EXISTE PRE´-SAL DO OUTRO LADO DO ATLANTICO TAMBÉM

COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: 

A noticia abaixo é somente mais uma evidencia de que perdemos a prioridade nos investimentos estrangeiros no desenvolvimento de campos de petróleo em águas profundas. Cada vez mais o governo nos empurra e nos deixa dependentes dos recursos da Petrobras.

Fomos pioneiros, o Brasil estava a frente, mas a ganância do governo e dos políticos ávidos por votos e dinheiro fizeram com que os investimentos aqui parassem. O dinheiro (o capital) não fica parado esperando que as regras sejam definidas (e ainda estão obscuras), já foi para outro lugar onde possam gerar ganhos.

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Africa leads demand for offshore ultra-deepwater drilling rigs

08/28/2013

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Offshore staff

HAMILTON, Bermuda – Seadrill (XOSL:SDRL) sees strong demand for ultra-deepwater floating drilling rigs (up to 7,500 ft, or 2,286 m) from Africa over the next few years.

There will likely be a sharp increase in drilling activity off Angola and Nigeria, the contractor claims, due to a backlog of exploration work and the need to develop several large discoveries.

Seadrill also foresees increasing activity in East Africa with active exploration programs planned off Mozambique, Tanzania, and Kenya.

In Brazil, the recent license awards in frontier deepwater regions should further drive demand for ultra-deepwater rigs, while in the US Gulf of Mexico, development work is growing as the market returns to normal operating conditions following Macondo. Seadrill expects a knock-on requirement for longer-duration drilling contracts.

The market for harsh environment drilling rigs remains very tight, the contractor adds, with increasing demand offshore northern Norway, Russia, and other Arctic regions likely to tighten supply further.

The supply/demand gap is rising too for premium jackups, operating in 350 ft (106 m) of water depth and built after 2005. There has been an increase in the number of open tenders, Seadrill says, combined with upward pressure on day rates and longer contract durations worldwide.

Over the past two years more than 30 rigs have left the market, and with roughly 60% of the global contracted fleet more than 30 years old, Seadrill foresees a positive outlook for newbuild jackups.

The contractor has committed this year to build a further eight jackups. It sees Asia and the Middle East remaining the main source of demand for high-spec jackups, with increasing demand also offshore West Africa and in the Gulf of Mexico.

During the past 10 years, 552 wells have been drilled offshore Mexico while 4,653 wells have been drilled in the US Gulf of Mexico, Seadrill says. Mexico has similar geology, but initial growth will come in the shallow-water sector, the contractor believes.

8/28/2013

Biogas

Senadores destacam papel do biogás

31/10/2012 | 15h38

 

A possibilidade de produção de biogás tanto em grandes centros urbanos como em localidades isoladas favorece a descentralização do desenvolvimento no país, reduzindo desigualdades e promovendo a inclusão social. A opinião foi manifestada pelos senadores João Capiberibe (PSB-AP) e Tomás Correia (PMDB-RO), que participaram de audiência pública nesta quarta-feira (31) sobre a Política Nacional de Biogás, realizada pela Comissão de Ciência, Tecnologia, Inovação, Comunicação e Informática (CCT).

Produzido na decomposição de matéria orgânica (lixo orgânico, esgoto sanitário e esterco de animal, por exemplo) por micro-organismos, sem a presença de oxigênio, o biogás é uma combinação de metano e dióxido de carbono, com alto teor energético.

Para João Capiberibe, a possibilidade de geração e uso em pequena escala é uma das principais vantagens do biogás. Ao concordar com o colega, Tomás Correia citou exemplos de biodigestores existentes em pequenas propriedades rurais, nas quais o gás gerado pela decomposição de esterco é utilizado para iluminação doméstica ou como gás de cozinha.

"Tem coisas simples que podem ser feitas para desenvolver o biogás nas áreas mais distantes, que vivem sem eletricidade. Até hoje temos um percentual elevado de brasileiros que não chegaram a usufruir da energia elétrica. Com uma política voltada para essas áreas, podemos levar esse benefício da vida moderna a custo baixo", disse Capiberibe.

Aterros

No debate, Thaís de Oliveira, da Secretaria de Recursos Hídricos e Ambiente Urbano do Ministério do Meio Ambiente, também citou exemplo de produção biogás em grande escala, como ocorre nos aterros criados a partir de lixões.

Conforme explicou, 51% do lixo produzido nas cidades é formado por matéria orgânica, ou seja, 94 mil toneladas por dia, de um total de 183 mil toneladas de resíduo sólido urbano.

"Temos uma necessidade de tratamento desse material e temos um potencial de tratar isso de maneira adequada, inclusive com a ótica de aproveitamento energético", frisou.

Também Tomás Correia ressaltou a combinação de vantagens do biogás, incentivando o aproveitamento adequado do lixo orgânico e resultando na geração de energia alternativa aos combustíveis fósseis.

Custos

Roberto Meira Júnior, do Ministério de Minas e Energia, concordou que o aproveitamento energético do biogás pode ser uma boa saída para os lixões. No entanto, ele observou que esse aproveitamento ainda esbarra no custo de geração, hoje em torno de R$ 300 por megawatt/hora.

"Precisamos alavancar o desenvolvimento de tecnologias no Brasil, buscando sempre a redução da escala de custo", opinou, ao sugerir ainda uma regulamentação mais específica para o biogás, evitando que esse seja equivocadamente associado ao gás natural.

Já o senador Capiberibe relativizou a limitação de custo apresentada por Meira. Segundo o parlamentar, em muitas localidades brasileiras, em especial nas mais isoladas, a única opção energética hoje é o diesel, a um custo de até R$ 500 por megawatt/hora.

Experiência alemã

Para reduzir a dependência externa no atendimento de suas necessidades energéticas, a Alemanha investe há pelo menos 50 anos em fontes alternativas, entre as quais o biogás, ressaltou Volker Niklahs, conselheiro da Embaixada da Alemanha no Brasil.

Atualmente, disse, cerca de 5% da produção de energia elétrica da Alemanha vem do biogás, sendo que o país adota política de preço básico para o produto, de forma a assegurar a rentabilidade dos produtores.

Outra experiência exitosa foi apresentada aos senadores por Gian Marques, diretor da empresa automotiva alemã MAN. No Brasil, disse, a empresa está fabricando ônibus flex ou bicombustível movidos a diesel e a biometano.

Já o pesquisador Joachim Werner Zang, do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Goiás, destacou projeto de cooperação Brasil-Alemanha para estudo da viabilidade econômica de produção de biogás a partir de vinhaça, um resíduo resultante da produção de etanol de cana de açúcar.

A possibilidade de produção de biogás tanto em grandes centros urbanos como em localidades isoladas favorece a descentralização do desenvolvimento no país, reduzindo desigualdades e promovendo a inclusão social. A opinião foi manifestada pelos senadores João Capiberibe (PSB-AP) e Tomás Correia (PMDB-RO), que participaram de audiência pública nesta quarta-feira (31) sobre a Política Nacional de Biogás, realizada pela Comissão de Ciência, Tecnologia, Inovação, Comunicação e Informática (CCT).

Produzido na decomposição de matéria orgânica (lixo orgânico, esgoto sanitário e esterco de animal, por exemplo) por micro-organismos, sem a presença de oxigênio, o biogás é uma combinação de metano e dióxido de carbono, com alto teor energético.

Para João Capiberibe, a possibilidade de geração e uso em pequena escala é uma das principais vantagens do biogás. Ao concordar com o colega, Tomás Correia citou exemplos de biodigestores existentes em pequenas propriedades rurais, nas quais o gás gerado pela decomposição de esterco é utilizado para iluminação doméstica ou como gás de cozinha.

"Tem coisas simples que podem ser feitas para desenvolver o biogás nas áreas mais distantes, que vivem sem eletricidade. Até hoje temos um percentual elevado de brasileiros que não chegaram a usufruir da energia elétrica. Com uma política voltada para essas áreas, podemos levar esse benefício da vida moderna a custo baixo", disse Capiberibe.

Aterros

No debate, Thaís de Oliveira, da Secretaria de Recursos Hídricos e Ambiente Urbano do Ministério do Meio Ambiente, também citou exemplo de produção biogás em grande escala, como ocorre nos aterros criados a partir de lixões.

Conforme explicou, 51% do lixo produzido nas cidades é formado por matéria orgânica, ou seja, 94 mil toneladas por dia, de um total de 183 mil toneladas de resíduo sólido urbano.

"Temos uma necessidade de tratamento desse material e temos um potencial de tratar isso de maneira adequada, inclusive com a ótica de aproveitamento energético", frisou.

Também Tomás Correia ressaltou a combinação de vantagens do biogás, incentivando o aproveitamento adequado do lixo orgânico e resultando na geração de energia alternativa aos combustíveis fósseis.

Custos

Roberto Meira Júnior, do Ministério de Minas e Energia, concordou que o aproveitamento energético do biogás pode ser uma boa saída para os lixões. No entanto, ele observou que esse aproveitamento ainda esbarra no custo de geração, hoje em torno de R$ 300 por megawatt/hora.

"Precisamos alavancar o desenvolvimento de tecnologias no Brasil, buscando sempre a redução da escala de custo", opinou, ao sugerir ainda uma regulamentação mais específica para o biogás, evitando que esse seja equivocadamente associado ao gás natural.

Já o senador Capiberibe relativizou a limitação de custo apresentada por Meira. Segundo o parlamentar, em muitas localidades brasileiras, em especial nas mais isoladas, a única opção energética hoje é o diesel, a um custo de até R$ 500 por megawatt/hora.

Experiência alemã

Para reduzir a dependência externa no atendimento de suas necessidades energéticas, a Alemanha investe há pelo menos 50 anos em fontes alternativas, entre as quais o biogás, ressaltou Volker Niklahs, conselheiro da Embaixada da Alemanha no Brasil.

Atualmente, disse, cerca de 5% da produção de energia elétrica da Alemanha vem do biogás, sendo que o país adota política de preço básico para o produto, de forma a assegurar a rentabilidade dos produtores.Outra experiência exitosa foi apresentada aos senadores por Gian Marques, diretor da empresa automotiva alemã MAN. No Brasil, disse, a empresa está fabricando ônibus flex ou bicombustível movidos a diesel e a biometano.

Já o pesquisador Joachim Werner Zang, do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia de Goiás, destacou projeto de cooperação Brasil-Alemanha para estudo da viabilidade econômica de produção de biogás a partir de vinhaça, um resíduo resultante da produção de etanol de cana de açúcar.

Fonte: Agência Senado

 

Pragmatismo x Ideologia = o atraso referente à ideologia

 Comentário do blogueiro: Se fossemos mais pragmáticos como os países mais desenvolvidos, teríamos agido de maneira rápida e já estaríamos explorando o pré-sal com investimentos de outras companhias e de diversas fontes aportando mais e mais empregos e pujança econômica. O petróleo só tem valor quando ele está na superfície. A lei anterior, de concessões permitia ajustes nos percentuais e aportaria já mais divisas (dinheiro) para o governo. Em nome da IDEOLOGIA socialista, comunista ou qq q seja o q se tem, marcou-se os anos que passaram com mostras e mais mostras de pura ganância política e politiqueira. Repartiram o bolo antes de comprar a farinha para cozinhar (se bem que ainda nem decidiram como repartir o bolo que nem está feito).

O que se pode ler na evidência do artigo abaixo é que para fazer o bolo precisa-se gastar dinheiro antes, seguindo a receita da ideologia para se ter a divisão de acordo com a ganância, "esbarramos" na completa falta de recursos financeiros, sem falar nos humanos e de logística.

Fatalmente, se tivéssemos sido pragmáticos e ágeis, já teríamos suprido a falta de recursos financeiros (com aportes externos ávidos por investimentos seguros dentro de regras claras - que agora foram quebradas) e a falta de recursos humanos neste mercado sempre foi suprido por treinamentos internos feitos pelas empresas que contratam os funcionários e os técnicos específicos para cada função.

Anunciado pelo governo para novembro de 2013, o primeiro leilão do pré-sal sob o regime de partilha de produção encontra um obstáculo maior do que a aprovação no Congresso do novo modelo de repartição dos royalties do petróleo entre Estados e municípios: o desinteresse da Petrobras na iniciativa.

Além do entrave legal (sem um novo modelo de distribuição, não pode haver leilão), pesa a dificuldade da estatal em levantar recursos suficientes para investir em novos blocos.

Uma parte da legislação do pré-sal já foi aprovada e impõe a Petrobras como operadora única (líder dos consórcios e responsável pela administração da reservas) e sócia obrigatória dos novos campos com, ao menos, 30% de participação.

Diante disso, a Petrobras será obrigada a aportar valores correspondentes à sua participação. Um exemplo: no campo de Libra, descoberto em perfurações da ANP (Agência Nacional do Petróleo) em área do pré-sal não concedida, a expectativa é que o consórcio vencedor tenha que pagar um bônus para a União de R$ 10 bilhões.

Se o valor for esse, a Petrobras terá que desembolsar, de cara, R$ 3 bilhões para ficar com o mínimo de 30%. Fora esse bônus inicial, o regime de partilha prevê que uma parcela do óleo produzido será entregue à União, que terá uma nova estatal para comercializá-lo.

Apenas 30% do pré-sal estão em áreas já concedidas. O restante ainda será leiloado. Atualmente, a Petrobras já encontra dificuldades em se financiar. Para fechar seu plano de negócios 2012-2016 (US$ 236 bilhões), terá de captar no mercado até US$ 18 bilhões ao ano e vender US$ 15 bilhões em ativos (campos e refinarias no exterior).

Os mercados não estão fechados à estatal. Ao contrário. Mas o mundo vive uma crise, que restringe a capacidade de investidores de algumas regiões.

O grande entrave é que a Petrobras já não conta tanto com a sua principal fonte de financiamento: sua própria geração de caixa, asfixiada pela política do governo de segurar os preços dos combustíveis, que não seguem cotações internacionais de petróleo e derivados.

Descrente em relação ao leilão do pré-sal em novembro, o setor se mostra otimista com a realização da oferta de áreas fora do pré-sal, prevista para maio. Não há impedimento legal, mas o governo receia "embolar o meio de campo" na negociação para aprovação do novo regime de royalties.

A pergunta corrente é se a presidente conseguirá leiloar blocos do pré-sal antes do fim do seu primeiro mandato, em 2014.

Leilão do pré-sal sob regime de partilha esbarra na Petrobras

10/10/2012 | 09h54

Anunciado pelo governo para novembro de 2013, o primeiro leilão do pré-sal sob o regime de partilha de produção encontra um obstáculo maior do que a aprovação no Congresso do novo modelo de repartição dos royalties do petróleo entre Estados e municípios: o desinteresse da Petrobras na iniciativa.

Além do entrave legal (sem um novo modelo de distribuição, não pode haver leilão), pesa a dificuldade da estatal em levantar recursos suficientes para investir em novos blocos.

Uma parte da legislação do pré-sal já foi aprovada e impõe a Petrobras como operadora única (líder dos consórcios e responsável pela administração da reservas) e sócia obrigatória dos novos campos com, ao menos, 30% de participação.

Diante disso, a Petrobras será obrigada a aportar valores correspondentes à sua participação. Um exemplo: no campo de Libra, descoberto em perfurações da ANP (Agência Nacional do Petróleo) em área do pré-sal não concedida, a expectativa é que o consórcio vencedor tenha que pagar um bônus para a União de R$ 10 bilhões.

Se o valor for esse, a Petrobras terá que desembolsar, de cara, R$ 3 bilhões para ficar com o mínimo de 30%. Fora esse bônus inicial, o regime de partilha prevê que uma parcela do óleo produzido será entregue à União, que terá uma nova estatal para comercializá-lo.

Apenas 30% do pré-sal estão em áreas já concedidas. O restante ainda será leiloado. Atualmente, a Petrobras já encontra dificuldades em se financiar. Para fechar seu plano de negócios 2012-2016 (US$ 236 bilhões), terá de captar no mercado até US$ 18 bilhões ao ano e vender US$ 15 bilhões em ativos (campos e refinarias no exterior).

Os mercados não estão fechados à estatal. Ao contrário. Mas o mundo vive uma crise, que restringe a capacidade de investidores de algumas regiões.

O grande entrave é que a Petrobras já não conta tanto com a sua principal fonte de financiamento: sua própria geração de caixa, asfixiada pela política do governo de segurar os preços dos combustíveis, que não seguem cotações internacionais de petróleo e derivados.

Descrente em relação ao leilão do pré-sal em novembro, o setor se mostra otimista com a realização da oferta de áreas fora do pré-sal, prevista para maio. Não há impedimento legal, mas o governo receia "embolar o meio de campo" na negociação para aprovação do novo regime de royalties.

A pergunta corrente é se a presidente conseguirá leiloar blocos do pré-sal antes do fim do seu primeiro mandato, em 2014.

Fonte: Folha de São Paulo

Mais sobre os pequenos...

Rio Oil & Gas 2012

Independentes podem parar de produzir petróleo no país em 5 anos

18/09/2012 | 16h14

Se não forem tomadas medidas urgentes de incentivo, como uma nova oferta de blocos onshore nos próximos cinco anos, os pequenos e médios produtores de petróleo, poderão ter de parar as atividades no Brasil. A afirmação foi feita nesta terça-feira (18) pelo presidente da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), Alessandro Novaes, durante coletiva a jornalistas na Rio Oil & Gas 2012.

 Segundo Novaes, os independentes pedem a sanção da proposta que permite a realização de leilões de concessões de exploração exclusivos para os independentes a cada seis meses. Ele explica que a proposta já foi aprovada por unanimidade pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), assim como a realização da 11ª rodada de leilões de concessões no setor, que aguarda sanção presidencial há 11 meses. 

 "É uma desproporção de oportunidades. A paralisação de ofertas de leilão está afetando pequenos e médios produtores de onshore. Eles só precisam de oportunidade para poder investir", ressalta o executivo. Novaes explica que os independentes não precisam de redução de IPI, de PIS/Cofins, de nenhum incentivo, apenas a possibilidade de voltar a investir. 

 "Nossa produção era de 3,5 mil barris por dia, mas neste ano já baixou para 3 mil barris por dia. Já sofremos influência direta da falta de oportunidades. Por isso que eu digo que, se não fizermos nada, vamos morrer", acrescentou.

 A ABPIP representa mais de 70% das operadoras concessionárias produtivas da ANP, mas a produção desses independentes soma apenas 0,1% da produção nacional. De 26 concessionárias operadoras registradas na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), 19 atuam como independentes em áreas terrestres e todos esses são associados à ABPIP, que tem o total de 21 associados.

 Também presente na coletiva, o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), João Carlos De Luca, disse que o sistema vigente [de concessão] está legal e que não há impedimentos legais, mas talvez algum impedimento político. 

 "O modelo de concessão e abertura de oportunidades em outras áreas ficou refém da discussão da divisão dos royalties no sistema de partilha", disse De Luca.

 Fonte: Redação TN
Autor: Maria Fernanda Romero

COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: O problema é ideológico, já que os PTistas acham que dinheiro privado é ruim e que ainda estamos na onda do "petróleo é nosso"; e desde que assumiram bombardearam o "modelo de concessão" que estava dando muito certo, faltando somente volume (que ainda falta) de produção para que os independentes pudessem ser "totalmente" independentes mesmo, afinal eles não têm condições de vender o petróleo para uma refinaria que não seja as da Petrobras no Brasil, pois não têm volume suficiente para exportar e não existem refinarias no Brasil que não pertençam à Petrobras. Agora, com a confusão e inoperância de nosso congresso, estamos sem rodadas de licitação e sem desenvolver ainda mais o mercado de petróleo.

Vale ressaltar que os independentes foram responsáveis por um ressurgimento da atividade de petróleo no interior do Brasil já que estes precisavam contratar serviços de diferentes companhias de serviço que em um determinado momento precisaram contratar mais pessoas e investir em imóveis na região que estav sendo revitalizada.

 

Angola já tem pré-sal também!!!

Cometário do blogueiro: Como dito anteriormente, agora vem a realidade de que o pre-sal na África já está acontecendo em conjunto com as empresas estrangeiras que no Brasil estão sem blocos para expllorar devido à nossa ineficiencia causada pela ganância dos senhores deputados e senadores que ao invés de trabalhar para o Brasil ser mais eficiente, atrasam e freiam o desenvolvimento do Brasil. Veja comentários anteriores.

 

Azul well confirms Angola presalt potential

Offshore staff

LUANDA, Angola – Maersk Oil has discovered oil in the deepwater Azul-1 exploration well in block 23 in Angola's Kwanza basin.

The company says this was the first well to penetrate presalt objectives in the Angolan deepwater. It was drilled in a water depth of 923 m (3,028 ft) and reached a final depth of 5,334 m (17,500 ft).

Maersk adds that the condition of the well prevented an assessment of flow capacity by a conventional test. Instead, the partners opted for a mini-drillstem test that enabled recovery of two good-quality oil samples.

Early interpretation of the data suggests a potential flow capacity of more than 3,000 b/d. The partners plan further exploration on the block, including what Maersk calls 'state-of-the-art' reprocessing of seismic data. The company expects full appraisal of the find to take several years.

Sonangol E.P. is the block concessionaire. Maersk is operator and partners are Svenska and Sonangol P & P.

01/04/2012

Operadores vão testar blocos em Angola similares ao Pré-sal Brasileiro

Comentário do Blogueiro: Como comentado anteriormente neste blog,
íamos perder tempo e investimentos ao discutirmos de maneira tão
ineficiente e bastante gananciosa entre os políticos. Paramos o ciclo
das rodadas de concessão exploratória que estavam funcionando tão bem.
Discutimos outra empresa estatal (Petrosal) para dar emprego aos
políticos e seus apadrinhados... Brigamos entre si e entre os estados
por royalties (pelo bolo pronto sem nem comprar a farinha ainda)...
Vamos novamente perder o trem da história como foi com o ciclo da
borracha, do café etc. Nunca aprendemos. E nunca vamos pra frente
Brasil !!
:-)

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Operators to test presalt Brazil-like blocks off Angola
01/02/2012
Offshore Angolan prospects geologically similar to presalt discoveries
off Brazil will be tested under production sharing agreements signed
by state-owned Sonangol and several international operators. BP, Eni,
Statoil, and Cobalt International Energy reported new PSAs with
Sonangol. Total earlier disclosed plans to acquire 3D seismic data and
drill five wells on three contiguous deepwater blocks in the Kwanza
basin, two of which it will operate with the third to be operated by
Statoil (OGJ Online, Dec. 20, 2011).

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.