-BP expande internacionalmente em direção ao Brasil

Mais uma empresa de petróleo grande entra firme no mercado brasileiro.

Muito bom para o país e para todos.

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Brasil servirá de base para TNK-BP na região

 

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Qui, 03 de Novembro de 2011 07:44

Depois de anunciar um investimento de US$ 1 bilhão na aquisição de 45% dos ativos da novata HRT na Amazônia, o próximo movimento da petrolífera anglo-russa TNK-BP é abrir um escritório no Brasil. Já criou a TNK-BP Brasil e não há decisão ainda sobre a cidade que abrigará a sede da subsidiária brasileira, que terá uma estrutura independente da operação no Solimões. O vice-presidente executivo da TNK-BP responsável pela área de exploração e produção, Alexander Dodds, disse que inicialmente será aberto um escritório de representação que poderá ficar no Rio ou em Manaus. "Vamos ter um representante para construir a reputação da empresa, interagir com a ANP e autoridades brasileiras, para mostrarmos que somos a TNK-BP e que queremos nos estabelecer no Brasil", explicou. Dodds mencionou interesse em novos ativos não só no Brasil como também em outros países da América do Sul, mas deixou claro que no momento o foco é o Solimões. O primeiro trabalho será focar na análise técnica dos ativos na Amazônia, como imagens sísmicas, análise das rochas e o melhor desenho para perfuração de poços na região. Foi a pedido dos russos que a HRT pôs o pé no freio no seu programa de perfurações este ano. Chris Eichcomb, vice-presidente de projetos e exploração da área internacional da TNK-BP, será o responsável direto pela operação no Brasil, respondendo a Dodds. Ambos continuarão baseados em Moscou, onde fica a sede da TNK-BP. É de lá que vão partir as primeiras análises e sugestões sobre a exploração dos 21 blocos amazônicos, dos quais comprou 45% esta semana. Ainda não há decisão sobre o time de executivos da operação brasileira. Só que serão comandados por Eichcomb. A TNK-BP produz 1,77 milhão de barris de óleo equivalente por dia e suas cinco refinarias são capazes de processar 46% do óleo extraído por ela. Parte dessa produção é obtida na Sibéria, região de clima extremo que sofre variações de temperatura de 100 graus centígrados, de 60 graus negativos a 40 graus positivos. A empresa é a décima no ranking das maiores petrolíferas do mundo - quatro posições abaixo da Petrobras - se consideradas apenas as de capital aberto. Isso exclui, por exemplo, a gigante Saudi Aramco, da Arábia Saudita, PDVSA e Pemex. Dodds, um escocês que morou no Qatar por sete anos trabalhando na ExxonMobil e antes disso morou no Canadá e teve passagem, inclusive, pelo Brasil, disse que a empresa quer estar presente no país. Para cuidar dos ativos em comum com a HRT, as duas sócias vão começar a se conhecer melhor. O presidente da HRT, Marcio Mello, fez questão de frisar, na terça-feira, que as duas companhias vão somar forças na exploração e produção na Amazônia. "Eu sei descobrir petróleo e eles sabem produzir", afirmou. O presidente da HRT negou enfaticamente que a empresa deixará de ser operadora do projeto no Solimões em 30 meses se a TNK-BP exercer a opção que a permite adquirir uma participação adicional de 10%, o que tornaria a russa majoritária no projeto, com 55%. "A TNK-BP reconhece a HRT como operadora. É uma relação de transparência e flexibilidade. [A troca de controle] pode ocorrer ou não. Mas o pensamento hoje é que do jeito que as coisas serão, isso não vai ocorrer", disse Mello. O executivo, e acionista, que tem uma relação absolutamente emocional com a empresa que criou, evitou de todo modo admitir que no vencimento da opção possa perder o controle operacional da HRT no Solimões. Uma fonte próxima das negociações explicou assim a cláusula: "Essa opção possibilita que quem tiver mais capacidade para gerir o projeto seja o gestor. É um direito. Se a TNK-BP entender que a HRT não está fazendo um bom trabalho tem o direito de comprar mais 10% e passar, com aprovação da ANP, a ser operadora do projeto", explicou, garantindo que a opção pode não ser exercida se a TNK-BP estiver satisfeita com a condução da operação no Solimões. Na entrevista ao Valor, Dodds deixou claro que ainda não seria possível assumir a operação da HRT na Amazônia se a anglo-russa exercesse essa opção hoje. Mesmo a contratação de pessoal para a operação brasileira também não está definida. Eichcomb explicou que a TNK-BP ainda não tem uma estrutura internacional organizada, pois apenas no ano passado adquiriu ativos no Vietnã e na Venezuela, onde produz 35 mil barris por dia em quatro projetos em parceria com a PDVSA. "Só agora estamos olhando para o exterior." O executivo mencionou ainda duas questões importantes que, segundo ele, são relevantes para a internacionalização da TNK-BP, que tem apenas oito anos de existência. A primeira é a da língua. "Os russos não falam inglês. E há uma questão cultural, pois a maioria deles só trabalharam na Rússia. Não entendem negócios internacionais e o que vamos ganhar. Então, para tentar estabelecer uma organização [internacional], temos de levar em conta língua e cultura." Eichcomb destacou que mesmo quando a empresa chegar a um nível que permita ter funcionários expatriados, o número deles será pequeno. "Não quer dizer que vamos ter duas mil ou três mil pessoas, provavelmente serão 100 pessoas [no Brasil]. Aconteça o que acontecer, a organização está aprendendo com esse projeto". Por disso, frisou, não interessa quem vai ser o operador [na Amazônia]." Fonte: Valor Econômico/Por Cláudia Schüffner, Juliana Ennes e Guilherme Seródio | Do Rio

 

Devon => BP ativos do pré-sal

BP concluirá nos próximos dias perfuração no pré-sal

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Ter, 04 de Outubro de 2011 23:31

RIO - Depois de ficar por anos praticamente sem ativos no Brasil, a britânica BP concluirá nos próximos dias seu primeiro poço perfurado na área do BM-C-32 (C-M-61), bloco onde foi descoberta a reserva potencial de Itaipu, no pré-sal da Bacia de Campos. A companhia havia devolvido todos os seus ativos, que se concentravam na região da Foz do Amazonas, em 2005, e passou anos sem novas áreas no Brasil. Em meio ao tumulto envolvendo o acidente em sua área exploratória no Golfo do México, no ano passado, a companhia adquiriu ativos da americana Devon, entre eles blocos no Brasil. Segundo representante da empresa que está participando da OTC no Rio, o poço em Itaipu está sendo perfurado pela sonda Deep Ocean Clarion, que chegou ao Brasil em junho e atingirá a profundidade final de 4,97 mil metros em lâmina d''água de 1,2 mil metros. O objetivo da petroleira com a perfuração é delimitar a descoberta de Itaipu. Assim que concluir este poço, a sonda será deslocada para o bloco BM-C-34, também na bacia de Campos, onde perfurará um novo poço exploratório em 2012. A sonda Deep Ocean Clarion tem contrato com a BP até 2016. Com a aquisição dos ativos da Devon no Brasil, a BP herdou seis blocos exploratórios em Campos. A Devon havia mapeado 20 prospectos na área (incluindo Itaipu e Wahoo) na nova fronteira do pré-sal. A empresa estimava que todas as áreas juntas poderiam conter algo entre 2 bilhões e 4 bilhões de barris de petróleo. A BP, porém, não comenta estes números. Fonte:KELLY LIMA - Agencia Estado

GE O&G: Mais uma forte companhia investindo

GE O&G has been awarded a major contract from OGX Petróleo e Gás Ltda. to supply drilling and production equipment for three offshore fixed production platforms to be deployed in the Waimea and Waikiki oil and gas fields of the Campos Basin, offshore Brazil, where OGX plans to drill a significant number of production wells over the next four years.

With a total potential estimated value of US $230 million over the next four years, of which US $32 million on formal orders has been already signed and booked as of today, this is the largest contract ever signed between GE Oil & Gas and OGX and the first one involving the supply of equipment specifically for development projects already in the production phase.

As a key part of the agreement, GE will provide a subsea template/tieback design that will allow OGX to have full flexibility between wells pre-drilled with semi-submersible rigs and wells drilled directly from the fixed platforms. This capability will help OGX to boost initial production of the Waimea and Waikiki fields by maximizing the use of the pre-drilled wells. GE's template design has been field-proven in similar projects in West Africa.

"Our goal was to find a viable technology solution that gave us maximum flexibility in the development of the Waimea and Waikiki fields, and GE was able to meet that challenge," said Reinaldo Belotti, production development director of OGX. "We are confident that GE's continuing support and timely deliveries will be an important factor in the long-term success of this project," reinforced Belotti.

The Waimea and Waikiki fields are located 60 kilometers off the coast of Rio de Janeiro, in water depths ranging from 120 to 140 meters.

GE Oil & Gas is committing to 80 percent local content in fulfilling the contract, with most of the subsea equipment to be built at GE plants in Jandira and Macaé, Brazil. Surface equipment will be partially supplied from GE facilities in Houston, Texas. Shipments will begin in the first quarter of 2012 and continue until the end of 2015.

"This is a major strategic win for GE Oil & Gas in Brazil, resulting from 13 months of outstanding teamwork among various GE business units and OGX," said Calixto Deberaldini, Brazil oil and gas sales manager for GE. "The agreement builds upon our already strong relationship with OGX, which is one of our most important global customers," emphasized Fernando Martins, Latin America vice president for GE Oil & Gas.

This latest agreement with OGX reinforces GE's role as a leading supplier of subsea drilling systems for offshore operators in Brazil. Since 2007, the GE drilling and production business has provided more than 300 subsea wellhead systems to 15 different operators for projects offshore Brazil.

GE also has announced plans to invest US $500 million to expand its operations in the country, including the establishment of a multi-disciplinary research and development center in Rio de Janeiro. Among the focus areas for the new center will be advanced technologies for the oil and gas sector. In addition, GE's recent acquisition of Wellstream, a leading producer of flexible pipe equipment, significantly expands GE's capabilities to serve the Brazilian offshore market.

OGX is responsible for the largest private sector exploratory campaign in Brazil. Since its inception in June 2007, OGX has established a leading position in the Brazilian oil and natural gas exploration and production sector by acquiring a diversified portfolio comprised of 34 exploratory blocks—22 offshore and 12 onshore.

GE O&G aumentando o seu portfolio de projetos no Brasil

GE O&G has been awarded a major contract from OGX Petróleo e Gás Ltda. to supply drilling and production equipment for three offshore fixed production platforms to be deployed in the Waimea and Waikiki oil and gas fields of the Campos Basin, offshore Brazil, where OGX plans to drill a significant number of production wells over the next four years.

With a total potential estimated value of US $230 million over the next four years, of which US $32 million on formal orders has been already signed and booked as of today, this is the largest contract ever signed between GE Oil & Gas and OGX and the first one involving the supply of equipment specifically for development projects already in the production phase.

As a key part of the agreement, GE will provide a subsea template/tieback design that will allow OGX to have full flexibility between wells pre-drilled with semi-submersible rigs and wells drilled directly from the fixed platforms. This capability will help OGX to boost initial production of the Waimea and Waikiki fields by maximizing the use of the pre-drilled wells. GE's template design has been field-proven in similar projects in West Africa.

"Our goal was to find a viable technology solution that gave us maximum flexibility in the development of the Waimea and Waikiki fields, and GE was able to meet that challenge," said Reinaldo Belotti, production development director of OGX. "We are confident that GE's continuing support and timely deliveries will be an important factor in the long-term success of this project," reinforced Belotti.

The Waimea and Waikiki fields are located 60 kilometers off the coast of Rio de Janeiro, in water depths ranging from 120 to 140 meters.

GE Oil & Gas is committing to 80 percent local content in fulfilling the contract, with most of the subsea equipment to be built at GE plants in Jandira and Macaé, Brazil. Surface equipment will be partially supplied from GE facilities in Houston, Texas. Shipments will begin in the first quarter of 2012 and continue until the end of 2015.

"This is a major strategic win for GE Oil & Gas in Brazil, resulting from 13 months of outstanding teamwork among various GE business units and OGX," said Calixto Deberaldini, Brazil oil and gas sales manager for GE. "The agreement builds upon our already strong relationship with OGX, which is one of our most important global customers," emphasized Fernando Martins, Latin America vice president for GE Oil & Gas.

This latest agreement with OGX reinforces GE's role as a leading supplier of subsea drilling systems for offshore operators in Brazil. Since 2007, the GE drilling and production business has provided more than 300 subsea wellhead systems to 15 different operators for projects offshore Brazil.

GE also has announced plans to invest US $500 million to expand its operations in the country, including the establishment of a multi-disciplinary research and development center in Rio de Janeiro. Among the focus areas for the new center will be advanced technologies for the oil and gas sector. In addition, GE's recent acquisition of Wellstream, a leading producer of flexible pipe equipment, significantly expands GE's capabilities to serve the Brazilian offshore market.

OGX is responsible for the largest private sector exploratory campaign in Brazil. Since its inception in June 2007, OGX has established a leading position in the Brazilian oil and natural gas exploration and production sector by acquiring a diversified portfolio comprised of 34 exploratory blocks—22 offshore and 12 onshore.

repassando: DIREITA x ESQUERDA

NOTA DO BLOGUEIRO: Não concordo da maneira simplória, como essa anedota exemplifica a diferença. No entanto, se considerarmos que é muito suspeita a história de muitos petistas (inclusive da incapacidade física de seu líder-mor ), a anedota se adequa perfeitamente. A posição do blogueiro é de não tomar partido de nenhum lado político, mas estar sempre do lado da ética, da moral e da honestidade.  

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BRILHANTE!
Uma universitária cursava o sexto semestre da Faculdade. Como é comum no meio universitário, pensava que era de esquerda e estava a favor da distribuição da riqueza.
Tinha vergonha do fato de seu pai ser de direita e, portanto, contrário aos programas e projetos socialistas que previam dar benefícios aos que não mereciam e impostos mais altos

aos que tinham mais dinheiro.
A maioria dos seus professores tinha afirmado que a filosofia de seu pai era equivocada.
Por tudo isso, um dia, decidiu enfrentar o pai.

Falou com ele sobre o materialismo histórico e a dialética de Marx, procurando

mostrar-lhe que estava errado ao defender um sistema tão injusto como o da direita.

No meio da conversa o pai perguntou: "- Como vão as aulas?"
"- Vão bem!" Respondeu ela. "- A média das minhas notas é 9, mas me dá muito trabalho consegui-las.

Não tenho vida social, durmo pouco, mas vou em frente."
O pai prosseguiu: "- E a tua amiga Salomé, como vai?"
Ela respondeu com muita segurança: "- Muito mal. A média dela é 3, principalmente,

porque passa os dias em shoppings e em festas. Estuda pouco e algumas vezes

nem sequer vai às aulas. Com certeza, repetirá o semestre."

O pai, olhando nos olhos da filha, aconselhou: "- Que tal se você sugerisse aos professores

ou ao coordenador do curso para que sejam transferidos 3 pontos das suas notas para as da Sônia

Com isso, vocês duas teriam a mesma média. Não seria um bom resultado para você,

mas convenhamos, seria uma boa e democrática distribuição de notas para

permitir a futura aprovação de vocês duas."

Ela indignada retrucou: "- Por quê? Eu estudei muito para conseguir as notas que tive,

enquanto a Sônia buscava o lado fácil da vida. Não acho justo que todo o trabalho que tive seja, simplesmente, dado a outra pessoa."

Seu pai, então, a abraçou carinhosamente, dizendo: "- Bem-vinda à Direita!

O PT é o partido que tira de quem trabalha para distribuir para quem não trabalha."
"- Entendeu, ou quer que desenhe?" Disse sorrindo o Pai...
 

Açú - OSX e OGX

Estaleiro vai gerar 14 mil empregos            

Fonte: Jornal O Dia

 

A construção de um estaleiro no Complexo Industrial do Açu receberá investimento de R$ 3 bilhões da empresa OSX, do empresário Eike Batista. A construção da unidade vai gerar 4 mil empregos. Já durante a operação serão aberta outras 10 mil vagas, segundo estimativa da companhia.

 

A estruturação da 1ª fase de treinamento de trabalhadores começou com assinatura de convênio com a Firjan/Senai. Serão 3.100 profissionais treinados, com prioridade para quem mora em São João da Barra e Campos, no Norte Fluminense. O treinamento exigirá investimentos de R$ 13 milhões.

Em junho, a empresa conseguiu a aprovação de financiamento para a construir o estaleiro pelo Fundo da Marinha Mercante (FMM), com linha de crédito que poderá chegar a R$ 2,7 bilhões.

 

180 MIL TONELADAS DE AÇO

 

A unidade terá capacidade de processamento de 180 mil toneladas de aço por ano, podendo chegar a até 400 mil toneladas por ano. De acordo com a empresa, deverão ser entregues até 10 plataformas tipo FPSO (unidade flutuante de produção, estocagem e descarga de óleo) e 11 WHPs (plataformas fixas para águas rasas) até 2015 para a OGX, também de Eike.

 

Desse total, sete FPSOs e nove WHPs serão construídos no Açu. A previsão total de encomendas é de 48 unidades offshore da OGX para a OSX pelos próximos dez anos.

 

OGX confirma presença de óleo e gás

 

A OGX Petróleo e Gás informou ontem que foi concluído teste de formação na seção santoniana de poço OGX-47, denominado Maceió, no bloco BM-S-59, na Bacia de Santos. Além de gás, foi confirmada existência de óleo condensado de aproximadamente 50º API que deve ser responsável por cerca de 20% do volume de hidrocarbonetos dessa estrutura. Resultados apontam para produção de 1 milhão de metros cúbicos/dia, podendo atingir até 2,5 milhões de metros cúbicos/dia.

 

Campo de Lula aumenta produção em outubro

06/09/2011

 

 Campo de Lula aumenta produção em outubro
 

Já estão prontos os dois próximos poços produtores do campo de Lula, no pré-sal da bacia de Santos, e o primeiro deles entrará em operação no mês que vem, informou o gerente de Planejamento do Pré-sal da Petrobras, Mauro Yuji.

Até o momento, apenas um poço está em produção no campo gigante de Lula, retirando um volume médio de 35 mil barris por dia de óleo equivalente, o que faz dele o poço de maior produção da estatal.

O terceiro poço deve entrar em operação em dezembro ou janeiro, segundo o executivo.

"Os poços estão prontos, aguardando a operação de interligação e o gasoduto", afirmou Yugi, por telefone, nesta segunda-feira.

A Petrobras desenvolve em Lula no momento o projeto piloto de produção, com a plataforma-flutuante Cidade de Angra dos Reis, que terá ao todo seis poços produtores e três injetores de gás ou água.

A capacidade total de produção do piloto de Lula é de 100 mil barris por dia, que a companhia pretende atingir em meados do ano que vem.

No final do ano passado, a empresa declarou comercialidade do campo, com reservas estimadas em 6,5 bilhões de barris. Outra parte do mesmo bloco, batizada de Cernambi, tem jazidas estimadas em 1,8 bilhão de barris.

A partir desta semana, a estrutura de produção em Lula vai iniciar o escoamento de gás natural produzido no local, com a interligação de um gasoduto que levará o gás até a área de Mexilhão.

Fonte: Reuters

 

FPSO Cidade de Angra dos Reis em Lula irá produzir gás esta semana

 

02/09/2011

 

Produção de gás no pré-sal começa na próxima semana
 

O diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella revelou, na manhã desta quinta-feira (1º/09), que a produção de gás no pré-sal deve começar já na próxima semana. "É um fato histórico", avaliou, durante palestra que abriu seminário sobre o desenvolvimento da cadeia de fornecedores de petróleo e gás, realizado na sede do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), no Rio de Janeiro.

"Acabo de receber a notícia de que o gasoduto que liga o campo de Lula à plataforma de Mexilhão já está sendo pressurizado e, na próxima semana, devemos ter o primeiro gás do pré-sal no mercado brasileiro", revelou o diretor. "Conseguimos, apenas cinco anos após a descoberta do pré-sal, colocar esse campo em produção de óleo e gás. E ele está a 300 km da costa", comemorou Estrella.

Ele ressaltou o crescimento da produção previsto para os próximos anos. Hoje, a Petrobras produz 2,5 milhões de barris de óleo equivalente por dia (óleo e gás) no Brasil e no exterior. "Nossa previsão é chegar a 3,7 milhões em 2015 e 6 milhões de bpd em 2020. Esse crescimento é produto da descoberta do pré-sal".

O diretor observou ainda a importância de toda a Bacia de Santos. "Mais importante que o pré-sal foi a Bacia de Santos. Começamos por Mexilhão, em 2003, depois a descoberta de Uruguá-Tambaú e então passamos a perfurar o sal", relembrou. Na sua avaliação, "a Bacia de Santos, pelo seu tamanho, suplantará a Bacia de Campos com muita rapidez na exploração e produção de petróleo e gás".

Diretor destaca importância do conteúdo nacional

O diretor destacou a importância estratégica de desenvolver a cadeia de fornecedores no Brasil, ressaltando que as empresas brasileiras sempre estiveram junto à Petrobras ao longo da história da Companhia. "Contabilizamos que precisaríamos de 40 navios-sonda (para perfuração). Esses equipamentos têm forte demanda por motivos geológicos, pois grande parte das descobertas hoje se dá em águas profundas e ultraprofundas. Contratamos então as 12 primeiras sondas no exterior, que estão chegando. As outras 28 sondas serão construídas, pela primeira vez, no Brasil. Sete já foram licitadas e 21 estão em licitação", contabilizou o geólogo, acrescentando que elas terão entre 55% e 65% de conteúdo nacional. "É um índice alto, pois essas sondas, que são altamente complexas, nunca foram feitas no País".

O diretor enumerou os setores mais críticos, que ainda contam com poucos fornecedores nacionais. Entre eles estão os segmentos de turbomáquinas, instrumentação e automação, estrutura de sistemas navais, tubulação e válvulas, além de telecomunicações. Ele destacou que a Petrobras tem desenvolvido estratégias específicas para esses setores. "Já foi firmado acordo com a Rolls Royce para a produção de turbinas e, no contrato, há uma série de cláusulas que obrigam fornecedores a se instalarem no Brasil. Isso vai desde a manutenção das turbinas, que hoje também é feita fora, até a criação de departamentos de engenharia no Brasil", exemplificou.

Fonte: Agência Petrobas

http://irolog.com.br/base943.html

 

02/09/2011

 

Poço do pré-sal tem maior produção de petróleo do país pela 3ª vez
 

Um poço localizado no campo de Lula, antigo Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, teve pela terceira vez consecutiva a maior produção de petróleo do país, informou a Agência Nacional de Petróleo (ANP). Com 28,1 mil barris por dia, superou a extração de todo o campo terrestre de Carmópolis, que tem a maior produção, obtida em 1067 poços.

No total, a produção do pré-sal foi de 127,5 mil barris diários, e de 3,9 milhões de metros cúbicos diários de gás natural, totalizando 152,1 mil barris por dia de óleo equivalente (unidade utilizada para converter, em equivalência térmica, um volume de gás natural com um volume de óleo). Houve redução de 1,3% em relação a junho. A produção do pré-sal foi oriunda de sete poços, um em Jubarte, dois em Lula, um que fica em Caratinga e Barracuda, outro em Marlim e Voador, além de poços em Marlim Leste, e no teste de longa duração do BM-S-9.

A produção das bacias maduras terrestres foi de 179,6 mil barris de óleo equivalente, entre campos e teste de longa duração das Bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas. No total, foram produzidos 147,7 mil barris por dia de petróleo e 5,1 milhões de metros cúbicos de gás natural. Sendo que 3 mil barris de óleo equivalente foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras.

 

Fonte: Valor Online

Na BA, PB investirá em 2011 US$ 5,3 bilhões em E&P

30/08/2011

 

BA: US$ 9,2 bilhões de investimento até 2015
 

A Petrobras investirá US$ 9,2 bilhões na Bahia entre 2011 e 2015. Somente em Exploração e Produção, serão investidos US$ 6 bilhões, considerando recursos da Petrobras e de terceiros (destes, US$ 5,3 bilhões serão investidos apenas pela Petrobras). A revelação foi feita durante apresentação do presidente da Companhia, José Sergio Gabrielli de Azevedo, na manhã desta segunda-feira (29/08), no auditório da Federação das Indústrias do Estado da Bahia (Fieb), em Salvador.

Os investimentos em exploração e produção, detalhou Gabrielli, serão, em sua maioria, para projetos exploratórios (com objetivo de novas descobertas) em águas profundas no Estado. Nesse escopo, estão também projetos de desenvolvimento complementar dos campos de em terra de Araçás, Pólo Bálsamo e Miranga, além do retorno à produção do campo de Dom João Mar. "Vamos investir em novas tecnologias e aumentar a produção. O pico de produção será atingido depois desses investimentos", revelou.

Gabrielli destacou também o investimento previsto de US$ 1,8 bilhão da Petrobras em refino, transporte e comercialização (principalmente na Refinaria Landulpho Alves) e de US$ 1,7 bilhão em Gás e Energia e Gás Química, com destaque para o terminal de regaseificação da Bahia. "Temos hoje um terminal no Ceará e um no Rio. Os dois juntos têm capacidade de 21 milhões de m³ por dia. Vamos fazer um terceiro terminal, na Bahia, que tem entrada em operação prevista para janeiro de 2014 e capacidade de regaseificação de 14 milhões de m³ por dia. Isso é metade do que pode ser importado da Bolívia hoje", comparou.

Ao comentar o mapa de investimentos por região previstos no PN, Gabrielli ressaltou que o fato de a Região Sudeste concentrar US$ 139 bilhões não significa que os fornecedores que receberão esses investimentos estão sediados nos estados do Sudeste. ¨Dentro desses investimentos para o Sudeste, está a construção de oito cascos para o pré-sal (Bacia de Campos e Santos) e eles estão sendo feitos no Rio Grande do Sul", exemplificou.

Na área de biocombustíveis, ressaltou Gabrielli, a Petrobras vai crescer mais no etanol do que no biodiesel e a Companhia pode ser a maior produtora de etanol nos próximos quatro anos. "Hoje a Petrobras é sócia da São Martinho, da Guarani e da Total e, considerando nossa equivalência patrimonial, a Petrobras responde hoje por 5,3 % da produção de etanol no Brasil. Em 2015, teremos 12%. Hoje o maior produtor tem 7% da produção", ressaltou.

A Petrobras hoje tem grande importância para a agricultura familiar baiana: "Na área de biocombustíveis, passamos de 18.200 famílias fornecedoras em 2008 para 25.500 famílias contratadas em 2010", disse o presidente, lembrando que na usina de biodiesel de Candeias, a capacidade de produção chega a 217 milhões de litros ao ano e as principais matérias-primas usadas são soja e algodão, 85% procedentes do estado da Bahia.

Outro destaque durante a palestra foi a crescente importância da Braskem (da qual a Petrobras detém 47%) no setor de petroquímica. A unidade da Bahia representa 32,4% da capacidade de produção de eteno e 15,2% da capacidade de produção de resinas (já considerando a aquisição da empresa Dow).

O presidente da Petrobras concluiu a palestra lembrando que fica na Bahia o Centro de Operações da Área Financeira da Petrobras (Cofip), que concentra as principais atividades transacionais contábeis, financeiras e tributárias da Companhia. O Cofip tem três anos de existência, 643 profissionais e movimenta R$ 980 bilhões por ano em volume financeiro. "Isso gera uma expertise enorme para a Bahia nessa área", finalizou.

Fonte: Agência Petrobras

 

Finalmente: Cabral diz que marco do petróleo foi "erro"

Nota do blogueiro: Lula e o PT para ganhar força de barganha política, atrasou o país. Se mantivesse tudo como estava antes e as rodadas de licitação no modelo antigo, hoje estaríamos já com muitas empresas perfurando e logo produzindo o petróleo que somente gera riqueza quando extraído.

O Brasil perdeu já mais de 4 anos falando, conversando, discutindo, politicando... enquanto isso as outras empresas que poderiam estar investindo, foram buscar em outros lugares, como na África (que também tem petróleo e também tem as formações geológicas parecidas com as da Bacias de Campos, Santos e Espírito Santo, pois foram formadas na mesma época geológica).

 

Cabral diz que marco do petróleo foi "erro"

Fonte: Valor Online

 

Governador do Rio disse que investimentos no setor de petróleo ficarão "à mercê" da Petrobras, o que foi considerado "muito ruim"

 

O governador do Rio de Janeiro, Sergio Cabral, afirmou que o novo modelo de exploração de petróleo aprovado pelo governo passado foi "um erro" e que o país "vai pagar caro por ele". Cabral disse também que os investimentos no setor de petróleo no país ficarão "à mercê" da Petrobras, o que foi considerado "muito ruim", porque não se sabe até quando o petróleo vai continuar a ser um ativo de valor tão elevado como atualmente.

 

Ele afirmou que havia duas discussões sobre o petróleo. A primeira luta, sobre o novo modelo, foi perdida. A segunda, sobre a repartição das receitas, teve o apoio do então presidente Lula e teria também, segundo Cabral e o governador do Espírito Santo, Renato Casagrande, da presidente Dilma.

 

"O modelo do pré-sal é o modelo que atrasa os investimentos e ficará à mercê e ao sabor dos desejos da Petrobras. Isso é muito grave,porque a riqueza está lá, a milhares de metros de profundidade. Não sei o que vai significar petróleo daqui a dez anos", afirmou Cabral durante encontro com Casagrande e empresários capixabas, em Vitória.

 

O governador do Rio lembrou que o carro elétrico está sendo popularizado, e que esse tipo de tecnologia pode dar um salto e diminuir o uso do petróleo. Além disso, o aumento de oferta por parte da África e da Ásia também pode afetar o preço.

 

"Lamentei profundamente a mudança do marco como brasileiro. Diante da derrota da mudança do marco, fomos discutir as receitas da mudança. O presidente Lula, com muita lealdade e correção, colocou uma visão de que, diante dessa nova riqueza, o país inteiro se beneficiaria dela, com a extinção da Participação Especial, extinta no novo marco. Isso significou que o Rio de Janeiro perdeu já 60% da receita. O marco regulatório, além das críticas que já fazia, levou a uma perda grande aos produtores", disse.

 

Ele lembrou que royalties e indenização estão previstos na Constituição. A Participação Especial, que veio depois dos royalties, é um dos raros casos em que a taxação é feita no destino e não na origem, disse. O Rio de Janeiro recebeu R$ 5,5 bilhões no ano passado. Se o imposto ICMS fosse origem, teria recebido R$ 11 bilhões.

 

"Eu desde o início fui absolutamente contra a mudança do marco regulatório, porque foi um marco que permitiu ao Brasil evoluir barbaramente a exploração do petróleo no Brasil, fortalecendo barbaramente a nossa Petrobras, mas também permitindo a entrada de players internacionais. Foi isso que permitiu ao Brasil desenvolver tecnologia de águas profundas que é referência no mundo inteiro", disse.

 

O novo modelo prejudicaria o desenvolvimento do pré-sal, na opinião do governador, por tratar-se de uma riqueza que custa caro.

 

"Não estamos falando do petróleo saudita que você enfia o dedo e jorra petróleo. Estamos falando de tecnologia a ser desenvolvida para que essa exploração ocorra e a um custo muito superior ao encontrado no Oriente Médio. Falamos de riqueza que nós temos, mas que outros países também têm. Não é exclusividade do Brasil", disse Cabral.

 

 

Mais um navio Regaseificador

NOTA DO BLOGUEIRO: É parte da estratégia de flexibilização do fornecimento de gás para o mercado brasileiro, permitindo o acesso aos diversos países exportadores de gás e abre caminho para que o gás do pré-sal seja transportado também para a terra por meio de navios de GNL (gás natural liquefeito).

 

Petrobras contrata FSRU

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Qua, 24 de Agosto de 2011 00:00

A Petrobras assinou com a Excelerate Energy nesta terça-feira (23/08) o contrato de afretamento do terceiro FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) de GNL a ser instalado no país. Conforme antecipado pelo EnergiaHoje, a companhia britânica apresentou uma oferta cerca de 40% menor do que o da segunda colocada. O contrato prevê a disponibilidade de um quarto navio para cobrir as ausências do Golar Spirit e Golar Winter, que serão deslocados a partir do ano que vem, um de cada vez, para manutenção e ajustes. As embarcações terão suas capacidades físicas de regaseificação ampliadas para 20 milhões de m3/d, de forma que possam ser intercambiáveis. O Golar Winter tem capacidade hoje para regaseificar 14 milhões de m3/d, enquanto o Golar Spirit, 7 milhões de m3/d. "Os três terminais brasileiros terão princípios diferentes. Um é do tipo ilha, o outro do tipo píer e o terceiro side-by-side. Temos que ter flexibilidade. Os navios não podem ser engessados", explicou a diretora de Gás & Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster. O contrato prevê o afretamento de um FSRU com capacidade de armazenamento de 175 mil m3 de GNL por um prazo de 15 anos. A entrega da unidade está prevista para 2013. A concorrência foi disputada por sete empresas, entre elas a Golar, Dynamo e Hoegh. A embarcação será instalada no terminal de regaseificação da Baia de Guanabara, em substituição ao Golar Winter. Este, que tem capacidade de 138 mil m3 de GNL, será remanejado para o novo Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TRBA), com previsão de operação para 2014. Fonte: Energia Hoje

 

Uma Bacia de Campos sob a Bacia de Campos???

Projeto Varredura na BC vai levar Petrobrás vai perfurar 67 poços até 2015 buscando campos de Pré-Sal para aproveitar estrutura existente

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Qui, 18 de Agosto de 2011 19:05

A Petrobrás vai perfurar 67 poços exploratórios até 2015 dentro do projeto Varredura, que prevê descobrir novas reservas abaixo dos campos já em declínio da Bacia de Campos. Segundo o coordenador de Relações Externas da área de Exploração e Produção da estatal, Eduardo Molinari, a produtividade em cada poço perfurado nesta região tem surpreendido os técnicos da estatal. "Estamos obtendo média de 20 mil a 22 mil barris por dia num poço deste tipo", afirmou em rápida entrevista após reunião da Associação dos Analistas e Profissionais de Investimento do Mercado de Capitais (Apimec) para apresentar os resultados da empresa e seu Plano de Negócios para o período 2011 e 2015. Previsto para dirigir a sessão, o diretor financeiro da estatal, Almir Barbassa, esteve ausente. O programa Varredura já descobriu 2,235 bilhões de barris recuperáveis nas Bacias de Campos e do Espírito Santo, sendo 1,1 bilhão de barris de óleo equivalente (boe) no pós-sal dos campos de Marimbá, Marlim Sul e Pampo e 1,13 bilhão no pré-sal dos campos de Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste, Albacora e Albacora Leste. Molinari, no entanto, não quis se comprometer a estimar qual poderá ser o acréscimo na produção e nas reservas da empresa vindas desta região. Para ele, a principal vantagem do projeto é acelerar a produção aproveitando infraestrutura já instalada no local. "Temos na Bacia de Campos várias plataformas já existentes com a infraestrutura interligada principalmente a gasodutos e oleodutos. Se os poços exploratórios resultam em sucesso podemos interligá-los. Mas não dá para dizer qual vai dar ou não certo. Em Tracajá, tivemos um excelente resultado e vamos perfurar um segundo poço lá. Já em Canindé não tivemos sucesso no poço de extensão", afirmou. Molinari destacou que o pré-sal puxou para cima o índice de sucesso na perfuração de poços. Considerando os 100% de sucesso obtidos no pré-sal do polo de Tupi, na Bacia de Santos, a média nacional atingiu a 57% em 2010. A média mundial é de 25%, porcentual que era acompanhado pela Petrobras de perto antes das descobertas do pré-sal. Molinari destacou ainda que, se considerada a totalidade no pré-sal no Brasil, o índice de sucesso é de 88%. Novas sondas A expectativa, disse ele, é de que até o final de 2011 dez novas sondas com profundidade superior a 2 mil metros cheguem do exterior para operar não somente na Bacia de Santos e de Campos, mas na região do Jequitinhonha e também em Sergipe. "Em Sergipe tivemos uma boa descoberta, não é pré-sal, mas a profundidade elevada exige a entrada de uma destas sondas", disse. Para a região do polo de Tupi, ele garante a entrada de pelo mais um Teste de Longa Duração no bloco BM-S-9 - que contém as áreas de Carioca e Guará. O bloco é uma das prioridades da empresa no momento, já que sua declaração de comercialidade tem que ser feita para a Agência Nacional do Petróleo (ANP) até o final do ano. Molinari também estima para os próximos meses a conclusão do primeiro poço em Franco - primeira área da cessão onerosa a ser explorada pela estatal. Até meados de 2012, a companhia também conclui estudos sísmicos 3D para a área, que deverá ter pelo contrato pelo menos mais um poço exploratório ao longo dos próximos quatro anos. A comercialidade de Franco deve ser declarada somente em 2015. Fonte: AE

 

Queiroz Galvão amplia presença em petróleo e gás

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Qua, 13 de Julho de 2011 06:55

A Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP) prepara outras investidas no pré-sal não relacionadas à recente aquisição de 10% no bloco BM-S-8, no pré-sal da Bacia de Santos, anunciada recentemente. José Augusto Fernandes Filho, presidente da companhia, conta animado que vai testar "uma belíssima estrutura [reservatório]" no bloco BM-S-12, na mesma bacia e apelidada de Ilha do Macuco - onde a Petrobras detém 70% -; no pré-sal da bacia do Jequitinhonha, no bloco BM-J-2, onde é operadora; e em Biguá, um dos reservatórios encontrados no BM-S-8.

Apesar do grupo operar desde a abertura do setor, em 1997, a empresa voltada para exploração foi criada em outubro, após 14 anos como um departamento da Queiroz Galvão Óleo e Gás. Atualmente a QGEP ocupa o 6º lugar entre os maiores produtores de petróleo do país, segundo o boletim da Agência Nacional de Petróleo (ANP) de maio. Desde a criação, investiu US$ 700 milhões: US$ 300 milhões em exploração e o restante no desenvolvimento da produção dos campos Coral e Manati.

Somada a produção petróleo com a de gás em Manati (BA), o volume chegou a 11 mil barris de óleo equivalente (boe) por dia em maio, mas deve aumentar quando a empresa religar cinco poços fechados para manutenção. Com a reativação, a Queiroz Galvão deve voltar à posição de 2010, como quarta maior produtora e, por enquanto, à frente de empresas maiores como Statoil, BP e Repsol.

Mesmo reduzida, a produção de gás, de 1,73 milhões de m3 /dia, é superada apenas pela Petrobras. Se for contabilizado só o petróleo, também em Manati, a produção é mais modesta, de 177 barris ao dia. Mas os planos são chegar a 120 mil barris ao dia até o fim da década.

Além do desembolso de US$ 175 milhões para entrar no BM-S-8, a empresa prevê investimentos de US$ 100 milhões a US$ 150 milhões este ano. Ela captou R$ 1,5 bilhão com uma oferta pública inicial de suas ações na bolsa e procura novos ativos. "Esse dinheiro (da oferta pública) está no caixa e usamos para a compra do BM-S-8. Como informamos na época, ele será usado para aquisições, quando surgirem boas oportunidades", diz Fernandes Filho.

O negócio de exploração e produção, o único de capital aberto do grupo, parece mais visível e efervescente, mas não é o único do setor que está ganhando espaço no conglomerado, que nasceu em Pernambuco e que completa 58 anos em 2011 com 20 mil empregados. O setor de petróleo e gás - que engloba a construção naval, montagens industriais, serviços de perfuração e aluguel de sondas - responde por 50% do faturamento, de R$ 7,4 bilhões em 2010.

A Queiroz Galvão Óleo e Gás começou a atividade nos anos 80. Ela tem contratos em carteira que somam US$ 6,6 bilhões e 1,8 mil funcionários. A empresa tem nove sondas de perfuração em terra (alugadas para a Petrobras, HRT e OGX) e oito plataformas offshore. Em breve o número de sondas subirá para quinze.

A companhia de óleo e gás é investidora e operadora das unidades. Após associação com a SBM Offshore (Single Buoy Moorings, a maior do mundo) vai construir a FSPO Cidade de Paraty, que será conectada ao campo de Lula Nordeste em 2013. Divide ainda com outra gigante, a BW Offshore, a plataforma FPSO P-63, que vai operar no campo Papa Terra (da Petrobras e Chevron) na bacia de Campos.

O diretor-geral da empresa, Leduvy Gouvea, explica que a empresa tem 21 contratos com a Petrobras, incluindo o de afretamento de uma plataforma destinada ao pré-sal. A companhia ganhou, junto com a SBM, licitação para construção e afretamento do FPSO que será instalado no campo de Guará.

Já a Construtora Queiroz Galvão tem participação acionária de 40% do Estaleiro Atlântico Sul (EAS), na Quip (33% em sociedade com a UTC e IESA) e no Estaleiro Rio Grande (com a Camargo Corrêa e a Samsung) e uma carteira de obras que inclui as plataformas P-55 - em fase final de construção no Atlântico Sul e que terá os módulos integrados no Quip - P-59 e P-60, que estão em construção.

O braço de construção também participa de obras de grande porte em refinarias da Petrobras. Com sócios diversos, a empresa lidera consórcios que estão fazendo duas obras na Reduc; a unidade de tratamento de gás do Campo de Mexilhão (SP); a construção das unidades de hidrotratamento de destilados médios do Comperj; e ainda as tubovias que vão integrar todas as unidades da Refinaria Abreu e Lima (Rnest).

Sobre essa obra, Otoniel Silva Reis, diretor da construtora, diz que serão utilizadas 30 mil toneladas de tubulação. O segredo de tantos contratos simultâneos, segundo Reis, é simples. "Quando o mercado cresceu, a empresa estava muito preparada".

Fonte: Valor Econômico/Cláudia Schüffner | Do Rio

 

Blog do Stephen Kanitz - Nunca Trabalhe Num "Centro de Despesas"

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From: Stephen Kanitz
Date: Thursday, June 16, 2011
Subject: O Blog do Stephen Kanitz - Nunca Trabalhe Num "Centro de Despesas"
To: lucianodacostaelias <lucianodacostaelias@gmail.com>


<http://superblog.typepad.com/blog_stephen_kanitz_3.jpg> <http://feedblitz.com/r.asp?l=49125281&f=550671&u=20235633&c=4031493>

<http://feedblitz.com/r.asp?l=49125281&f=550671&u=20235633&c=4031493>

O Blog do Stephen Kanitz <http://blog.kanitz.com.br/?utm_source=feedblitz&utm_medium=FeedBlitzEmail&utm_content=550671&utm_campaign=0> - Nunca Trabalhe Num "Centro de Despesas"

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Nunca Trabalhe Num "Centro de Despesas" <#1309720bead91a1c_0>
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Só que ele não aguentava mais as pessoas da Administração Geral, de São Paulo, que vinham constantemente exigir redução de custos aqui, redução de custos ali.

"Filho, o segredo é trabalhar no escritório central. É lá que fica o poder, não é mais na fábrica como antigamente."

Mesma lição que todos os gerentes de bancos também perceberam.

Foi por isto que desisti de ser Engenheiro e fui para Harvard Business School aprender Administração Geral e ficar na "Central".

 

Anos depois fiz uma parceria de pesquisa com a Revista Exame, onde criei centenas de Benchmarks das empresas brasileiras, e eles publicavam em troca as Listas de Melhores e Maiores. Oito meses de intensos trabalhos, e a primeira edição foi um sucesso.

A Edição Melhores e Maiores sustentou por 8 anos o prejuízo inicial da Revista Exame, garantindo os salários dos então jornalistas e a Revista em si.  

A primeira edição foi obviamente comemorada.

Todos foram convidados para a sala do Roberto Civita, onde notei duas caixas de Champagne.

Obviamente seriam dadas para mim e minha equipe, que tivemos a ideia da edição, e camelamos nada menos do que 8 meses a fio.

"Quero agora premiar a equipe, sem a qual, não teríamos este maravilhoso resultado" disse RC.

Eu instintivamente já ia dar um passo a frente, mas sendo novo fiquei quieto.

"Quero premiar Orlando Marques, e a sua fabulosa equipe de vendas, que batalharam por duas semanas ....."

Meu pai pelo jeito só percebeu metade da história.

De fato, nunca trabalhe na fábrica, que hoje se chama "Centro de Custo", que são os departamentos que só geram despesas.

O segredo é trabalhar num Centro de Receitas, que são vistos como os salvadores da pátria em muitas empresas. 

Falarei sobre isto mais tarde. 

 

 

 

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