construção no Brasil de até 28 sondas

 

Estratégia para construção no Brasil de até 28 sondas de perfuração

 

Rio de Janeiro, 11 de setembro de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, comunica, que a Diretoria Executiva da Companhia aprovou a estratégia para contratação de até 28 novas sondas de perfuração a serem construídas no Brasil, com conteúdo nacional crescente, para exploração em águas ultra-profundas, incluindo os campos localizados do pré-sal. A entrega dessas sondas está prevista para ocorrer entre 2013 e 2018.

          

Numa primeira fase, está prevista a contratação de um lote mínimo de 9 sondas. Desse primeiro lote, 7 unidades do tipo navio, que utilizarão projeto consolidado e de amplo domínio no mercado mundial, serão agrupadas para a construção em um único estaleiro. A contratação dessas 7 sondas possibilitará que o estaleiro vencedor da licitação realize os investimentos necessários para a adequação de sua infraestrutura, com ganho de escala.

 

As outras 2 unidades, que poderão ser tanto do tipo navio quanto plataforma semi-submersível, serão contratadas separadamente e poderão utilizar-se de novas tecnologias que incorporam conceitos ainda pioneiros na indústria mas que proporcionem grandes benefícios econômicos e operacionais para a Petrobras.

 

Adicionalmente, a Companhia irá conduzir, simultaneamente, outro processo que prevê a possibilidade de afretamento de até 4 unidades por empresa, a serem construídas no Brasil. Nessa alternativa, a contratação da construção junto aos estaleiros estaria a cargo das empresas afretadoras.

 

O início do processo para a contratação de todas as unidades está prevista para ocorrer ainda em setembro de 2009.

 

O volume das encomendas viabilizará a ampliação e adequação dos estaleiros existentes e a criação de novos e modernos estaleiros no país, implementando uma nova indústria naval nacional, em nível de competitividade com os melhores estaleiros internacionais, para o segmento da indústria offshore.

 

Devido às características dessas sondas, a sua construção no país também irá gerar um enorme incremento na indústria de bens e serviços responsável pela cadeia produtiva desses estaleiros.

 

Nesse sentido, a Petrobras estuda formas para facilitar o acesso a crédito dos fornecedores brasileiros que irão compor a cadeia produtiva da indústria naval que irá produzir as sondas de perfuração que serão contratadas.

 

Para viabilizar todo esse enorme empreendimento, que certamente irá promover o desenvolvimento econômico nacional e poderá gerar mais de 40.000 novos empregos diretos e indiretos, quando todas as encomendas estiverem colocadas, o Governo Federal irá alocar, através do Fundo Garantidor da Construção Naval, R$ 4 bilhões exclusivamente para garantia da construção dessas 28 sondas de perfuração.

Para leigos: Breve resumo das propostas do governo

Texto do Blogueiro Luciano da Costa Elias (todos os direitos reservados - pode ser copiado desde que dados os devidos créditos) (procurei ser sucinto e bem explicativo - não deixe de ler as demais postagens sobre o tema neste blog onde há uma coletânea e também no item "Notícias Relacionadas"):

 

Noções importantes para melhor compreensão:

Operadora: é a empresa que detém os direitos de exploração de um bloco. Pode estar sozinha ou associada a outras empresas no bloco concedido e não necessariamente é a empresa que detém a maior participação no bloco. A operadora é importante pois será a responsável por todo o trabalho de levantamento de dados (sísmica e modelagem geológica), contratação de sondas e de companhias de serviço (brocas, ferramentas, fluidos, perfilagem) para a perfuração dos poços.

Bloco: área licitada e concedida para uma operadora e seus parceiros explorarem em busca de "estruturas geológicas" onde seja possível encontrar acumulações de hidrocarbonetos (petróleo e/ou gás). Nas fases iniciais de exploração é obtido o levantamento sísmico (como se fosse uma ultrassonografia) da geologia do local que aliado aos modelos geológicos estudados levanta-se as hipóteses referentes a um ou outro modelo. A partir do modelo geológico se indicam os locais (propectos) onde se deve perfurar para confirmar o modelo ou não, encontrando as rochas previstas no modelo e, talvez, o hidrocarboneto esperado. Caso o bloco não se mostre interessante, a operadora devolverá o bloco com todas as informações levantadas sobre ele. Este mesmo bloco pode ser licitado novamente já com novas informações para outras empresas que imaginem que possam "enxergar" outras possibilidades no bloco através de outros modelos ou outros levantamentos sismicos. O governo e a ANP têm sido criticados por licitarem áreas com nenhum ou muito pouco conhecimento geológico (sismicas), pois entende-se que parte deste trabalho deveria ser feito para atrair interesse das empresas candidatas a operadoras.

Prospecto: é o local onde será perfurado um poço exploratório e pode confirmar a existência de hidrocarbonetos na estrutura geológica obtida por sísmica e confirmar o modelo geológico da região ou bloco. Se o prospecto confirmar a presença de hidrocarboneto, a estrutura existente pode virar um campo, mas somente após a perfuração de poços de extensão para confirmar a extensão da estrutura geológica e seu potencial de produção a partir de testes. Exemplo de prospecto: Tupi, Iara, Júpiter, Carioca etc (eles ainda não são campos - tipicamente a Petrobras dá nome de peixes a seus campos confirmados)

Campo: após a perfuração de dois ou mais poços em uma estrutura confirmando o modelo e o potencial de produção, após um teste de poço, é confirmada a presença de um campo. A extensão de um campo deve ser confirmada com a perfuração de mais poços de extensão quanto forem necessários. Caso a estrutura geológica estudada se extenda para além do limite do bloco, será necessário entrar em negociação com o concessionário do bloco vizinho para "unitizar" o campo.

Unitização: é o trabalho de avaliação do tamanho total da estrutura geológica que compreende o campo encontrado e as suas reservas de hidrocarbonetos, a área do campo em cada bloco concedido, e dividir a participação entre os concessionários. Se o bloco vizinho não tiver sido concedido ainda a outro concessionário, o bloco pertence à União e, então, poderá ser sócia (por meio da ANP ou de uma outra empresa - Petrosal??) ou licitar o bloco já unitizado (com todo o conhecimento de reservas etc, será como vender em leilão uma vaca premiada).

 

A proposta do governo para o "Novo Marco Regulatório do Pré-sal" compreende 4 propostas encaminhadas ao congresso:

1) Modelo de partilha da produção para as áreas do Pré-Sal e áreas estratégicas (mantendo o regime de concessão em vigor para as anteriormente licitadas): nesta proposta o governo se propõe a "controlar" a produção do petróleo recebendo parte da produção. O grande problema do sistema de partilha é que o governo tem que montar uma estrutura para armazenar, transportar, vender, processar etc o petróleo que ele recebe como pagamento por ser sócio. Muitos países grandes produtores adotam esse regime, no entanto nenhum deles é desenvolvido, não servindo de bom exemplo ou de bom argumento a favor deste regime. (NOTA DO BLOGUEIRO: Como sabemos, a ineficiência do governo atrasará a captação de recursos e exigirá a criação de estruturas governamentais com caráter técnico - a chance de dar errado é muito grande, porque o que o governo sabe fazer é cobrar impostos, não sabe produzir.)

2) Criação da Petrosal: empresa governamental responsável por gerir os recursos advindos dos blocos de pré-sal, bem como unitização de blocos não licitados, venda e processamento de petróleo e contratação de empresas para os serviços referentes aos blocos por ela controlados. (NOTA DO BLOGUEIRO: Como sabemos, será usada, tal qual qualquer estatal brasileira, como cabide de emprego para filhos, netos, familiares, cabos eleitorais etc de deputados, senadores e ministros.)

3) Petrobras como operadora obrigatória de todas essas áreas e com participação mínima de 30%: como detentor de ações da Petrobras acho bom, como cidadão acho ruim, pois é um fator limitante à concorrência entre as empresas e deverá reduzir a velocidade com que seremos capazes de produzir este petróleo e disponibilizá-lo para processamento ou venda na superfície. Como sabemos, petróleo bom é aquele já vendido ou processado na superfície, enquanto ele estiver no fundo do poço ele não vale nada, aliás, custará dinheiro para perfurar e produzir (investimentos). É importante dizer que a Petrobras é uma empresa que tem acionistas em diferentes países e não pertence totalmente ao governo brasileiro. Beneficiar a Petrobras é beneficiar estes acionistas estrangeiros também.

4) Capitalização da Petrobras: é necessária para que se cumpra o item 3 acima e para facilitar a unitização dos blocos ainda não licitados, além de dispor recursos para que a Petrobras possa acelerar os investimentos para demarcar os campos descobertos (pois ainda não se sabe a correta extensão de todos) e para colocar em produção. No entanto, cabe a ressalva anterior, beneficiar a petrobras é beneficiar sócios estrangeiros e investidores das ações.

 

NOTA DO BLOGUEIRO: OBSERVAÇÃO.: Será que o governo brasileiro tem dinheiro público disponível para "alavancar" a Petrobras? Se tem, por que está disponível todo este dinheiro com tantas obras de infra-estruturas necessárias para o país?

 

NOTA DO BLOGUEIRO: Como vemos. o governo demorou 2 anos - atrasando o desenvolvimento - para colocar um modelo que pode gerar ainda muita confusão no afã de ter sob controle estatal a produção e se preocupando em dividir os recursos - dividir o bolo antes de comprar a farinha - e em tentar ser bastante eleitoreiro. O modelo atual, o de concessão, é muito adequado para a realidade do Pré-sal, bastando que as próximas concessões tenham ajustados os seus valores de "royalties"  e de "participação especial" para os blocos do pré-sal. Se isso tivesse sido feito antes, teríamos já dinheiro disponível (participação especial é o quanto se paga no leilão) para os investimentos sociais que tanto alardeiam. No caso dos blocos que necessitam de unitização, quando esta fosse completada, estes blocos seriam vendidos com altos valores de "participação especial".

OBS.: "Royaties" - é a porcentagem que se paga sobre o valor da produção do petróleo. Ou seja, dinheiro. O que é melhor, receber dinheiro ou ter que se preocupar em armazenar, processar etc? O que é mais rápido para alavancar socialmente o país?

Mais sobre as propostas do governo

"Eu sinto um retorno ao monopólio", diz professor

Autor(es): Sergio Lamucci

Valor Econômico - 03/09/2009

O diretor do Centro de Estudos de Petróleo da Unicamp, Osvair Trevisan, faz várias ressalvas ao modelo proposto pelo governo para a exploração do petróleo da camada pré-sal, da troca do sistema de concessão pelo de partilha à definição da Petrobras como única operadora nos novos campos a serem licitados. "Eu sinto um retorno ao monopólio, e eu vejo os monopólios com restrição", afirma Trevisan, para quem o modelo escolhido pode inibir a participação no pré-sal de empresas petrolíferas estrangeiras. A questão é que essas companhias têm grande interesse em participar da operação, e não apenas de atuar no financiamento dos projetos. Trevisan não vê motivos para a mudança do sistema de concessão para o de partilha. Para ele, o argumento de que a alteração ocorre para aumentar a transferência de renda para a União "não faz muito sentido". Pelo modelo de concessão, é possível fazer isso, bastando especificar um percentual maior da participação governamental no momento da licitação, diz Trevisan. Segundo ele, se hoje a União fica com algo entre 50% e 55%, poderia passar a abocanhar cerca de 70% nos campos a serem licitados do pré-sal, se eles tiverem realmente o potencial que hoje se cogita. O professor da Unicamp lembra ainda que os países que adotam o sistema de partilha não são exatamente exemplos de democracia e de instituições fortes, como Arábia Saudita, Rússia, Venezuela, Nigéria e Catar, enquanto o modelo de concessão é praticado por países como EUA, Canadá, Reino Unido, Noruega e Holanda. "É um sistema mais transparente, em que as licitações são públicas", diz ele, para quem o modelo de concessão está funcionando bem no Brasil, com transparência, qualidade que pode faltar no sistema de partilha. A definição da Petrobras como única operadora dos novos campos do pré-sal também desagrada Trevisan, que sente um cheiro de retorno ao monopólio no ar. Pelo novo modelo, a empresa vai comandar a cadeia de exploração e produção do petróleo no pré-sal, acredita ele. Para Trevisan, o Brasil já passou da fase em que um monopólio poderia se justificar, já que tem uma economia dinâmica e um parque industrial forte. "O monopólio não faz bem para a nação e nem para a Petrobras." O professor da Unicamp diz que a concentração excessiva de funções nas mãos da Petrobras pode levar a uma participação mais tímida das empresas petrolíferas estrangeiras na exploração do pré-sal. "Acho que o modelo não chega a afugentá-las, mas pode inibi-las, porque elas gostam de fazer a operação em si, e não de atuar como financiadoras do projeto." Como o investimento no pré-sal deverá exigir um volume elevado de recursos, é um mau negócio para o país se as grandes empresas do setor não tiverem uma participação mais significativa no empreendimento, avalia Trevisan. "É um dinheiro que o país não pode desprezar, pois será necessário muito capital para fazer a exploração." Como operadora única, a Petrobras vai precisar de um volume extremamente elevado de recursos. Para ele, hoje não é possível dizer se a capitalização da empresa, no valor equivalente a até 5 bilhões de barris de petróleo, que pode chegar a estimados US$ 50 bilhões, será suficiente para a empresa dar conta das tarefas que o o novo modelo lhe reserva. Trevisan também faz críticas à forma de capitalização escolhida pelo governo. "O pessoal esquece que a Petrobras é uma empresa de capital misto", diz ele, observando que grande parte do capital da companhia é privado. "Haverá uma transferência de bens da nação [os 5 bilhões de barris de petróleo] para uma companhia." Dependendo dos termos da transferência, ela pode beneficiar as pessoas que detêm o capital da empresa, em detrimento de quem não tem nada. Outro problema, para Trevisan, é como se chega ao preço do barril para essa operação. Se o pré-sal tiver um potencial de fato muito grande, uma capitalização considerando um barril a US$ 10 ocorreria a um preço baixo, diz ele. Apesar dessa ressalva, Trevisan não tem a mesma certeza dos integrantes do governo quanto ao potencial das reservas do pré-sal. "Eu gostaria que não houvesse nenhum risco, mas eles existem. Já houve perfurações de poços secos. Não dá para falar como se as coisas fossem certas e seguras." Por fim, o professor da Unicamp diz ainda que não ficou claro para ele qual será o papel da nova estatal a ser criada, a Petro-sal. Em meio a tantas críticas, Trevisan diz que gostou da ideia da criação do Fundo Social, que vai receber os recursos do pré-sal e ser usado para atividades como o combate à pobreza e o desenvolvimento da educação. "A intenção é boa, de fazer uma reserva para as gerações futuras."

NOTA DO BLOGUEIRO: Agradeço ao colega Marlon Duque por enviar o link desta opinião do professor.

 

Fusão Baker e BJ (Companhias de serviço em E&P)

Companhias de serviço buscam combinação e sinergia em diversas áreas de serviço desde cimentação e fraturamento (especialidades da BJ, inclusive no Brasil) a perfuração, completação e teste (áreas de atuação da Baker com direcional, brocas, perfilagem). Desta maneira a Baker busca se fortalecer para enfrentar Schlumberger e Halliburton.

 

Baker Hughes to Acquire BJ Services in $5.5 Billion Transaction

Mon Aug 31, 2009 6:00am EDT - Thomson Reuters 2009 All rights reserved - REUTERSCompanhias de serviço buscam combinação e sinergia

Combines BJ Services' Leading Pressure Pumping Business with Baker Hughes' Diversified International Franchise  HOUSTON, Aug. 31 /PRNewswire-FirstCall/ -- Baker Hughes Incorporated (NYSE: BHI) and BJ Services Company (NYSE: BJS) today announced that their Boards of Directors have approved a definitive merger agreement, which represents a transaction value of $5.5 billion for BJ Services based on closing stock prices on August 28, 2009.   The agreement represents a premium to BJ Services stockholders of 16.3% over the closing price of BJ Services stock on August 28, 2009.  Under the agreement, BJ Services stockholders will receive 0.40035 shares of Baker Hughes and cash of $2.69 in exchange for each share of BJ Services common stock. Upon closing, and reflecting the issuance of new Baker Hughes shares, BJ Services stockholders collectively will own approximately 27.5% of Baker Hughes' outstanding shares.  "The transaction further enhances Baker Hughes' position as a top-tier global oilfield services company," said Chad C. Deaton, Baker Hughes chairman, president and chief executive officer.  "BJ Services broadens our portfolio by adding products, technologies and talented people that are key to helping our customers unlock value in their reservoirs, particularly in unconventional gas and deepwater fields. It will better position us to drive international growth and to compete for the growing large integrated projects by incorporating pressure pumping into our product offering.   "Our two companies have highly complementary products and services with very little overlap. Baker Hughes has a long record of partnering with BJ Services on major projects.  The proposed merger will make Baker Hughes a stronger, more efficient service provider for our customers worldwide, by integrating pressure pumping with Baker Hughes' wide range of products and services."  Baker Hughes expects to realize annual cost savings of approximately $75 million in 2010 and $150 million in 2011 as it eliminates redundant costs, consolidates facilities, and further rationalizes field costs.  Baker Hughes expects the combination to be accretive to earnings per share in 2011.  The Baker Hughes Board of Directors will be expanded to include two BJ Services Board members.  BJ Services' Chairman, President and CEO Bill Stewart said: "We are very pleased to be joining forces with Baker Hughes and believe that this is an attractive combination for all of BJ Services' constituencies:  customers will benefit from our wider and better-integrated array of services and technologies; our employees will enjoy the advantages and opportunities of being a part of a larger, stronger company; and BJ Services' stockholders will have the opportunity to continue to participate in the success of the combined enterprise."   Although pressure pumping accounted for less than 1% of Baker Hughes' revenues in 2008, it is expected to generate approximately 20% of the combined company's revenues, providing Baker Hughes with revenues from pressure pumping that approaches its two largest competitors. Pressure pumping has grown in importance as customers have looked for new ways to unlock the full value of their reservoirs.  The number of fields requiring pressure pumping services is expected to grow, especially outside of North America, where BJ Services can leverage Baker Hughes' extensive international presence as it pursues growth opportunities.   The merger is subject to the approval of both Baker Hughes' and BJ Services' stockholders as well as other customary approvals.  The companies anticipate that the transaction could close as soon as the end of the calendar year.  Baker Hughes and BJ Services intend to file a joint proxy statement / prospectus with the Securities and Exchange Commission as soon as possible.  Goldman, Sachs & Co. is acting as Baker Hughes' financial advisor, and Baker Hughes' legal advisors are Akin Gump Strauss Hauer & Feld LLP, Fulbright & Jaworski L.L.P., Howrey L.L.P., and Morris, Nichols, Arsht & Tunnell LLP.  Greenhill & Co. is acting as BJ Services' financial advisor and rendered a fairness opinion to the Board of Directors.  BofA Merrill Lynch Securities also rendered a separate fairness opinion to the Board of Directors of BJ Services.  BJ Services' legal advisors are Skadden, Arps, Slate, Meagher & Flom LLP, and Andrews Kurth LLP.  Conference Call  Baker Hughes and BJ Services have scheduled a joint conference call today to discuss the merger.  The call will begin at 8:30 a.m. Eastern time, 7:30 a.m. Central time, on August 31, 2009.  To access the call, which is open to the public, please contact the conference call operator at (877) 382-1760, or (706) 758-8296 for international callers, 20 minutes prior to the scheduled start time, and ask for the "Baker Hughes and BJ Services Conference Call."  A replay will be available through, September 28, 2009.  The number for the replay is (800) 642-1687, or (706) 645-9291 for international callers.  The call and replay will also be web cast on www.bakerhughes.com and on www.bjservices.com.  Today's news release, along with other news about Baker Hughes and BJ Services, is available on the Internet at www.bakerhughes.com/investor in the "News and Events" section under "Events and Presentations" ; www.bjservices.com in the "Investors" section; and www.premieroilservices.com.  Forward-Looking Statements Information set forth in this document (and all oral statements made regarding the subjects of this document, including on the conference call announced herein) contain "forward-looking statements" (as defined in Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934, as amended), which reflect Baker Hughes' and BJ Services' expectations regarding future events.  The forward-looking statements involve a number of risks, uncertainties and other factors that could cause actual results to differ materially from those contained in the forward-looking statements. Such forward-looking statements include, but are not limited to, statements about the benefits of the business combination transaction involving Baker Hughes and BJ Services, including future financial and operating results, accretion to Baker Hughes' earnings per share arising from the transaction, the expected amount and timing of cost savings and operating synergies, whether and when the transactions contemplated by the merger agreement will be consummated, the new combined company's plans, market and other expectations, objectives, intentions and other statements that are not historical facts.  The following additional factors, among others, could cause actual results to differ from those set forth in the forward-looking statements: the ability to obtain regulatory approvals for the transaction and the approval of the merger agreement by the stockholders of both parties; the risk that the cost savings and any other synergies from the transaction may not be realized or may take longer to realize than expected; disruption from the transaction making it more difficult to maintain relationships with customers, employees or suppliers; the ability to successfully integrate the businesses, unexpected costs or unexpected liabilities that may arise from the transaction, whether or not consummated; the inability to retain key personnel; continuation or deterioration of current market conditions; future regulatory or legislative actions that could adversely affect the companies; and the business plans of the customers of the respective parties. Additional factors that may affect future results are contained in Baker Hughes' and BJ Services' filings with the Securities and Exchange Commission ("SEC"), which are available at the SEC's web site http://www.sec.gov. Baker Hughes and BJ Services disclaim any obligation to update and revise statements contained in these materials based on new information or otherwise.  Additional Information and Where to Find It Baker Hughes and BJ Services will file a joint proxy statement/prospectus and other documents with the SEC.  INVESTORS AND SECURITY HOLDERS ARE URGED TO CAREFULLY READ THE JOINT PROXY STATEMENT/PROSPECTUS WHEN IT BECOMES AVAILABLE, BECAUSE IT WILL CONTAIN IMPORTANT INFORMATION REGARDING BAKER HUGHES, BJ SERVICES AND THE ACQUISITION.  A definitive joint proxy statement/prospectus will be sent to security holders of Baker Hughes and BJ Services seeking their approval of the acquisition.  Investors and security holders may obtain a free copy of the proxy statement/prospectus (when available) and other documents filed by Baker Hughes and BJ Services with the SEC at the SEC's web site at www.sec.gov. The proxy statement/prospectus and such other documents (relating to Baker Hughes) may also be obtained for free from Baker Hughes by accessing Baker Hughes' website at www.bakerhughes.com/investor. The proxy statement/prospectus and such other documents (relating to BJ Services) may also be obtained for free from BJ Services by accessing BJ Services' website at www.bjservices.com.  Participants in the Solicitation Baker Hughes, its directors, executive officers and certain members of management and employees may be considered "participants in the solicitation" of proxies from Baker Hughes' stockholders in connection with the acquisition. Information regarding such persons and a description of their interests in the acquisition will be contained in the joint proxy statement/prospectus when it is filed.  BJ Services, its directors, executive officers and certain members of management and employees may be considered "participants in the solicitation" of proxies from BJ Services' stockholders in connection with the acquisition. Information regarding such persons and a description of their interests in the acquisition will be contained in the joint proxy statement/prospectus when it is filed.  BJ Services Company is a leading provider of pressure pumping, well completion, production enhancement and pipeline services to the petroleum industry.  Baker Hughes provides reservoir consulting, drilling, formation evaluation, completion and production products and services to the worldwide oil and gas industry.  

COLETÂNEA sobre Novo marco: prejudicial aos Estados e Municipios

COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: Por achar muito importante a divulgação dessa matéria para todos os interessados em assuntos referentes a Óleo & Gás, sobretudo estudantes e profissionais se preparando para o mercado de trabalho futuro, reproduzo colunas de especialistas respeitados do setor. O link para a página dos mesmos pode ser conseguido no quadro "Notícias Relacionadas" acima.

Enviado por Adriano Pires (blog no O Globo) - 31.7.2009 10h17m

Atenção Governadores

Os governadores dos estados produtores de petróleo, em particular os do Rio de Janeiro, São Paulo e Espírito Santo, precisam, em conjunto, se manifestar sobre as mudanças que o governo federal pretende fazer no marco regulatório do setor de petróleo e gás natural no Brasil e suas possíveis conseqüências para os Estados e seus Municípios. O tempo está passando, as propostas sendo feitas pelo governo federal e os governadores calados. Ontem, no Rio, a ministra Dilma voltou com o discurso populista "o que está em jogo no marco regulatório é que a parte expressiva da renda petrolífera tem que ficar com o povo brasileiro". Traduzindo: o povo brasileiro é o atual poder executivo e o PT, longe de ser os estados e municípios.
As autoridades dos atuais estados produtores de petróleo e gás natural, e daqueles que poderão vir a se beneficiar com a produção do pré-sal, devem ficar muito atentas a todas as propostas encaminhadas pelo governo federal. Afinal, a atual legislação é altamente favorável aos estados e municípios produtores de petróleo e gás natural.
Claro que essa não é uma discussão simples, pois envolve diferentes interesses. Porém, o mais importante, independente da solução que venha a ser encontrada, é manter a transparência que existe na atual legislação e preservar os interesses dos estados e municípios. Caso isso seja prejudicado em função de objetivos de caráter político, vamos promover um grande retrocesso no setor de petróleo e gás natural no país.

Enviado por Adriano Pires - 24.7.2009 9h43m

Atenção aos Interesses do Rio de Janeiro

Caro governador, antes da atual lei do petróleo, o estado do Rio de Janeiro já era o maior produtor de petróleo e gás natural do Brasil e os royalties eram de apenas 5% sobre o valor do preço do barril de petróleo. No contexto de inflação que vigorava na época, não significava nada nos orçamentos da União, estados e dos municípios. Assim, o Rio de Janeiro era altamente penalizado pelo fato de produzir riqueza para o país. Quem se apropriava da quase totalidade da renda petrolífera era a Petrobras. Com a aprovação da nova Lei do Petróleo em 1997, os royalties passaram para 10% e foi criado o conceito de participações especiais que incidem sobre campos de alta produtividade. Os maiores beneficiados com a nova legislação foram o estado do Rio de Janeiro e grande parte dos seus municípios. A partir de 1998, seus orçamentos cresceram exponencialmente com a chegada dos royalties e das participações especiais. Finalmente, o estado do Rio de Janeiro foi recompensado de forma justa, já que é o maior produtor de petróleo e gás do Brasil. Os recursos dos royalties e das participações especiais vêm desde 1998 contribuindo de maneira efetiva para o crescimento da economia fluminense. Além dos royalties e das participações especiais o Rio de Janeiro também se beneficiou com o crescimento do número de empregos proporcionados pela entrada de uma centena de empresas privadas ligadas direta e indiretamente com a indústria do petróleo e do gás natural. Esse boom fez com que a participação da indústria do petróleo e do gás passasse de 3% para 12% no PIB brasileiro. Caro governador, não permita uma volta ao passado, quando o estado do Rio de Janeiro era punido pelo fato de ser o maior produtor de petróleo e gás natural do Brasil.

COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: Aproveitando o assunto, replico o que foi escrito por Jean Paul Prates em seu blog também no O Globo:

"Em tempo: não há, nem deve haver "novo modelo regulatório" no Brasil. O que foi anunciado foi um pacote de alterações relativas à área do Pré-Sal, algumas das quais modificam substancialmente o sistema concessional atual. No entanto, este pacote ainda terá que ser debatido pela sociedade (inclusive mas não se limitando ao Congresso Nacional). E, ao longo deste debate nacional, sofrerá alterações e cortes (espera-se), com vistas a ficar muito mais leve e muito menos traumático. Assim espera-se. "

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Enviado por Jean-Paul Prates - 9.8.2009 12h07m

Factóides e balões de ensaio sobre o Pré-Sal

Ultimamente, meu interesse acadêmico-científico maior é conhecer duas pessoas: a primeira é o geólogo que assinou o parecer técnico para o Presidente da Petrobras e para o Governo Federal afirmando que no "Pré-Sal não há risco". Ver a respeito: http://bit.ly/jZSt9 e http://bit.ly/cgxnx. Queria conhecer este corajoso profissional, pois talvez venha a ser o Santos Dumont da exporação de petróleo. O primeiro especialista da história capaz de afirmar que existe petróleo numa extensão tão grande quanto 800 km sem perfurar completamente a a área. Sempre soube que, por mais que evoluam as técnicas de visualização do subsolo (geologia e geofísica de petróleo, sísmicas 2D, 3D, 4D etc), só se confirma a existência de petróleo com a perfuração de poços. Mas, da mesma forma que os ignóbeis como eu riram de Santos Dumont quando ele afirmou que o home podia voar, pode ser que este gênio da geologia se revele e ganhe, logo de cara, o Prêmio Nobel, por alguma revoluionária forma de dar tamanha certeza ao risco exploratório tradicional. Fora o dinheiro fabuloso que deverá ganhar patenteando tal técnica e vendendo-na para todas as empresas de petróleo e entidades financeiras que vivem assoladas pela dúvida técnica em suas planilhas de análise técnico-econômica em projetos de petróleo.

A segunda personalidade que gostaria de conhecer, decorrente da primeira, é o jurista inovador que inventou (e vendeu ao Ministro Lobão) o conceito de que contratos de partilha de produção são os mais recomendados para áreas de "risco baixo". Ora, esta tese nunca existiu na teoria jurídica dos contratos internacionais de petróleo e sistemas regulatórios minerais. Os dois sistemas diferem, basicamente, apenas no fato de o Governo-Hospedeiro desejar receber a sua parte em dinheiro (royalties e participações especiais, no sistema de concessões) ou em óleo/gás (no caso da partilha de produção, como o próprio nome indica).

{COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: é preciso que se note que o petróleo ou o gás que valem alguma coisa para a sociedade e para o mercado é aquele que está descoberto, avaliado, medido, transportado, contratado para processar - não aquele que ainda está na fase exploratória ou presume-se que seja fácil de retirar e de boa qualidade para gerar divisas. Veja o exemplo do Evo Morales que está deitado sobre muito gás sem saber ou ter como retirá-lo para vender}

Ou seja, quando o Estado Brasileiro cogita em adotar a partilha, ele está dizendo que quer ter petróleo (fora da Petrobras e das demais petroleiras). Petróleo estatal mesmo! E que, para isso, abre mão de receber dinheiro e, principalmente, de distribuir receitas petrolíferas para Estados e municípios - uma vez que acaba com os royalties nestas áreas. Não assumir isso e tentar ensinar neo-teorias regulatórias mistas para disfarçar este intento é enganar a opinião pública, os governadores e os prefeitos! Pela partilha, a União fica com petróleo - terá que comercializá-lo, apurar receita e direcioná-la para seu Fundo Social e demais rubricas que até agora não se divulgaram.

Apesar de concordar com o fato de que o Brasil precisa pensar e discutir sobre o Pré-Sal, creio que muito deste debate hoje se encontra em mãos de gente que pouco conhece do assunto. E pior, gente que tem pressa, afobação em plantar um "novo marco regulatório" como se fosse a última coisa que fossem fazer de relevante para o País. Esta discussão deve ser muito mais ampla do que tem sido, para além dos gabinetes burocráticos de Brasília e ouvida principalmente a indústria - seus representantes de todos os lados: investidores, operadores, trabalhadores, fornecedores, acadêmicos. Hoje, parece um jogo de ignorantes: o governo não divulga claramente a sua proposta (por escrito, oficialmente) e prefere valer-se de entrevistas soltas, balões de ensaio - como se ficasse esperando as sugestões e críticas para incorporá-las a um Frankestein em preparação. E "especialistas" pululam por toda parte dando pitaco em coisas que mal conhecem, seja por formação, seja porque comentam um factóide ou entrevista informal.

Já afirmei outras vezes que entendo o interesse financeiro mas não aceito tamanha pressa por impor novas regras no petróleo nacional, especialmente antes de (i) receber e divulgar relatório cabal da Petrobras afirmando e assinando embaixo (técnicos com seus devidos números de registro profissional) que o Pré-Sal é efetivamente do tamanho e risco que se alega e (ii) divulgar oficialmente a proposta governamental oficial sobre o assunto, submendo-na à discussão aberta. Do jeito que está agora, o que se está produzindo é um cansativo jogo de empurra que vai esgotar a paciência das pessoas sérias sobre o assunto antes do tempo e dar margem a se fazer todo o tipo de invenção maluca tão somente para aumentar a ingerência política (e dos políticos) sobre o setor, confinar a Petrobras a um papel secundário (ela que ganhou liberdade, riqueza e força com o modelo atual), reduzir ou até eliminar a receita dos estados e municípios participantes diretos da indústria, fazer proselitismo político com as demais unidades da federação e entortar, prejudicar e retardar o florescimento do que se tem noticiado como o novo Eldorado petrolífero do mundo.

Se não desejar perder tempo com mais ninguém, acho que o Governo Federal deveria simplesmente convocar os dois especialistas a que me referi no início deste artigo. E pedir que assinem embaixo das suas recomendações. Colocá-las como base contextual do novo modelo e divulgar logo as novas diretrizes. Aí sim, teremos o início efetivo dos debates. Com direito a críticas e aprimoramentos por parte de quem realmente entende do assunto: a indústria, o mercado e as entidades civis e profissionais organizadas.

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COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: outra posição de outro respeitável especialista do setor, Wagner Victer, em seu blog também no O Globo (vale ressaltar que este está alinhado politicamente com o atual governo do RJ e, por conseguinte, federal, mesmo assim discordando do que está sendo proposto) (Alguns trechos foram omitidos, mas não modificados do exposto no blog.)

Enviado por Wagner Victer - 30.7.2009 18h20m

A NOVA LEI DO PETRÓLEO E SÃO PAULO

Talvez um dos maiores promotores do processo de modificação das regras de pagamento dos Royalties e Participações Especiais, que possivelmente pode acontecer com a modificação da "Lei do Petróleo" - anunciada para ser remetida ao Congresso Nacional pelo Executivo, foi o movimento de alguns parlamentares de São Paulo, em especial do senador Aluísio Mercadante, quando as descobertas no Pré-Sal ainda não eram uma evidência contundente.

Porém, como havia já dito no passado, o "tiro saiu pela culatra". Afinal, grande parte das novas descobertas do Pré-Sal está na Bacia de Santos, em sua parte alinhada ao Litoral Paulista, como nos campos de Guará, Carioca, Bentivi e Caramba.

Desta maneira, como existe a possibilidade de que os Royalties e Participações Especiais das produções de petróleo na camada do Pré-Sal não caminhem para os estados e municípios produtores, ficando estes basicamente com as parcelas do Pós-Sal, São Paulo e seus diversos municípios correm o risco de ser ver fora de uma grande arrecadação, que até então teriam total direito e, principalmente, legitimidade em receber.

Neste contexto, é esperado que as lideranças políticas de São Paulo e o próprio senador Mercadante se mobilizem em uma maior discussão desta questão, se alinhando com estados que são potencialmente prejudicados, como o Rio de Janeiro, Espírito Santo, Bahia, Alagoas, Sergipe, Ceará e Rio Grande do Norte, diante de uma eventual mudança nas regras de cálculo dos Royalties e Participações Especiais.

Enviado por Wagner Victer - 21.7.2009 16h00m

NOVA LEI DO PETRÓLEO, OS ROYALTIES E AS PARTICIPAÇÕES DO PRÉ-SAL

"(...)

No passado, o Rio de Janeiro foi extremamente prejudicado na elaboração da Constituição Federal de 1988, pois seu principal produto mineral, que é o Petróleo, foi tratado como exceção, colocando o pagamento de ICMS no destino final e não na origem dentro do efeito contábil de débitos e créditos como acontece para todos os outros produtos. Tal aberração inconstitucional fez com que, de maneira injusta, o Estado do Rio de Janeiro e seus municípios ficassem à margem do recebimento destes tributos em valores muitos superiores aos valores recebidos em Royalties e Participações Especiais desde aquela ocasião.
(...)

Em um processo de compensação parcial e em função da modificação constitucional realizada em meados da década de 90, no Artigo 177 da Constituição Federal, quando foi realizada a quebra do monopólio estatal de petróleo, toda indústria do petróleo e os diversos poderes públicos tiveram seu marco legal orientado pela edição da Lei nº 9478/97, quando foram estabelecidas novas alíquotas de Royalties e as chamadas Participações Especiais que cabem à união, estados e municípios.
(...)
Vale ressaltar que grande parte dos investimentos para Estados e Municípios que geram elevados custeios, não acontecem só na fase de produção de petróleo, mas em um período anterior quando todo legado negativo é deixado aos municípios pela grande migração populacional, como o aumento de demanda por escolas, saneamento, hospitais, estradas, pavimentação, e que são enfrentados pelos Estados produtores e seus Municípios antes da percepção dos Royalties e Participações Especiais e principalmente continuarão ocorrendo após o fim e também durante todo o processo declínio da produção destes campos, o que já está acontecendo em muitas regiões do país.

É notável também saber que por ausência no passado de uma política nacional de descomissionamento dos investimentos de produção de petróleo off-shore, em especial da própria estatal brasileira, Petrobras, não foram alocados investimentos em terra que tornassem permanentes outras atividades econômicas para compensar o declínio de produção e portanto absorvendo os impactos de redução da atividade petrolífera e a consequente redução do próprio pagamento de Royalties e Participações Especiais.

Desta maneira, neste momento quando se discute a possibilidade, em função das recentes descobertas na camada do Pré-Sal, de se modificar a atual legislação do petróleo, Lei 9478/97, causa extrema apreensão que, tal como já existem em diversos projetos oportunistas em tramitação no Congresso Nacional, que se proponha alguma mudança nos artigos referentes aos Royalties e Participações Especiais que cabem aos Estados e municípios produtores e também aos municípios de sua área de influência. Principalmente pela razão de que muitos campos petrolíferos já começam a declinar a sua produção, sendo que tal movimento de declínio, aliado a uma eventual redução das alíquotas de Royalties e Participações, acarretaria uma situação devastadora do ponto de vista econômico e consequentemente social em diversos municípios e para o próprio Estado do Rio de Janeiro.

Ressalta-se que se compreende o espírito legítimo do Governo Federal em buscar ampliar a arrecadação dos recursos oriundos da atividade petrolífera, inclusive vinculando-os com projetos e fundos estratégicos de longo prazo. Tal vontade legítima do Governo Federal, entretanto pode ser realizada sem qualquer modificação nos atuais limites de Royalties e Participações Especiais transferidos aos Municípios, bastando apenas o Executivo Federal aumentar os valores de "Bônus Assinatura" fixados por ocasião dos leilões pela ANP ou as alíquotas de Participações Especiais atualmente previstas o que pode ser feito apenas alterando o Decreto Federal 2705/98, através do Artigo 21. É importante destacar que tais alíquotas foram estabelecidas antes do conhecimento geológico que hoje se tem das camadas do Pós-Sal e do Pré-Sal e quando os preços do petróleo estavam em valores inferiores a 18 dólares por barril.
(...)"

Brazilian pre-salt reserves - Confusão já é notícia internacional no mercado de petróleo e gás

Brazilian pre-salt reserves bring role of oil industry into question

Published: Jul 31, 2009

The tug of war between the present concession model and production sharing agreements

Peter Howard Wertheim

Rio de Janeiro—Since the discovery of potentially massive oil reserves in the "pre-salt" region off the coast of Brazil, the Brazilian government has been grappling with how to structure and regulate exploration, drilling, and the potential for a large influx of foreign investment. And the Latin colossus is being catapulted into becoming one of the world's largest exporters of crude.

José Sergio Gabrielli, Petrobras' president and CEO told us that Petrobras and its foreign partners plan to produce 5.7 million barrels of oil and gas per day by 2020 (more than half the output of Saudi Arabia). Such a feat would make Brazil's national oil company one of the five largest integrated energy companies in the world.

Last January Petrobras announced it has raised its investment plan by 55% from $112.4 billion for the 2008-2012 period to $174.4 billion for 2009-2013 period and investing $28.6 billion in the current year itself.

Of the total investments, Petrobras will allocate $104.6 billion for exploration and production, including the subsalt reserves, compared with $65 billion that was directed to E&P during the previous 2008-12 plan.

The investment plan represents an annual average of $34.9 billion, 90% ($157.3 billion) of which will be invested in Brazil (E&P, downstream, and abroad) and 10% ($16.8 billion) abroad.

This massive hike in investment comes at a time when oil companies around the world are cutting jobs and cutting costs.

Pre-salt area potential
Brazil's pre-salt region, located roughly 170 miles off the coast of Brazil in the Atlantic Ocean, is expected to range at least from Espírito Santo to Santa Catarina State, measuring 800 kilometers (497 miles) long and 200 kilometers (124 miles) wide.

In 2007, Petrobras announced the discovery of the Tupi field, with 5 to 8 billion recoverable reserves of light oil. The discovery was the first indication that the country could be catapulted into the select group of countries with substantial oil and natural gas reserves.

By nature of the region, extraction is potentially challenging and costly. However, when oil prices started to tumble, Petrobras officials repeatedly affirmed that pre-salt E&P was viable at $35 to $45 per barrel. Now that oil is hovering around $60 per barrel, those same officials are grinning ear to ear.

Marcio Rocha Mello, president of the Brazilian Association of Petroleum Geologists, the national branch of AAPG (US), and head of a private consultancy estimates reserves of up to 100 billion barrels in the pre-salt region. Using a $60 per barrel calculation, such predictions mean big dollars - roughly $6 trillion.

US friendly Brazil is potentially sitting on a gold-mine of oil and gas reserves. The US and other counties looking to move away from dependence on Middle Eastern oil and searching for new reserves to satisfy growing global energy demands are aware of the potential. They are also aware of the emerging power struggle.

The opportunity to forge a more extensive association and even a partnership with Brazil presently exists. Strengthening trade ties would be a good place to start. Under social democrat President Luiz Inácio "Lula" da Silva, Brazil has emerged as a regional powerhouse, competently leading international peacekeeping efforts in Haiti and acting as a "grown-up" restraining influence on a power-hungry, anti-US Hugo Chávez, said Ray Halser, PhD of the powerful conservative Heritage Foundation, in a speech delivered at the Foreign Affairs Committee of the U.S House of Representatives.

Production sharing vs. concession model
Since the discovery, the Brazilian government has been grappling with how to structure and regulate exploration, drilling, and the potential for a large influx of foreign investment.

The US and others are following the power struggle between those who want to maintain the present concession model and the production sharing agreement advocated by nationalist sectors of the government.

Minister Edison Lobão surprised the country on July 13 when he told reporters that the new oil regulations being devised by an inter-ministerial group could include the production sharing agreement in post salt areas.

The ministers have been meeting for a year, and, until Lobão's announcement, the production sharing agreement (PSA) was set to only apply to the pre-salt deep water blocks - mainly the Santos basin where Petrobras has had 100% success finding oil in drilled wells.

The argument was that since the probability of drilling a dry hole in the pre-salt region was slim, it was not fair to the federal government to maintain the concession model enabling companies to own the petroleum produced to sell as they wish.

Further, Lobão said the government might also add to the system "strategic areas that have large oil reserves." According to Lobão "any area onshore or offshore near or far away the pre-salt areas that have large concentration of hydrocarbons can come under the production sharing agreement."

How to define strategic areas?
A key problem is will be setting up criteria for defining strategic areas. 'Large volumes of petroleum' is not a precise definition. "What is large for one company might not be large for another one," a top oil executive told us under the condition of anonymity. "For an offshore area a large amount of petroleum is one thing. For a small onshore block it is another thing," he added.

Under the concession regime, the extracted oil belongs to the company that has the license for a certain area. The company then sells the oil, keeps the proceeds, and pays the federal government through taxes and royalties.

Under the production sharing system, all oil belongs to the federal government, and companies receive a fixed share of revenues or of oil.

"The country does not need to establish a new framework system, as the concession regime we currently have works fine," said Adriano Pires, director of consultancy firm Centro Brasileiro de Infraestrutura.

New state-owned oil company
Minister Lobão is in favor that a new Brazilian state-owned company to create a fund to invest in diminishing Brazil's crushing poverty. The new company would act as an equity company similar to Norway's Petoro and would not engage in E&P.

According to Lobão, the new proposals will be submitted to Brazil's President Luiz Inácio Lula da Silva, "as soon as possible, and the president will present them as a Constitutional amendment to Congress."

A return to monopoly?
Wagner Freire worked for Petrobras for 34 years and served as Petrobras' E&P director. He is now president of the Association of Independent Oil Companies (APBIP). He said he firmly believes that the adoption of the production sharing agreement will be deeply harmful to Brazil. "A country cannot have only one company, (referring to Petrobras). The name of the game is competition and what we are seeing is a possible return to Petrobras upstream monopoly."

A Lobão aide said cited divisions of opinion within the inter-ministerial group as to whether Petrobras, under the new regulations, should be granted areas without having to participate in the yearly National Petroleum and Biofuels Agency (ANP) auctions for areas to be explored by winning bidding companies.

One side believes that because there are companies in Brazil that are larger and have more money than Petrobras (e.g. Exxon), Petrobras would not have a fair chance to win auctions.

The side that believes Petrobras should participate in the ANP auctions points out that, since 1997 when the state-controlled company lost its upstream monopoly, it has been winning the lion's share of areas at auctions - primarily because Petrobras is seen as a leader in deep and ultra deepwater exploration and production technology. Even now, in a competitive environment, Petrobras produces most of the oil and gas in the country.

The tug of war in Brazil between those who want to maintain the concession model and nationalists mainly in the government and Petrobras reflects a diametrically opposed view of the role of oil and gas production as a factor of development of a society.

The defenders of the concession model, mostly multinational oil companies operating in Brazil, favor competition as key to oil discoveries and prosperity. In this scenario, the oil companies are mostly concerned about bottom line financials and keeping shareholders happy. At the same time, the companies are becoming increasingly environmentally sensitive and are engaging in social programs.

However, generally speaking, it is the role of governments to administrate societies so that citizens have the best public programs (health, education, etc.).

The worst global economic and financial crisis since 1929 has turned on its head some ideological sacred cows promulgated by the small state, least intervention in the economy propagandists. Suddenly governments are bailing out banks and financial institutions and generally entering into the market's sacred turf, to avoid an even worse international collapse.

Production sharing could raise more revenues for Brazil's government to invest in sorely needed social programs. The 60 million dollar question is whether revenues from production sharing regulations would be allocated for such programs.

History suggests that the abundance of natural resources doesn't necessarily turn into better living conditions for the people. Previous wealth booms in Brazil (sugar cane, gold and precious stones, rubber, and coffee) did not translate into better living conditions for the common people.

However, after six years in office and high public approval ratings, President Lula may prove history wrong. Unlike the previous booms, oil may be the new found wealth the country needs for its people.

Avoiding the oil curse
Like all countries with large volumes of oil, Brazil faces potential pitfalls that come with excessive dependence on oil revenues. Heavy dependence on oil revenues has caused serious economic problems in some oil exporting countries. Civilian chief of staff and chairman of Petrobras board of directors, Dilma Rousseff, said the Brazilian government is working to avoid the 'oil curse', that is, exporting crude and importing equipment.

Brazil plans to export value-added oil products instead of only crude oil. "Brazil has a sophisticated, diversified and powerful industrial base that can perfectly produce and consume value added products and provide skilled manpower to produce equipment," continued Rousseff.

Although it is not a secret that most private oil companies, especially multinationals, are in favor of maintaining the present concession model, such companies are staying quiet, at least in public, so as to not fan the fires of nationalism.

About the author
Peter Howard Wertheim is an international oil/gas journalist, based in Rio de Janeiro, Brazil. He and his wife Dayse Abrantes, also an energy journalist, are writing a book titled: "Brazil's oil boom in an international context." They can be reached at peterhw@frionline.com.br or daysew@frionline.com.br

OGFJ Associate Editor, Mikaila Adams contributed to the editing of this article.

FONTE: http://www.ogfj.com/index/article-display/6444410005/s-articles/s-oil-gas-financial-journal/s-e-__p/s-offshore/s-brazilian-pre-salt.html

Mais Pré-Sal e Marco regulatório

Petróleo: Ministros ainda discutem total de projetos que irão ao Congresso

Governo vai pedir regime de urgência para o pré-sal

Paulo de Tarso Lyra e Daniel Rittner, de Brasília - VALOR ECONOMICO
30/07/2009

 

O governo cogita enviar ao Congresso Nacional dois ou três projetos de lei, em regime de urgência constitucional, para definir as regras de exploração e produção de petróleo na camada pré-sal. A urgência, pela qual a votação da matéria deve ocorrer em 90 dias (45 na Câmara e 45 no Senado) para não trancar a pauta do Legislativo, é uma forma de evitar que a disputa política em torno da CPI da Petrobras atrase a entrada em vigor do novo marco regulatório. Já a definição sobre o número de projetos, além de obedecer a critérios jurídicos, poderá acelerar a tramitação de uma parte das regras do pré-sal e fazer com que resistências pontuais não impeçam a aprovação de medidas mais consensuais.

A ministra-chefe da Casa Civil, Dilma Rousseff, conduziu ontem à tarde mais uma reunião sobre o marco regulatório. Lobão informou que outras duas reuniões ministeriais, pelo menos, deverão ser feitas para fechar as propostas.

Um dos projetos de lei tratará especificamente do fundo social a ser criado com as futuras receitas dos blocos que ainda não foram licitados. A dúvida do governo é mandar, em um projeto único ou em propostas separadas, a instituição do sistema de partilha e a criação da nova estatal que cuidará de administrar as reservas de petróleo no pré-sal e em "áreas estratégicas". O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, se disse favorável a juntar as duas iniciativas em um único projeto de lei, mas admitiu que não há consenso no governo.

Lobão minimizou a notícia, publicada pelo Valor na edição de terça-feira, que informava que, segundo o Bando de Dados de Perfuração e Produção da Agência Nacional de Petróleo (ANP) nove de 28 poços perfurados no pré-sal estavam secos ou não têm viabilidade comercial. "Isso absolutamente não é verdade", afirmou o ministro. De acordo com ele, foram perfurados 11 poços e apenas um estava seco - dados que são diferentes daqueles informados pela estatal. "Assim mesmo porque os técnicos da Petrobras furaram no local errado", disse. O ministro também não fez nenhum comentário sobre o potencial comercial dos poços perfurados pela estatal.

{COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: Isso é postura de ministro??!! Negar informação técnica para que sempre tenha DADOS BONITOS para mostrar a fim de JUSTIFICAR a implantação de seus interesses. Quem será que presidirá a NOVA ESTATAL, filho dele, parente, secretário-testa-de-ferro??... A discussão deveria ser aberta e próxima da realidade, não um MUNDO DE FANTASIA criado dentro do governo de belezas!! Constatando o mundo de fantasia, as reuniões da Dilma e do Lobão são para ver como se vai gastar o dinheiro que ainda não foi gerado! - Incrível!!! Gasta-se dinheiro por conta!!!  Petróleo bom é petróleo já na superficie e embarcado para venda ou processamento (ou seja, já transformado em dinheiro)!! }

 

Na terça, a ANP se empenhou em assegurar ao Ministério de Minas e Energia que não há nenhum revés nas perspectivas do pré-sal e teria negado as informações publicadas no Valor, mas prometeu a Lobão e ao restante do governo "estudos aprofundados" sobre o assunto.

Técnicos do ministério citaram dados encaminhados pela ANP dando conta de que, de 34 poços perfurados, três despertaram dúvidas quanto à viabilidade comercial. Novamente, a informação que a agência passou ao governo difere daquele que ela própria mantém no site do BDEP, que é de sua responsabilidade. Lembrando que essa taxa de sucesso ainda é maior do que em outras grandes reservas petrolíferas, os técnicos disseram que a discussão não deverá influenciar a definição das novas regras de exploração na camada pré-sal.

Fontes do mercado que acompanham atentamente as discussões avaliam que o governo, se dividir em dois projetos de lei a criação da nova estatal e a introdução do sistema de partilha, terá mais chances de acelerar a tramitação de parte do pacote.

Na avaliação das fontes, há menos resistência à proposta da estatal do que ao regime de partilha - a oposição e as petrolíferas estrangeiras já se manifestaram várias vezes a favor da manutenção das concessões para as áreas não-licitadas do pré-sal. Na hipótese de surgirem dificuldades para a aprovação da partilha, o aval do Congresso à nova estatal permitiria ao governo avançar na estruturação dos futuros leilões e, principalmente, na unitização dos blocos que estão sendo explorados. Hoje, formalmente, a unitização é uma atribuição da ANP, mas deve passar para a estatal quando ela for instituída.

A unitização é considerada importante para uniformizar a exploração entre as petrolíferas que detêm concessões dos blocos. Se uma empresa avançar mais do que a outra, o poço vizinho corre o risco de simplesmente secar, já que muitos blocos se misturam debaixo da camada de sal. O processo também será decisivo no procedimento de capitalização da Petrobras, se o governo optar por essa medida. Estuda-se, em troca de ceder à estatal o controle sobre blocos vizinhos àqueles já explorados, um aumento na quantidade de ações detidas pela União.

Lobão buscou minimizar a crise no Senado e a CPI da Petrobras. Aliado do presidente da Casa, José Sarney (PMDB-AP), o ministro chegou a brincar que a crise internacional pode afetar mais o debate do que a crise envolvendo seu partido. Mas lembrou que o assunto começará a ser discutido na Câmara, onde não há crise.

O ministro afirmou também que, no projeto que estabelece o marco regulatório, estará definido o modelo de licitação dos novos campos de exploração do pré-sal. Ele confirmou a intenção do Executivo de permitir que a Petrobras seja a operadora de blocos sem a necessidade de licitação e disse que a empresa poderá atuar como sócia minoritária em leilões vencidos por multinacionais. "Essa participação poderia ser, por exemplo, de apenas 1%", comentou Lobão, à saída de um almoço no Itamaraty para receber o presidente da Nigéria.

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COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: Como esse povo do governo deve ter muitas ações da Petrobras, fazem de tudo para defendê-la. É perturbador ver o quanto de parcialidade existe nesse governo!

PRÉ-SAL: Não é 100% garantido para quem explora - Há riscos: modelo atual se justifica - Modelo novo não.

No pré-sal, 32% dos poços abertos são pouco viáveis

Cláudia Schüffner, do Rio (VALOR ECONOMICO) 28/07/2009

Nove dos 28 poços perfurados no pré-sal estão secos ou são classificados como produtores subcomerciais de petróleo

Dos 28 poços já perfurados no pré-sal das bacias de Santos e Campos pela Petrobras e suas parceiras, 9 (32%) mostraram resultados pouco animadores: secos ou classificados como produtores subcomerciais de petróleo ou gás. As informações sobre o que a estatal encontrou - ou não encontrou - em cada um dos poços perfurados são públicas e podem ser consultadas no site do Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da Agência Nacional do Petróleo. Apesar de públicos, esses dados sobre o sucesso ou insucesso das perfurações não foram oficialmente informados ao mercado.

Um dos poços registrados no banco de dados foi perfurado pela BG e é denominado Corcovado 1 (6BG6P-SPS). Foi classificado no site como seco e sem indício de petróleo, mas a inglesa BG e a Petrobras anunciaram a descoberta de "indícios de hidrocarbonetos" em 8 de abril. A área também foi apresentada pela Petrobras durante a Offshore Technology Conference (OTC), em Houston, em palestra sobre a província do pré-sal onde foram apontados os poços perfurados na área.

Dos poços perfurados pela Petrobras no pré-sal, alguns estão abaixo de campos que ela já tinha descoberto acima da camada de sal, alguns enormemente produtivos. É o caso de Roncador, um dos campos gigantes da estatal na Bacia de Campos, onde a Petrobras furou um poço no pré-sal classificado como produtor subcomercial de óleo (6RO64D). Outro exemplo é o poço Baleia Franca, que recebeu a identificação 6BFR1ESS, na Bacia do Espírito Santo, também produtor subcomercial.

Os poços de pouca viabilidade foram encontrados na mesma grande área onde estão Tupi e Iara, que juntos possuem reservas estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris.

PRÉ-SAL: Campos sem óleo estão ao lado de grandes reservas

Petróleo: Sucesso de exploração da indústria mundial é inferior ao alcançado até agora no Brasil

Campos sem óleo estão ao lado de grandes reservas

Cláudia Schüffner, do Rio (VALOR ECONOMICO)
28/07/2009

Maior província petrolífera encontrada no mundo nos últimos 30 anos, a Petrobras encontrou no pré-sal da bacia de Santos campos gigantes como Tupi, onde a estatal estima existirem 5 a 8 bilhões de barris de petróleo recuperáveis. Contudo, a área do pré-sal, apontada como "bilhete premiado" pela Petrobras e pelo governo federal, que prepara um novo marco regulatório do país, também tem poços secos. Mesmo assim os índices de sucesso exploratório ali são até melhores que a média da indústria mundial, que é de 25% a 30%.

Até agora o único fracasso conhecido no pré-sal da bacia de Santos era da Exxon, no poço Guarani, perfurado no bloco BM-S-22 da bacia de Santos e onde a gigante americana também encontrou o reservatório batizado de Azulão em janeiro. Pelo site ANP, outras perfurações ao longo do pré-sal também não acharam óleo.

A classsificação dos poços pelas empresas no Brasil obedece a uma portaria da ANP, a número 76, editada em 2000, e que regulamenta os procedimentos a serem adotados para reclassificar os poços. Entre outras categorias, a regra estabelece códigos que informam desde a profundidade até o resultado da perfuração. Por essa regra, por exemplo, um poço portador de petróleo ou gás, ou de ambos, "é todo poço incapaz de permitir a produção em quantidades comerciais, independentemente das facilidades de produção na área (...)". Nesse caso ele deve ser reclassificado como 5. A mesma portaria diz que poço seco "é todo poço onde não se caracterizou a presença de petróleo móvel e/ou gás natural (...), devendo ser reclassificado como 6. Pela portaria, o resultado seria um sucesso se fosse classificado como "poço descobridor de nova área produtora (código 1), ou descobridor de nova jazida (código 4).

Ao comunicar a descoberta de Corcovado, em abril deste ano, a BG e a Petrobras informaram que a perfuração foi feita em reservatórios do pré-sal a uma profundidade de 800 metros a uma distância de aproximadamente 130 quilômetros da costa do estado de São Paulo. A área fica um pouco fora, ou na franja, da faixa de 200 por 800 quilômetros delimitada inicialmente pela Petrobras para marcar a área do pré-sal.

A estatal tem 60% do bloco BM-S-52, onde foi furado o poço, e transferiu a operação para a BG apenas na fase exploratória devido a escassez de sondas de perfuração. No Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da ANP, este poço recebeu o código 6-BG-6P SPS. No resultado informado ao BDEP após a perfuração da jazida mais profunda está a informação: "seco sem indícios de petróleo". No poço 6-BRSA-639-ESS (ou Baleia Franca) foi informado como resultado que o poço é "produtor subcomercial de óleo e gás".

Procurada pelo Valor, a BG respondeu, por meio da assessoria, que "Corcovado 1 tem óleo e o segundo poço ainda está sendo perfurado". Também procurada, a assessoria da Petrobras informou que estava com dificuldades para responder aos questionamentos, o que ficou para hoje. Para evitar que a informação fosse divulgada pelo blog da estatal, a decisão do jornal foi encaminhar as perguntas verbalmente.

 

NOVA LEI DO PETROLEO - NOVO MARCO REGULATORIO - RETROCESSO

Hoje de manhã fiquei sabendo que a tão falada (e postergada) lei para o "Novo Marco Regulatório do Setor de Petróleo" será o modelo de partilha de produção por uma empresa estatal. Isso é um retrocesso sem tamanho.

Lamentável!!! Indicativo de um corporativismo sindicalista controlador e aproveitador (um monte de cargos para cabide de emprego) que não é condizente com o desenvolvimento econômico que se espera. É muito triste. Só nos resta torcer para não passar na Câmara e no Senado. Até lá haverá muita discussão política durante as campanhas do ano que vem.

Esse tipo de mudança de regras (tecnicamente dispensável, pois bastava aumentar o valor dos royalties nas áreas de maior probabilidade) atrapalha a vinda de empresas grandes que são indutoras do crescimento econômico, porque demandam mais mão-de-obra de companhias de serviço. Além de atrapalhar o desenvolvimento de empresas pequenas em campos terrestres  que também são indutoras por necessitar de cias de serviço.

Aliás, como a empresa estatal partilhará produções tão pequenas (terrestres) em Estados tão pobres (N-NE) e distantes dos grandes centros refinadores e consumidores???

Triste politizar algo tão importante para o nosso país. Triste a cegueira que a politização causa aos que não estão familiarizados com o mercado de petróleo.

Só queria manifestar aqui a minha opinião contrária por não  ver beneficio algum nesta nova mudança de regras, considero-a um retrocesso prejudicial ao desenvolvimento economico das regiões interessadas e prejudicial sobretudo à geração de empregos nas companhias de serviço (cias que apóiam as operadoras com tecnologia e equipamentos e mão-de-obra) e nas companhias petroleiras que estavam esperando estas novas regras para investir. Assim, haverá menos brasileiros sendo preparados pelas cias para atender a uma demanda que tendia a ser alta e agora é incerta ou menor por empregos. Com a demanda menor, haverá mão-de-obra estrangeira treinada que ocupará estes cargos, pois no Brasil não há pessoas com experiência suficientes, assim as cias optavam por treinar muitos brasileiros pois esperavam um "boom". Com essa ducha de água-fria por mudança de regras, fica tudo incerto e tudo será reduzido.

 

Petrobras se alia a Baker Hughes para pesquisa tecnológica do pré-sal

Agência Folha

 Rio, 01/07/2009 - 20h52  - A Petrobras e a empresa norte-americana Baker Hughes, fornecedora de equipamentos, serviços e softwares para a indústria de petróleo e gás assinaram nesta quarta-feira (1º) acordo de cooperação tecnológica para exploração do pré-sal.

O compromisso prevê pesquisas e desenvolvimento de tecnologias para as áreas de poço, reservatórios e elevação e escoamento de petróleo, com foco nos projetos do pré-sal. O projeto deve resultar, em 2010, na implantação do Centro de Tecnologias do Rio, a ser instalado no Parque Tecnológico da UFRJ, na Ilha do Fundão.

A Petrobras informou que o acordo firmado entre as duas empresas é um passo importante na consolidação do Brasil como polo produtor de tecnologia. "A Baker já atua no mercado brasileiro há cerca de 40 anos e agora alavancará seus investimentos na área de desenvolvimento de tecnologias no país, tendo como foco as demandas da Petrobras", informou a estatal.

Segundo a empresa brasileira, o Centro de Tecnologias funcionará como um polo de desenvolvimento e aplicação de tecnologias e atuará nas áreas de caracterização de reservatórios, otimização da perfuração, completação de poços e produção. De acordo com o vice-presidente da Baker para o Brasil, o foco do trabalho a ser desenvolvido estará voltado para a redução de custos de construção e avaliação de poços em águas profundas e para a otimização da produção e do fator de recuperação dos reservatórios, com a gradativa evolução do conhecimento das acumulações do pré-sal.

O investimento estimado para os próximos quatro anos será de R$ 32 milhões para a Petrobras e de R$ 56 milhões para a Baker Hughes. A iniciativa prevê, também, o envolvimento das universidades Unicamp (Campinas), PUC (Rio), UFRJ (Rio) e Uenf (Macaé), que atuarão em parceria com as duas empresas.

Segundo o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Guilherme Estrella, "a Baker já é uma parceira antiga da Petrobras e vem, ao longo dos anos, aperfeiçoando cada vez mais seu aparato tecnológico tendo em vista a superação dos novos desafios que se impõem. No futuro, veremos que esse é um dia histórico por ter iniciado uma nova parceria entre a Petrobras e a Baker".

UFRJ inaugura laboratório voltado ao pré-sal

Rio de Janeiro - A Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) inaugurou na semana passada, em parceria com a Petrobras, um laboratório para testar a corrosão e a soldagem em equipamentos e materiais que serão utilizados na exploração do petróleo da camada pré-sal. O Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e Soldagem teve investimento de R$ 40 milhões da Petrobras e do Fundo CT-Petro, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, afirmou que o novo laboratório terá papel essencial nos testes de exploração do petróleo da camada pré-sal. Os testes de extração no megacampo petrolífero de Tupi, que tem grande reserva de petróleo na camada geológica, começaram oficialmente na última sexta-feira.

O laboratório, que funcionará no Programa de Pós-Graduação em Engenharia da UFRJ (Coppe), é um dos mais avançados do mundo nessa área, segundo Carlos Tadeu Fraga, gerente executivo do Centro de Pesquisa da Petrobras (Cenpes), parceiro da Coppe no projeto. "Semelhante a este laboratório, não existe nenhuma instalação no mundo, mesmo no Hemisfério Norte. É um laboratório que vai nos permitir simular o comportamento de diversos materiais submetidos a condições diferentes de pressão, temperatura, presença de fluidos corrosi-vos", afirma Fraga. "Seria possível simular, em um tempo curto, o comportamento desse material ao longo de toda a vida produtiva de um poço ou de uma instalação", acrescentou o especialista do Cenpes.

Fraga acredita que o laboratório não só beneficiará a Petrobras como também contribuirá para o desenvolvimento do conhecimento nacional sobre o assunto. De acordo com a Coppe, o laboratório, na verdade, é a junção de três laboratórios menores, que funcionavam separadamente na UFRJ. Segundo o coordenador de Tecnologia e Inovação da Coppe, Segen Stefen, o local não servirá apenas para fazer testes em materiais, mas também será usado para formar pessoal e desenvolver novas pesquisas.

Ainda segundo a Coppe, um dos principais problemas para a indústria do petróleo é a corrosão pelo componente H2S, que danifica os equipamentos usados na extração do óleo. Na camada pré-sal, o problema é ainda maior.(Fonte: Gazeta Mercantil/Agência Brasil)

Sondas terrestres: Fabricação Brasileira

BrasBauer quer atingir 75% do mercado de sondas terrestres até 2012

Rio de Janeiro ?O grupo brasileiro Brasfond e a empresa alemã Bauer Maschinen GmbH anunciaram oficialmente no Brasil a criação da BrasBauer, joint-venture para a produção de equipamentos de perfuração e produção de poços terrestres petrolíferos no Brasil. Nicola Libano, presidente da Brasfond, abriu o evento com um discurso sobre o acordo, no qual afirmou que até 2012 pretende dominar 75% da produção brasileira de sondas terrestres.

A nova empresa pretende entregar os primeiros equipamentos de produção e perfuração totalmente construídos no Brasil até o fim de 2010. Libano lembrou o recente crescimento das atividades ligadas ao setor, além da proposta do governo federal e da Agência Nacional de Petróleo e Gás (ANP), por meio do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), de incentivar a indústria nacional e o desenvolvimento tecnológico e humano no país. ?Neste contexto, a Brasfond iniciou seus estudos de viabilidade técnica e econômica para buscar uma empresa estrangeira detentora de alta tecnologia e tradição na fabricação de equipamentos de perfuração. Foi daí que surgiu o convite à Bauer para formarmos a BrasBauer?, esclareceu.

Desafios presentes

Segundo o presidente da companhia alemã, Thomas Bauer ?Nos últimos anos em que temos desenvolvido máquinas para perfuração profunda, limitamo-nos a apenas vender alguns equipamentos para o mercado brasileiro. Estamos extremamente satisfeitos com esta nova empreitada, frisando que a tecnologia oferecida obedece aos parâmetros nacionais e, em especial, da Petrobras.

A pertinência do projeto das companhias Brasfond e Bauer na fabricação de sondas terrestres e na construção de uma nova indústria de fabricação de equipamentos de perfuração e produção de poços de petróleo terrestres foi reafirmada pelo representante da Petrobras e do Prominp, Vitor Lisboa. ?Parcerias como as celebradas hoje são resultado direto da criação do Prominp. Fico feliz de ver como a preocupação do governo federal de incentivar o conteúdo local tem dado resultados concretos?, comentou.

A construção de sondas on-shore no país é uma das maiores necessidades urgentes de companhias como a Petrobras, que tem a previsão de utilização de 145 equipamentos deste tipo (de perfuração e produção) nos próximos dois anos, próprias ou contratadas. A exigência de sondas montadas no Brasil com conteúdo local mínimo de 75% e prazo de atendimento de até dois anos após o início da operação serve para todas as operadoras de petróleo. Na opinião do diretor-presidente da Associação Brasileira dos Perfuradores de Petróleo (Abrapet), José Eduardo Jardim, a política de incentivo do conteúdo nacional só tem a ganhar com o surgimento da BrasBauer. ?Esse projeto que apoiamos aponta um avanço que é irreversível. Os que acompanhamos todos os planos da Brasfond e da Bauer percebemos a seriedade dos pesquisadores e a preocupação de todos em atender as necessidades brasileiras?, resssaltou.(DA REDAÇÃO)

Campo Piracucá - Declaração de Comercialidade no BM-S-7

Rio de Janeiro, 6 de abril de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, [Bovespa: PETR3/PETR4, NYSE: PBR/PBRA, Latibex: XPBR/XPBRA, BCBA: APBR/APBRA], uma companhia brasileira de energia com atuação internacional, comunica que o Consórcio formado pela Petrobras (63%-Operadora) e Repsol (37%) apresentou à Agência Nacional de Petróleo (ANP) a Declaração de Comercialidade de uma descoberta de óleo leve e gás em reservatórios acima da seção salífera no bloco BM-S-7, na Bacia de Santos. Esta descoberta havia sido comunicada ao término do poço 6-BRSA-661-SPS (6-SPS-53) em 26 de janeiro de 2009.

 

O novo campo, denominado Piracucá, está localizado no litoral do Estado de São Paulo a aproximadamente 200 km da cidade de Santos, em lâmina d'água de 200 metros. O volume da jazida, "in situ", está estimado em 88,5 milhões de m³ (cerca de 550 milhões de barris de óleo equivalente).

 

A Declaração de Comercialidade foi feita em conformidade com o Contrato de Concessão do Bloco BM-S-7 e com o prazo definido no Plano de Avaliação submetido à ANP e é o resultado de intensa atividade exploratória realizada pelo Consórcio no bloco.

 

Com o novo campo será possível aumentar o potencial de produção de óleo leve e gás em águas rasas no Sul da Bacia de Santos. Trabalhos adicionais são necessários para a definição da melhor concepção de desenvolvimento da produção a ser implementada no campo.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

OGX Gears Up for Offshore Brazil Drilling in Campos, Santos Basins

RIGZONE - OGX S.A.      Thursday, March 26, 2009

OGX has announced its full year 2008 results today. The following financial and operating information is presented on a consolidated basis, pursuant to Brazilian corporate law, in reais (R$), unless stated otherwise.

"2008 was a year of significant accomplishments and momentum for OGX. We have assembled a talented and experienced team that was able to fulfill, and in some cases exceed, the objectives outlined at the time of our initial public offering. Leveraging technical expertise

and a strong balance sheet, the Company reached key milestones in its exploratory campaign. We hired four drilling rigs, procured critical drilling equipment, secured our onshore hub, and arranged for necessary support services. Accomplishment of these goals significantly reduces execution risk and positions OGX to start proving the value of its unique exploratory portfolio in 2009. We look forward to building on this strong record of execution in the coming year as we begin our drilling campaign," commented Rodolfo Landim, OGX's Chief Executive Officer.

2008 Highlights:

• Signed concession contracts for 21 exploration blocks acquired in the Ninth Bidding Round of November 2007;
• Appraisal report provided by DeGolyer & MacNaughton (D&M) certified that OGX's exploration blocks contain 4.8 barrels of oil equivalent (boe) of net risked prospective resources, assuming an average success probability of 27%;
• Chartered the four semisubmersible drilling rigs needed to execute entire exploratory drilling campaign in the Campos and Santos basins, and procured all essential equipment and services for this campaign;
• Completed seismic data shooting in the Campos and Para-Maranhao basins and construction of a state-of-the-art 3D visualization room for seismic data analysis;
• Obtained approval of ANP to proceed with the farm-in agreement in BMS-29 in the Santos basin, bringing the number of blocks in the portfolio to 22.

Main Financial Highlights:

• On June 13th, OGX's Initial Public Offering (IPO) of 5.93 million common shares on the Bovespa's Novo Mercado raised R$6.7 billion, the largest amount ever raised in a Brazilian IPO;
• Net profit was R$359.9 million in 2008. The result primarily reflected financial income from cash investments;
• Cash position of R$7.6 billion was reported as of December 31, 2008.

2008 Operational Overview

On March 12th, OGX signed concession contracts for 21 exploration blocks acquired during the Ninth Bidding Round in November 2007. Subsequently, on December 3rd, the Company obtained approval by the ANP for its 50% participation interest in the farm-in of block BMS-29, located in the Santos basin. As a result, OGX finished 2008 with a diversified exploratory portfolio comprised of 22 highly qualified blocks. The Company is now the largest Brazilian private sector oil and natural gas company in terms of offshore exploratory acreage, with an area of 6,800 km2 (2,700 square miles).

In March, OGX engaged DeGolyer & MacNaughton ("D&M"), a leading global consultant in reserve certification to the oil and natural gas industry, to prepare an independent, third party evaluation of the exploratory portfolio. The appraisal report issued by D&M indicated that the blocks located in the Campos, Santos, Espírito Santo and Para-Maranhao basins contained 4.8 billion boe of net risked prospective resources, assuming an exploratory success probability of 27%.

To finance the exploration and development of these significant resources, OGX completed an Initial Public Offering on the Bovespa's Novo Mercado in June of 2008, with a fully subscribed offering of 5.93 million common shares. The capital raised from the IPO was invested in fixed income instruments in accordance with OGX's conservative financial investment policy, and had grown to R$7.6 billion as of December 31st.

Through a selective recruitment and hiring process, OGX has assembled experienced teams for key areas related to the exploratory campaign and production development. Executive managers responsible for the drilling, logistics, procurement and production development areas were hired. Therefore, all key personnel necessary for the exploratory campaign are in place.

OGX invested R$128.1 million during 2008 in the acquisition, processing and reprocessing phases of its seismic campaign in the Campos, Santos, Espirito Santo and Para-Maranhao basins, and hired world class seismic service providers. By the end of 2008, 3D data shooting in the Campos and Para-Maranhao basins had been completed. In the Espírito Santo blocks, shooting was well underway and seven months ahead of the original timetable. In addition, existing 3D seismic data for the Santos basin was refined using special modern reprocessing techniques, and is now being studied by OGX's data interpretation team.

Seismic data will be analyzed in the newly constructed, 3D visualization room at the Company's offices in Rio de Janeiro that features state-of-the-art technology owing to a total investment of R$1.8 million. It is expected that the integration of various expert teams with the latest technology will improve decision-making, increase productivity, and allow the Company to choose drilling locations with greater precision.

In parallel to the conducting of seismic studies during the quarter, OGX secured all drilling equipment and services essential to its exploratory campaign. Between August and September, the Company chartered four semi-submersible drilling rigs from world class contractors -- rigs sufficient to carry out the entire exploratory drilling campaign in the Campos and Santos basins and, by year end, had procured wellheads, casings, drilling fluid, as well as engineering and casing running services, dramatically reducing execution risk with regard to the exploratory campaign.

During the final quarter of 2008, OGX chartered six vessels, five of which are being built in Brazil, and two helicopters to transport personnel and goods to offshore drilling rigs operating in the Campos and Santos basins. The Company also secured its onshore hub in the city of Rio de Janeiro, where supplies will be stored and transferred to and from supply vessels.

OGX concluded 2008 having successfully executed its business plan and in some cases was ahead of both budget and schedule due to the broad experience within the organization. The Company expects 2009 to be a pivotal year, one in which it must implement an ambitious business plan in a short time frame, and start transforming prospective resources into proven reserves. The Company is now poised to initiate its exploratory campaign, which involves the drilling of wells in four basins in the next four years.

Outlook

Key events expected in 2009 include the interpretation of 3D seismic data for the Campos, Santos and Para-Maranhao basins, which will be completed during the first half of 2009, and data interpretation for the Espirito Santo basin, which is expected to be completed by December 2009. In addition, the Company plans to request that D&M update its original appraisal report for the Campos basin now that 3D seismic data is available, and expects to have this information available during the third quarter.

In addition to the 3D seismic results and D&M appraisal update, OGX will be drilling six wells in the Campos and Santos basins during 2009. Drilling of the first well is scheduled for the middle of 2009 in block BMS-29 with our partner and operator, Maersk Oil. In September, the Company is expected to drill two wells in the Campos Basin and, in November, two additional wells in the Campos Basin and one in the Santos basin.

 During the next four years, OGX expects to make a total investment of US$3 billion, of which approximately US $2 billion will be allocated to the exploratory campaign and US $1 billion to the initial development of production capacity in the Campos basin.