Petrobras 2009: Iracema (BM-S-11), Iguaçú (BM-S-9)

Petrobras procura novo reservatório de pré-sal

A Petrobras busca um novo reservatório de pré-sal na área em torno de Tupi, na Bacia de Santos. A companhia vai utilizar a primeira das 11 sondas que prevê receber este ano destinadas a águas ultraprofundas, para fazer o primeiro furo no projeto de Iracema, localizado também no BM-S-11, onde foram encontrados os reservatórios de Tupi e Iara. A informação foi dada ontem pelo gerente de Exploração e Produção da estatal, Mario Carminatti.

A unidade já está na Baía de Guanabara, esperando autorização da Marinha para seguir para Iracema. Segundo Carminatti, das 11 sondas contratadas pela companhia para atuar no Brasil este ano, oito são destinadas à águas ultraprofundas e o pré-sal de Santos será priorizado, em especial as áreas em que já estão previstos os projetos pilotos, como é o caso de Guará e Iara, além de Tupi.

"Vamos optar por conhecer melhor estes reservatórios que em breve receberão os FPSOs para produzirem óleo na área", disse o executivo, sem revelar o cronograma das unidades. Segundo Carminatti, porém, a companhia não precisa de novos poços para saber o volume do reservatório de Guará. Segundo ele, há um grupo de técnicos atualmente debruçado sobre os dados obtidos com as perfurações anteriores.

"Estamos tentando ler estes dados e ter uma posição mais concreta sobre o volume lá existente. Isso pode acontecer a qualquer momento", disse. Já a perfuração de Iracema segue a mesma estratégia da estatal de buscar novos reservatórios em blocos do pré-sal daquela área. Isso já está acontecendo no BM-S-9, onde foram identificados os reservatórios de Carioca e de Guará, e em que a companhia está perfurando o novo prospecto de Iguaçu.

De acordo com o gerente de Exploração e Produção do Pré-sal, Mauro Yuji, a meta de produção de 1,8 milhão de barris por dia no pré-sal será cumprida com a contratação dos três projetos pilotos (FPSOs para Tupi, Iara e Guará), de 100 mil barris cada, mais as oito plataformas que serão construídas no sul, de 120 mil bpd cada e mais uma unidade de grande porte que ainda está sendo estudada.Luzi Ann Javier/Da agência Bloomberg/Kelly Lima/Da agência Estado)

Petrobras Awaits 2 Oil Platforms for Major Fields Offshore Brazil

RIO DE JANEIRO (Dow Jones Newswires), Feb. 19, 2009 Brazilian state-run energy giant Petrobras (PBR) will take another step toward boosting crude oil output this week, when the company installs a new floating platform in the Campos Basin, the company said Thursday. Petrobras said that the FPSO "Cidade de Niteroi," a floating production, storage and offloading vessel, will be installed at the Jabuti field in coming days, a company official told Dow Jones Newswires. The platform is currently en route to the field, which lies about 120 kilometers off the coast of Rio de Janeiro. The "Cidade de Niteroi" has installed capacity to produce 100,000 barrels of crude oil and 3.5 million cubic meters of natural gas a day. Earlier this month, Petrobras Regional Exploration Manager for South and Southeast Brazil Jose Figueiredo said that production at Jabuti would start at end-February or early March. The platform will be the second installed by the company in 2009, with an additional three platforms expected to start up later this year. Petrobras expects crude oil output to reach 2.05 million barrels with the new platforms. In January, the P-51 platform started output at the Marlim Sul field. The P-51 has installed capacity to produce 180,000 barrels of oil and 6 million cubic meters of natural gas a day. Meanwhile, Petrobras also said that the expects the FPSO "Cidade de Sao Mateus" will arrive at port in Vitoria, the capital of Espirito Santo state, in coming days. The FPSO will be prepared for installation at the Camarupim field in the Espirito Santo Basin. Petrobras also plans to start its long-term test at the Tupi field in the Santos Basin, which is expected to start in April. The Tupi field was estimated to hold between 5 billion and 8 billion barrels of oil equivalent, or BOE. The company has earmarked the FPSO "BW Peace" for the test, which will be the first oil produced from ultra-deepwater subsalt reservoirs in the Santos Basin.   Copyright (c) 2009 Dow Jones & Company, Inc.

Petrobras e Schlumberger firmam acordo de cooperação tecnológica

Fonte: Agência Petrobras Data: 19/02/2009 12:17

A Petrobras e a Schlumberger - empresa franco-americana da área de suprimentos em tecnologia e soluções para a indústria de petróleo e gás - assinaram acordo de cooperação tecnológica voltado para pesquisa e desenvolvimento dos reservatórios no pré-sal. Foram negociados quatro projetos de pesquisa: tecnologias eletromagnéticas para melhorias na caracterização de reservatórios profundos; tecnologias de análises de dados sísmicos, também para melhorar a caracterização de reservatórios; tecnologias de ressonância magnética nuclear, destinadas à caracterização de reservatórios complexos; e sensores eletroquímicos de H2S. Além disso, há, ainda, outros seis projetos sendo negociados. O acordo tem duração de três anos, podendo ser renovado por igual período. A Petrobras prevê investir cerca de US$ 10 milhões nos projetos.

 A carteira de projetos estabelecida a partir do acordo de cooperação tecnológica entre as duas empresas resultará na implantação, em 2010, do centro de pesquisas da Schlumberger no Rio de Janeiro, na Ilha do Fundão. Esse centro fará parte da rede de excelência tecnológica da empresa e é o primeiro a ser implantado no hemisfério sul. A rede de excelência é composta por 13 centros espalhados pelos mais diversos países, tais como Noruega, Estados Unidos, Arábia Saudita, Canadá e Cingapura. De acordo com o diretor executivo da Schlumberger, Antônio Ferreira, o centro tecnológico deverá abrir aproximadamente 300 vagas para técnicos brasileiros.

Segundo o diretor de E&P, Guilherme Estrella, é muito importante para a Petrobras firmar alianças estratégicas com empresas reconhecidas, como a Schlumberger, principalmente tendo em vista os desafios que se apresentarão com o início das atividades da companhia no pré-sal. "O dia de hoje representa muito para nós e para a Schlumberger. Em cinco ou dez anos perceberemos como esse dia foi importante para nós", disse o diretor.

OGX : campanha exploratória - início com Maersk

OGX Gears Up for Exploratory Campaign Offshore Brazil

OGX Petroleo e Gas Participacoes S.A.      Monday, February 16, 2009

 

OGX, the largest Brazilian independent oil and natural gas company in terms of offshore exploratory acreage, has successfully procured all of the critical elements necessary to initiate its exploratory campaign. Among the milestones reached are the implementation of a 3D seismic campaign, hiring of four semisubmersible drilling rigs, chartering of six vessels and two helicopters for logistical support, contracting of an onshore base, acquisition of all critical drilling materials to support exploration and the construction of a state-ofthe-art 3D visualization center.

"OGX has assembled a world class team with a strong track record in the Brazilian oil and gas sector. Leveraging the experience, knowledge, and relationships within this group, we were able to secure equipment and develop the necessary infrastructure to support the initiation of our exploratory campaign. We have now procured the necessary equipment to begin the initial drilling in the Campos and Santos basins ahead of our projected schedule. Although we have accelerated our timeline, we have been able to control our costs, which in some cases are actually below budget," commented Rodolfo Landim, CEO of OGX.

"Our unique portfolio encompasses approximately 7,000 km2 of offshore exploratory acreage in four Brazilian basins. We are effectively managing our business and plan to drill 51 wells in the next four years in order to prove our oil and gas reserves while developing our initial discoveries. With our solid financial position of over R$7.5 billion in cash, a well-documented risked resource profile of 4.8 billion barrels of oil equivalent and strong technical expertise, we are well on our way to achieving our goal of transforming these resources into proven
reserves," added Landim.

During the past six months, OGX has reached important milestones and secured critical elements of its exploratory campaign, notably:

• Seismic Campaign: 3D seismic data shooting in the Campos and Para-Maranhao basins was fully completed in December 2008. Seismic acquisition in the Espirito Santo blocks is well under way and seven months ahead of the original timetable. Existing 3D seismic data for the Santos basin has been further improved with modern special reprocessing techniques, and is already available to OGX's interpretation team. Data interpretation will be complete by mid-2009 for our blocks in the Campos, Santos and Para- Maranhao basins, while Espirito Santo will be ready by December 2009;
• Drilling Rigs: OGX hired four semisubmersible rigs, three of them from Diamond Offshore and one from Pride International, which will allow the Company to carry out its entire exploratory drilling campaign in the Campos and Santos basins. Two rigs are starting in September 2009, another will begin in October and the last one is scheduled to start in the beginning of 2010, but can be anticipated;
• Logistics: The Company has chartered six vessels, five of which are being built in Brazil, and two helicopters to transport personnel and goods to the offshore drilling rigs operating in the Campos and Santos basins. This equipment was contracted from world-class contractors including Edison Chouest, Norskan Offshore and Aeroleo. In addition, the Company secured with Briclog its onshore base in the city of Rio de Janeiro, where supplies will be stored and handled into and out of the vessels;
• Drilling Services and Equipment: All critical drilling materials, services and equipment have been secured from leading international suppliers, including wellheads from Vetco, a wholly-owned subsidiary of General Electric, casings from V&M do Brasil, and drilling fluid from MI-SWACO. In addition, the Company has hired engineering services from Schlumberger and Halliburton and casing running services from Frank's International. Orders for materials to be used in the six wells to be drilled in 2009 have been placed;
• 3D visualization center: OGX has built a state-of-the-art visualization center at their Rio de Janeiro headquarters to further enhance integration between the various expert teams, improve decision-making processes and increase productivity.

"By the end of the second quarter, we will begin drilling in the Santos basin with our partner and operator, Maersk Oil. Following this, we will drill two wells in the Campos basin beginning in September after arrival of the first two rigs. Upon completion of the first two wells operated by OGX, we expect to begin drilling two additional prospects in the Campos basin, which will most likely begin towards the end of 2009 and continue into early 2010. Our sixth well scheduled for 2009 will be in the Santos basin and should start in November after we receive our third rig," concluded Landim.

OGX vai dar a partida em sua campanha exploratória

Por Beatriz Cardoso

Fonte: OGX

Data: 12/02/2009 11:30

Maior empresa brasileira privada de óleo e gás natural em termos de área exploratória marítima, OGX Petróleo e Gás Participações S.A. anuncia que assegurou todos os itens críticos necessários para iniciar sua campanha exploratória.

 Entre os principais marcos destacam-se a execução da campanha sísmica 3D, a contratação de quatro sondas de perfuração semisubmersíveis, seis embarcações e dois helicópteros para apoio logístico, base portuária, além de todo o material crítico que suportará as atividades exploratórias. Também foi finalizada a construção da sala de visualização 3D, representando o "estado da arte" em infra-estrutura.

 "A OGX reúne uma equipe técnica de forte reputação e histórico no segmento de óleo e gás brasileiro. Esta experiência, associada ao grande conhecimento da equipe, nos possibilitou contratar os equipamentos e desenvolver a infra-estrutura necessária para iniciar nossa campanha exploratória. No momento, estão assegurados os equipamentos necessários às perfurações nas Bacias de Campos e Santos, antecipando o cronograma originalmente proposto. Mesmo realizando as contratações em menor tempo, fomos capazes de controlar os custos, que em alguns casos, estão abaixo do orçamento," comentou Rodolfo Landim, CEO da OGX.

 "Nosso portfolio totaliza aproximadamente 7.000 km² de área exploratória marítima em quatro bacias brasileiras. Estamos executando efetivamente nosso plano de negócios, que contempla a perfuração de 51 poços nos próximos quatro anos, de modo a provar nossas reservas de óleo e gás natural, enquanto desenvolvemos nossas descobertas iniciais. A sólida posição financeira da OGX, que ultrapassa R$ 7,5 bilhões em caixa, associada aos 4,8 bilhões barris de óleo equivalente de recursos riscados e à forte expertise técnica, nos permitem alcançar nossa meta de transformar nossos recursos em reservas provadas", adicionou Landim.

 Desde sua criação, em julho de 2007, a companhia estabeleceu posição de destaque no setor brasileiro de exploração e produção de petróleo e gás natural por meio de um portfolio de blocos diversificado e de alto potencial exploratório. Este portfolio inclui 22 blocos exploratórios nas bacias de Campos, Santos, Espírito Santo e Pará-Maranhão. Baseado nas informações provenientes do estudo de viabilidade da DeGolyer&MacNaughton, os blocos exploratórios da OGX contêm recursos líquidos riscados de 4,835 bilhões de barris de óleo equivalente, considerando uma probabilidade de sucesso exploratório de 27%.Com isso, seu valor de mercado é hoje de US$ 8,5 bilhões.

Elementos críticos

 Ao longo dos últimos seis meses, a OGX alcançou importantes marcos e assegurou elementos críticos para o desenvolvimento de sua campanha exploratória, tais como:

 Campanha Sísmica: a aquisição de dados sísmicos 3D nas bacias de Campos e Pará-Maranhão foi finalizada em dezembro de 2008 e, na Bacia do Espírito Santo, este levantamento encontra-se avançado e sete meses à frente do cronograma originalmente proposto. Os dados 3D existentes na bacia de Santos foram reprocessados com as mais modernas tecnologias e já encontram-se à disposição para interpretação. Estima-se que em meados de 2009, os dados sísmicos 3D das bacias de Campos, Santos e Pará-Maranhão já estejam interpretados pela equipe da OGX. Para a Bacia do Espírito Santo estima-se que os dados estejam interpretados até dezembro de 2009;

 Sondas de perfuração: a OGX contratou quatro sondas de perfuração semi-submersíveis, três delas da Diamond Offshore e uma da Pride International, o que nos permitirá executar toda a campanha exploratória nas bacias de Campos e Santos. Duas sondas iniciarão suas operações em setembro de 2009 e uma em outubro. A última unidade começará suas atividades no início de 2010, podendo ser antecipada;

 Logística: foram contratadas seis embarcações, cinco das quais em construção no Brasil, e dois helicópteros para o transporte de equipamentos, materiais e pessoas às plataformas em operação nas bacias de Campos e Santos. Estas contratações foram realizadas com fornecedores mundialmente conhecidos como Edison Chouest, Norskan Offshore e Aeróleo. Adicionalmente, a OGX contratou a Briclog como base portuária na cidade do Rio de Janeiro, onde materiais e suprimentos serão estocados e carregados às embarcações;

 Serviços de Perfuração e Equipamentos: todos os materiais, serviços e equipamentos críticos para a perfuração foram contratados com fornecedores reconhecidos internacionalmente, tais como cabeça de poço com Vetco, subsidiária da General Eletrics, revestimentos com a V&M do Brasil e fluido de perfuração com a MI-SWACO. Também foram contratados serviços de engenharia com a Schlumberger e Halliburton, além de serviços relacionados ao manuseio e operações com tubos de revestimento com a Frank's International. Todo o material necessário para a perfuração dos seis poços em 2009 já foi encomendado;

 Sala de visualização 3D: a OGX construiu uma sala de visualização 3D na sede da companhia, no Rio de Janeiro, representando o "estado da arte" em tecnologia, que permitirá a análise do perfil geológico das bacias marítmas em terceira dimensão e de forma integrada entre as equipes técnicas da companhia. Isso permitirá aprimorar o processo de decisão e ampliará a produtividade da companhia e seus projetos.

 "No final do segundo trimestre começaremos a perfurar na bacia de Santos em conjunto com nosso parceiro e operador, Maersk Oil. Em seguida, perfuraremos dois poços na bacia de Campos, começando em setembro, após a chegada das duas primeiras sondas de perfuração. Após estes dois poços iniciais, ainda esperamos iniciar a perfuração de mais dois poços nesta bacia no final de 2009, o que se estenderá até 2010. Nosso sexto poço previsto para 2009 será na bacia de Santos, cuja perfuração deverá começar em novembro, após a chegada de nossa terceira sonda," concluiu Landim.

 Para informações adicionais, a OGX disponibilizou uma apresentação em seu website, http://ogx.infoinvest.com.br/static/ptb/arquivos/apresentacao_comunicado_port.pdf, onde fornece mais detalhes e figuras do material, serviços e equipamentos contratados para sua campanha exploratória inicial.

 

Plano de negócios: Gás e Energia

Petrobras apresenta Plano de Negócios para a área de Gás e Energia

Fonte: Agência Petrobras

Data: 11/02/2009 09:56

A área de Gás e Energia da Petrobras prevê investimentos de US$ 10,6 bilhões no Plano de Negócios (PN) 2009-2013. O volume é 70% superior ao previsto no PN 2008-2012, que foi de US$ 6,2 bilhões. Do total previsto para investimento entre 2009 e 2013, US$ 5,2 bilhões serão em novos projetos; e US$ 5,4 bilhões, em projetos em andamento.

Os objetivos são fortalecer a liderança da companhia no mercado brasileiro de gás natural, com atuação internacional, e ampliar o negócio de geração de energia elétrica no país, estabelecendo flexibilidade no suprimento e no atendimento às demandas, bem como flexibilizando a oferta aos mercados térmico e não-térmico.

Dos investimentos no PN 2009-2013, US$ 8,2 bilhões serão destinados à conclusão de obras de expansão das malhas Sudeste e Nordeste e à construção de novos terminais de gás natural liquefeito (GNL). Um total de US$ 2,4 bilhões será investido na conclusão de usinas termelétricas e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), e na participação em novos negócios em energia elétrica, incluindo usinas eólicas.

Suprimento

Para 2013, a Petrobras tem como meta atender uma demanda de 135 milhões m³/dia de gás natural. Este volume será distribuído da seguinte forma: 49 milhões m³/dia para o mercado termelétrico; 41 milhões m³/dia, industrial; e 45 milhões m³/dia para outro usos (veicular, residencial, comercial e consumo interno da área de Abastecimento). Em 2008, o consumo de gás natural total foi de 58 milhões m³/dia. De 2009 a 2013, a produção nacional de gás natural passará de 32 milhões m³/dia para 73 milhões m³/dia.

Para atender a demanda projetada para 2013, a meta da Petrobras é ofertar 73 milhões m³/dia da produção nacional, manter a importação de 30 milhões m³/dia da Bolívia e complementar a oferta com 32 milhões m³/dia via GNL.

Estratégias PN 2009-2013

As estratégias do segmento Gás e Energia contidas no PN 2009-2013 são:

• Agregar valor ao uso do gás natural na monetização das reservas da Petrobras;
• Assegurar flexibilidade para a comercialização de gás natural nos mercados termelétrico e não-termelétrico;
• Equilibrar o binômio competitividade e rentabilidade do gás natural frente aos energéticos concorrentes;
• Atuar de forma global e verticalizada no mercado de GNL;
• Consolidar o negócio de energia elétrica, de forma competitiva e rentável, otimizando o parque de geração elétrica; e
• Investir em geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis

O PN 2009-2013 traz ações que representarão a conclusão do primeiro ciclo da área de Gás e Energia, criada em 2000. Este primeiro ciclo, que termina em 2010, é marcado pela implantação de projetos que permitirão a consolidação do gás natural na matriz energética brasileira, evidenciado pela entrada em operação do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), pelo crescimento do consumo do mercado não-termelétrico nesse período, pela diversificação das fontes de suprimento, por meio de terminais de GNL, e pelo aumento do parque de geração de energia elétrica.

Na Petrobras, o crescimento na capacidade instalada de geração de energia ocorreu primeiro, com a conclusão, até 2004, dos projetos que faziam parte do Programa Prioritário de Termelétricas (PPT), e, posteriormente, com a construção e incorporação de novas usinas a gás natural, óleo diesel e óleo combustível, já dentro do novo modelo de contratação do setor elétrico - o Ambiente de Contratação Regulado (ACR), estabelecido pela Lei 10.848, de 2004.

Neste primeiro ciclo foram realizados investimentos para o aumento da oferta de gás nacional – como o Plangás -, na ampliação e integração da malha de gasodutos e na implantação dos dois primeiros terminais de regaseificação de GNL do Brasil.

A malha de gasodutos passou de 5.451 km de extensão, em 2003, para 6.933 km, em 2008. Até 2010, atingirá 9.228 km de extensão. O parque de geração de energia elétrica, que encerrou 2008 com 5.899 MW de capacidade instalada, terá 7.135 MW, em 2010. O terminal de GNL de Pecém (7 milhões m3/dia) está em operação comercial; e o da Baía de Guanabara (até 20 milhões m3/dia), em fase de testes.

O segundo ciclo de investimentos da área de Gás e Energia será marcado pela expansão do fornecimento de gás natural para novas usinas termelétricas com a opção de colocação do gás nos mercados interno e externo, liquefazendo-o.

O PN 2009-2013 prevê investimentos para escoamento da produção do pré-sal, construção de novos terminais de GNL e de usinas de geração de energia elétrica.

Novos Projetos em gás natural e energia elétrica

Entre os novos projetos na área de gás natural, o destaque é a construção de novos terminais de GNL, devendo o terceiro, com capacidade de 14 milhões m3/d, estar operando até 2013 e o quarto terminal imediatamente após.

Outros projetos serão desenvolvidos neste período, como a unidade de liquefação flutuante, denominado "GNL embarcado", apontado como uma opção logística para o escoamento do gás do pré-sal destinando sua produção aos terminais de regaseificação instalados na costa brasileira e até para exportação nos períodos em que a demanda termelétrica estiver reduzida ou o mercado interno, chamado "mercado secundário" ou "mercado spot", não demandar volumes adicionais, por determinados períodos.

Outro projeto em desenvolvimento com vistas ao amadurecimento da integração entre os setores de gás natural e energia elétrica é a planta de GNL on-shore. Esta unidade – de importação, estocagem e exportação de GNL para os mercados interno e externo - estará sendo concebida com o objetivo de balancear e otimizar a volatilidade das operações de gás natural para geração termelétrica.

Também estão previstas a construção de mais 307 km de gasodutos e a instalação de estações de compressão. O objetivo é permitir o escoamento da produção do pré-sal e reforçar a capacidade de transporte da malha existente no Sudeste e no Nordeste. Estes novos projetos demandarão investimentos de US$ 3,7 bilhões, no período de 2009 a 2013.

Na área de energia, a Petrobras planeja consolidar sua participação como agente neste mercado, participando de futuros leilões de energia elétrica, equilibrando o binômio competitividade-rentabilidade da geração a gás natural. A estratégia da companhia também contempla investimentos em fontes renováveis.

Como direcionadores de sua atuação nos negócios de energia, a participação da companhia pode se dar como fornecedora de gás natural para usinas de terceiros, prestadora de serviços de logística (shipping GNL, regaseificação GNL/GNC e transporte GNC), geradora de energia elétrica em unidades próprias ou uma combinação das opções citadas, considerando, inclusive, a busca de parcerias estratégicas com outros agentes. Os investimentos em projetos novos no segmento energia elétrica somam US$ 1,4 bilhão.

Em 2013, os compromissos assumidos pela Petrobras, como geradora de energia elétrica e fornecedora de gás natural para termelétricas alcançarão 8.787 MW. Deste total, 6.659 MW referem-se ao montante de energia existente e 2.128 MW, aos leilões de energia A-3 e A-5, realizados em 2007 e 2008.

Projetos em andamento em gás natural e energia elétrica

Na carteira de projetos em andamento, o Plano de Negócios 2009-2013 contempla a conclusão de 10 obras de gasodutos (2.543 km de extensão), a instalação de novas estações de compressão e pontos de entrega, e a ampliação da capacidade do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) entre São Paulo e Paraná, por meio de novas estações de compressão. Os investimentos previstos nestes projetos são de US$ 4,52 bilhões.

Entre os principais projetos em andamento está o terceiro e último trecho do Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene), o Cacimbas (ES) – Catu (BA), com 946 km de extensão. A obra já conta com 53% da construção e montagem concluída e deve ser finalizada no primeiro semestre de 2010. O empreendimento permitirá a interligação das malhas das duas regiões.

Também serão concluídas as obras de cinco PCHs (125,4 MW), cinco usinas termelétricas (a gás natural, óleo diesel e óleo combustível, totalizando 973 MW) e a instalação de ciclo combinado de duas unidades (Luis Carlos Prestes, no Mato Grosso do Sul, com 262 MW; e Sepé Tiarajú, no Rio Grande do Sul, com 161 MW). Estes empreendimentos demandarão investimentos de US$ 926 milhões.