BM-S-9 (Carioca e Guará) - Prospecto Abaré Oeste

 

Nova acumulação no Pré-sal da Bacia de Santos

 

Rio de Janeiro, 14 de setembro de 2009 – PETRÓLEO BRASILEIRO S/A - PETROBRAS, comunica que comprovou a ocorrência de mais uma jazida de óleo e gás nos reservatórios do pré-sal do bloco BM-S-9, em águas ultra-profundas da Bacia de Santos.

 

A descoberta ocorreu com a perfuração do poço 4-SPS-66C (4-BRSA-723C), informalmente denominado de Abaré Oeste, localizado na área de avaliação do poço 1-SPS-50 (Carioca), a cerca de 290 km da costa do Estado de São Paulo (figura abaixo), em lâmina d'água de 2.163 metros. Esse é o quarto poço perfurado no bloco BM-S-9, todos com comprovação de existência de hidrocarbonetos.

 

O bloco BM-S-9 é composto por duas áreas de avaliação: a área do poço 1-BRSA-594-SPS (1-SPS-55), informalmente denominado de Guará e a área do poço 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50), informalmente denominado de Carioca.

 

A descoberta foi comprovada através de amostragem de óleo, gás natural e teor de gás carbônico por teste a cabo, em reservatórios localizados em profundidade aproximada de 5.150 m. Análises estão sendo realizadas com as amostras recuperadas para a melhor caracterização do óleo encontrado.

 

O Consórcio, formado pela Petrobras (45% - Operadora), BG Group (30%) e Repsol (25%), dará continuidade às atividades e investimentos necessários para a avaliação da jazida conforme o Plano de Avaliação aprovado pela ANP.

 

 

 

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.

 

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.

 

AZULAO E GUARANI MOSTRAM QUE PRÉ-SAL NÃO É UMA ARABIA SAUDITA

Mais um fracasso no pré-sal

Por Malu Gaspar | 14/07/2009 - 12:26

Na Petrobras até os copeiros da diretoria de Exploração e Produção já sabem. O poço seco de Guanari, operado pela Exxon (40%), em sociedade com a Amerada Hess (40%) e a Petrobras (20%), não foi o único a decepcionar no pré-sal. Embora não possa, tecnicamente, ser chamado de poço seco, o Azulão, que fica no mesmo bloco de Guarani e é explorado pelo mesmo consórcio, tem muito pouco óleo e nenhuma viabilidade comercial. Tanto que já foi apelidado internamente de "Azulinho". Na estatal, não se entende porque a Exxon, operadora do bloco, ainda não divulgou o total de reservas do Azulão. No ano passado, a Exxon disse que esperava divulgar os números desse poço no início de 2009. Mas, até agora, tudo o que foi dito é que o Azulão teve sucesso geológico (foi encontrado petróleo), o que é bem diferente de ser um sucesso comercial. O anúncio de que Guarani não continha óleo algum, na semana passada, ajudou a colocar o assunto em termos mais realistas, lembrando que procurar petróleo sempre é uma atividade de risco, mesmo numa área tão promissora. Mas provocou desconforto no governo Lula, já que foi com base no argumento de que o pré-sal é área sem risco exploratório que se decidiu criar uma estatal só para gerir suas receitas. Caso decidissem ser 100% claros a respeito da exploração de óleo no pré-sal, a Petrobras e o governo teriam de admitir ainda outro fato incômodo, sobre o qual toda a área técnica da companhia concorda: embora as rochas do pré-sal ocupem uma área da costa que vai de Santa Catarina até o Espírito Santo, a área onde se poderá retirar petróleo com fins comerciais é bem menor.

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)

Descoberta PANORAMIX (BM-S-48)

Repsol descobre gás natural na Bacia de Santos

Provas mostram um potencial de gás de 378 mil metros cúbicos e 1.570 barris de condensado por dia

MADRI - A companhia petrolífera espanhola Repsol anunciou nesta segunda-feira, 11, a descoberta de uma jazida de gás natural e condensado em águas rasas da Bacia de Santos. Testes preliminares no poço Panoramix mostraram um fluxo máximo diário de 378.600 metros cúbicos de gás natural e de 1.570 barris de condensado.

É cedo para fazer uma estimativa da reserva para o Panoramix, mas os fluxos de teste são "satisfatórios" e suficientes "para garantir a viabilidade comercial", conforme havia afirmado na quarta-feira, numa entrevista à agência Dow Jones, o diretor de produção e exploração da Repsol, Nemesio Fernandez Cuesta. A companhia planeja perfurar um poço de avaliação neste ano, antes de declarar o Panoramix comercialmente viável, acrescentou o executivo.

A Repsol é a operadora líder, com 40% de participação no bloco BM-S-48, que contém a descoberta, enquanto a Petrobrás tem 35%. A Vale e a australiana Woodside Petroleum têm 12,5% de participação no bloco, cada uma. - Agencia Estado/HÉLIO BARBOZA)

Descoberta Nova Acumulação de Óleo no Pré-Sal da Bacia de Santos (4-BRSA-709 (4-SPS-60), denominado de Iguaçu)

Rio de Janeiro, 14 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 (45% - Operadora), BG Group (30%) e Repsol (25%), para a exploração do bloco BM-S-9, em águas ultra-profundas da Bacia de Santos, comprovou a ocorrência de mais uma jazida de óleo leve nos reservatórios do pré-sal.

 

O bloco BM-S-9 é composto por duas áreas de avaliação: a área do poço 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50), denominado de Carioca, e a área do poço 1-BRSA-594-SPS (1-SPS-55), denominado de Guará.

 

O novo poço, 4-BRSA-709 (4-SPS-60), denominado de Iguaçu, localiza-se na área de avaliação do 1-SPS-50 (Carioca), a cerca de 340 km da costa do Estado de São Paulo (figura abaixo), em lâmina d'água de 2.140 metros.

 

A descoberta foi comprovada através de amostragem de óleo por teste a cabo, em reservatórios localizados em profundidade de cerca de 4.900 m.

 

O Consórcio dará continuidade às atividades e investimentos necessários para a avaliação das jazidas descobertas nesta área conforme o Plano de Avaliação aprovado pela ANP. O início da perfuração de um novo poço nesta Área de Avaliação está previsto para os próximos dias. 

 

 

Angola's Subsalt Oil Reserves May Resemble Brazil's

by  Bernd Radowitz      Dow Jones Newswires      Wednesday, March 18, 2009

VIENNA (Dow Jones Newswires), Mar. 18, 2009 Geological similarities between Angola's and Brazil's subsalt areas suggest that future exploratory drilling on Angola's continental shelf may one day find oil reserves similar to Brazil's recent large discoveries, a Sonangol scientist said Wednesday. Sonangol, Angola's state oil firm, has started preliminary studies into Angola's subsalt region over the last several months. The company is now preparing for seismic and other geological studies -- expected to cost hundreds of million of dollars -- to assess the size of reserves in the country's subsalt region, said Luman Sebastiao, a geoscientist for Angola state oil firm Sonangol's exploration unit.   The first exploratory drilling of Angola's subsalt area may occur within three or four years, Sebastiao told Dow Jones Newswires, while attending the fourth Organization of Petroleum Exporting Countries International Seminar in Vienna. Angola's oil minister is OPEC's current president. "The Angolan and the Brazilian continental shelves have various similarities as they have been joined for a certain geological period," Sebastiao said. Brazilian state-run oil firm Petroleo Brasileiro SA in the past two years has announced several massive oil finds in the subsalt area off Brazil's coast that together contain dozens of billions of barrels in reserves. Oil found in the area is usually at water depths of around 2,000 meters, and several thousand meters further below layers of sand, rocks and salt -- making exploration and production challenging and expensive. Angola's subsalt reserves could be "gigantic," and even as big as Brazil's, Sebastiao said, though he acknowledged Angola's subsalt exploratory drilling hasn't yet begun. The subsalt is Angola's next exploration front, after deep and ultra-deep exploration, Sebastiao said, adding that unlike in Brazil, Angola's subsalt region is found both onshore and offshore. Angola's onshore subsalt region lies about 4,000 meters below the ground, while the offshore subsalt region lies even deeper, Sebastiao said. Brazil's Petrobras has been helping Sonangol in starting to study its subsalt region, and many Sonangol technicians have been trained in the area in Brazil, Sebastiao said. "Petrobras is our great example in this area," the Sonangol scientist said. Angola's studies into its subsalt area at first are concentrating on the Kwanza onshore and offshore basin, and the Congo basin. At a later stage, Angola will study more southern regions.   Copyright (c) 2009 Dow Jones & Company, Inc

COMENTÁRIOS do blog:

Se o Brasil demorar muito a regulamentar e a estimular os investimentos e descobertas do sub-sal brasileiro, rapidamente será ultrapassado pois as demais empresas petroliferas mundiais começarão a buscar cada vez mais este tipo de reservatório, tanto no GOM quanto na costa africana.

A vantagem brasileira é que, ainda, não há equipamentos suficientes nas empresas de serviço para realizar os trabalhos de pesquisa e de exploração, estando a maioria contratados já. É somente uma questão de tempo e de investimento, que nesses periodos nebulosos acabam demorando mais.

Deus é brasileiro pois não cansa de ajudar para que tenhamos tempo de consertar as nossas trapalhadas e brigas internas com pensamentos retrógrados e contrários ao desenvolvimento econômico (investimentos em infra-estrutura e na produção).

 

BW offshore: TLD Tupi

Navio que realizará o TLD de Tupi já navega para o Brasil

Fonte: Assessoria Petrobras Data: 06/03/2009 16:03

 O navio plataforma que fará o Teste de longa duração (TLD) na área de Tupi, no  Pólo  Pré-sal  da  Bacia de Santos, já está a caminho do Brasil. O FPSO (sigla   utilizada  para  embarcações  que  produzem,  armazenam  e  escoam petróleo)  BW  Cidade  de  São Vicente, que será utilizado no TLD, deixou o estaleiro onde passava por obras de adequação, em Cingapura, e iniciou em 7 de  fevereiro  a  navegação até o Brasil. Antes de chegar ao país, ainda no mês de março, o FPSO deve passar pela Cidade do Cabo, na África do Sul.

 Afretado  pela  Petrobras,  o  FPSO  BW  Cidade de São Vicente tem um papel importante  no  desenvolvimento  da  área de Tupi e, consequentemente, para toda  a  exploração do Pólo Pré-sal da Bacia de Santos. Com início previsto para  abril, o TLD deve durar cerca de 20 meses e permitirá que a Petrobras conheça  melhor  o  comportamento  do  reservatório,  o  que  auxiliará  na definição  dos  melhores  processos  de extração durante a fase de produção comercial não apenas de Tupi, como também de outras importantes reservas na área do pré-sal.

 Durante o TLD, está prevista uma produção de cerca de 14 mil barris de óleo por  dia.  Após  o teste, será implantado no local o projeto piloto de Tupi com  o  FPSO Cidade de Angra dos Reis, cuja capacidade de produção é de 100 mil barris de petróleo/dia e 4 milhões de m3/dia de gás.

 Anunciada  em  novembro  de  2007,  a  área  de  Tupi foi a primeira grande descoberta na camada do pré-sal da Bacia de Santos. Suas reservas, com óleo de  excelente  qualidade  (28º API), estão estimadas entre 5 e 8 bilhões de barris  de  óleo  e  gás natural, o que pode representar mais da metade das reservas  nacionais  provadas,  que são de aproximadamente de 14 bilhões de barris de óleo equivalente. 

ExxonMobil will drill soon a second well at BM-S-22 block

by  Brian Baskin      Dow Jones Newswires      Thursday, March 05, 2009

NEW YORK (Dow Jones Newswires), Mar. 5, 2009 ExxonMobil will "shortly commence operations" on a second well at a recently announced oil discovery offshore Brazil, Senior Vice President Mark Albers said Thursday. Exxon said it had found traces of oil in a well drilled in the BM-S-22 block in Brazil's Santos Basin. The find was reported in a Feb. 17 filing with Brazil's National Petroleum Agency, but not released to the public until this week. Exxon has a 40% stake in the block, with Hess Corp. owning a 40% share and Brazil's state-run Petroleo Brasileiro SA holding the rest. The BM-S-22 block was the last to be drilled in a promising region that could hold deposits of up to 33 billion barrels of oil equivalent, or BOE, government officials have said. The block is part of a cluster of four blocks that contain a gigantic geographical structure, which industry experts and analysts believe could contain several discoveries the size of Petrobras' Tupi find. The structure crosses the BM-S-8, BM-S-9, BM-S-21 and BM-S-22 blocks. Albers was speaking at the company's annual presentation to analysts at the New York Stock Exchange.   (Jeff Fick in Rio de Janeiro contributed to this report.) Copyright (c) 2009 Dow Jones & Company, Inc.

ExxonMobil - BM-S-22

RIO DE JANEIRO (Dow Jones Newswires), Mar. 4, 2009

The Brazilian unit of global oil titan ExxonMobil Corp. notified Brazil's National Petroleum Agency that it had made a second oil discovery at the BM-S-22 offshore block.

In a routine filing with the ANP, Exxon said that it had once again discovered traces of oil in a well drilled in the Santos Basin's BM-S-22 block. In January, Exxon said it had discovered oil in the same 1ESSO3SPS well.

ExxonMobil's local press office confirmed that discovery, which was dated Feb. 17 but posted on the ANP's Web site late Tuesday, was new but declined to give any further details. It's unclear if the find was made after deeper drilling of the well.

ExxonMobil holds a 40% operating stake in the block. Hess Corp. also has a 40% share, while Brazilian state-run energy giant Petroleo Brasileiro holds the remaining 20% stake.

The BM-S-22 block was the last to be drilled in a promising region that could hold deposits of up to 33 billion barrels of oil equivalent, or BOE, government officials have said. The block is part of a cluster of four blocks that contain a gigantic geographical structure, which industry experts and analysts believe could contain several discoveries the size of Petrobras' Tupi find.

The structure crosses the BM-S-8, BM-S-9, BM-S-21 and BM-S-22 blocks.

In April 2008, the head of the ANP caused a stir when he said reserves in the area around the Carioca find in the BM-S-9 block could be 33 billion barrels of oil equivalent. Petrobras officials, however, declined to confirm the estimate and said that further drilling was needed before any estimate on volumes could be made.

Petrobras is the leading stakeholder in many of the exploration blocks in Brazil's promising offshore subsalt region. While many exploration wells have shown signs of oil, the only reserve estimate has been for the Tupi and Iara finds.

In November 2007, Petrobras estimated that recoverable reserves at Tupi could contain between 5 billion and 8 billion BOE. A separate portion of the same BM-S-11 block also holds the Iara find, which holds estimated reserves of between 3 billion and 4 billion BOE.

Oil companies operating in Brazil must inform the ANP of indications of oil, gas or hydrocarbons in any exploratory well within 72 hours. The disclosures are routine, and do not indicate commercial viability.

ANP officials were not available to comment about the delay in releasing details of the discovery when contacted by Dow Jones Newswires.

Copyright (c) 2009 Dow Jones & Company, Inc.

Pré-sal da África

Petrolíferas de olho no pré-sal da África

O pré-sal não é só nosso. Além do petróleo no pré-sal do Golfo do México, do lado americano, os olhos das gigantes corporações petrolíferas estão se voltando para a costa Oeste da África, onde haveria reservas significativas de petróleo também abaixo da camada de sal, numa área idêntica à existente no Brasil.

A estimativa tem uma explicação geológica: há cerca de 150 milhões de anos a América do Sul e a África estavam juntas e, ao se separarem, uma parte do pré-sal ficou na costa brasileira e a outra, na africana.

Especialistas e empresários do setor alertam que a demora do Brasil em definir o marco regulatório para a exploração no pré-sal, em discussão há dois anos, pode fazer com que as gigantes petrolíferas deem prioridade a investimentos na exploração do pré-sal africano.

Para Wagner Freire, presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), que representa as companhias petrolíferas de médio e pequeno porte, o risco de o país perder a atratividade para a África aumenta com a crise mundial que reduziu os recursos das companhias, sobretudo devido à queda dos preços do petróleo. Freire alerta ainda que, com as indefinições regulatórias, a retração nas atividades exploratórias poderá ameaçar a sustentabilidade da autossuficiência. (Fonte: Gazeta OnLine - Vitória,ES)

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

Petrobras procura novo reservatório de pré-sal

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

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

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

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

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

BM-S-9 : Drilling continues

Petrobras Resumes Subsalt Drilling Near Guara, Carioca Finds RIO DE JANEIRO (Dow Jones Newswires), Jan. 29, 2009 (rigzone) Brazilian state-run energy giant Petroleo Brasileiro resumed drilling Wednesday in a key subsalt exploration block in the promising Santos Basin, according to the country's National Petroleum Agency. The Ocean Clipper rig started drilling in the Santos Basin's BM-S-9 block, ANP data showed. Two previous pioneer wells in the BM-S-9 block yielded the promising Guara and Carioca discoveries. The drill rig will target a total depth of 5,592 meters, operating at a water depth of 2,140 meters, ANP data showed. Petrobras is lead operator of the block with a 45% stake. BG Group has a 30% interest in the block, while Spain's Repsol YPF holds a 25% share. The BM-S-9 block is part of a group of four blocks that many industry experts and government officials believe contains a massive geological structure that could hold more than 30 billion barrels of oil -- and possibly much more. The structure crosses the BM-S-8, BM-S-9, BM-S-21 and BM-S-22. In 2008, nearly all of the test wells drilled in the region showed signs of oil or natural gas, resulting in the announcement of such finds as Bem-te-vi, Caramba, Carioca and Guara. The last block in the area to be tested, BM-S-22, also showed promising signs. Last week, ExxonMobil notified the ANP that a test well, dubbed Azulao, showed traces of oil. ExxonMobil started the drilling program in October. Devon Separately, drilling also started at the BM-BAR-3 offshore block in the Barreirinhas Basin. U.S. independent Devon Energy has contracted the Deepwater Discovery rig to start drilling. The rig will target a depth of 4,825 meters in water 2,335 meters deep. Devon holds a 100% stake in the exploration block.

Pré-Sal no ES: PRIORIDADE

Petrobras revê investimentos e prioriza petróleo no ES

A região do Parque das Baleias, no Litoral Sul do Estado, é prioridade absoluta da Petrobras para intensificar a produção de petróleo na camada de pré-sal. Com previsão de investir US$ 1 bilhão no próximo ano, a estatal já descartou intensificar o trabalho na Bacia de Santos, onde descobertas importantes foram feitas no ano passado, em função do alto custo e de tecnologias mais avançadas necessárias para a área.

Mesmo considerando-se o preço atual do petróleo - variando de US$ 40 a US$ 45 o barril ? ainda será viável, dizem os especialistas, a produção no pré-sal no Parque das Baleias. "Essa é a coisa mais lógica que a Petrobras pode fazer em 2009. A região terá menor custo de produção, a camada de sal é menos densa (cerca de 200 metros contra 2 mil metros em Santos), e já há infra-estrutura preparada, uma vez que a produção no pós-sal começou há mais de dois anos", destaca o superintendente da Organização da Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Alfredo Renault.

No campo de Jubarte, que faz parte do Parque das Baleias, aliás, a Petrobras iniciou, em agosto deste ano, o Teste de Longa Duração (TLD) no primeiro poço da camada do pré-sal do país. Outras descobertas nessa camada já foram feitas no campo de Cachalote, no mesmo parque, e em outros dois campos próximos, Caxaréu e Pirambu.

Uma das plataformas que produzem hoje no campo de Golfinho, no Litoral Norte, será deslocada para o Sul, onde vai começar, efetivamente, a produção. Um FPSO (sigla de navio-plataforma que extrai óleo e gás, processa e armazena), chamado "Espírito Santo", deverá começar a produzir em Jubarte no primeiro trimestre de 2009.

O mercado aguarda para esta semana a divulgação, pela Petrobras, do plano estratégico 2009-2013, cuja revisão deveria ter sido anunciada em outubro. Os planos foram, porém, atropelados pela crise mundial.

Como o pré-sal capixaba é o mais adiantado, em termos de testes, também deverão vir para o litoral do Estado mais sondas de perfuração e plataformas.

Conforme estimativas da área técnica da Petrobras, para implementar a infra-estrutura, contratar plataforma e preparar os poços, o investimento precisa ser de US$ 3 bilhões para uma reserva de 500 milhões de barris. Considerando-se a estimativa de 3,5 bilhões no Parque das Baleias, no pós e pré-sal, nos próximos anos seriam necessários cerca de US$ 20 bilhões.

A estatal estaria negociando a transformação de algumas das 12 sondas de perfuração em águas profundas, contratadas este ano, em plataformas de produção para o Parque das Baleias. Se confirmada a informação, isso reforça a especulação de uma segunda estratégia da empresa: o direcionamento de recursos da área de exploração para a de produção e de refino.

Cotação

US$ 44,32 o barril

É o preço do barril de petróleo do tipo WTI, com vencimento em janeiro, cotado pela Bolsa de Mercadorias de Nova York (NYMEX, sigla em inglês).

"É possível que os investimentos nas novas refinarias sejam alongados. A crise não é do setor do petróleo, mas da economia como um todo, então o preço do barril vai oscilar conforme o mundo reagir à crise", Alfredo Renault/superintendente da Onip.

(Fonte: A Gazeta/Vitória,ES/Denise Zandonadi)