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| Empresa busca gás no Maranhão com a OGX |
| Noticiário cotidiano - Geral |
| Sex, 22 de Janeiro de 2010 07:28 |
| Apesar de ser o braço de geração de energia elétrica do grupo EBX, do empresário Eike Batista, a MPX é responsável pela busca dos combustíveis que serão utilizados nas suas térmicas. Além do carvão, a MPX procura de gás natural em parceria com a OGX, do mesmo grupo, na bacia do Parnaíba (MA). |
| Qua, 06 de Janeiro de 2010 |
| As grandes petrolíferas nunca quiseram estar aqui, em águas com 1.300 metros de profundidade no meio do Golfo do México, perfurando quase 8 quilômetros de rochas. É um jeito caro de procurar petróleo. A Chevron Corp. paga quase US$ 500.000 por dia ao dono da Clear Leader, uma das plataformas de exploração mais novas e poderosas do mundo. O novo poço, na costa do Estado americano de Louisiana, será conectado a uma plataforma gigantesca nas proximidades cuja construção custou US$ 650 milhões para a Chevron. A primeira fase desse projeto levou mais de dez anos e custou US$ 2,7 bilhões - sem qualquer garantia de retorno. A Chevron veio para cá, a uma hora de helicóptero ao sul de Nova Orleans, porque muitos lugares em que preferiria estar - campos fáceis de explorar e próximos da costa - não estão mais acessíveis. As petrolíferas dos países ricos foram expulsas da maior parte do Oriente Médio nas últimas décadas, tiveram seus ativos expropriados na Venezuela e ficaram impedidas de perfurar na maior parte dos Estados Unidos por causa da regulamentação ambiental. Seu acesso ao Irã é limitado pelas sanções; na Rússia, enfrentam bloqueios ao investimento estrangeiro; no Iraque são afugentadas pela violência. Por isso, a Chevron e outras petrolíferas multinacionais começaram a se afastar cada vez mais da costa em busca de petróleo. A busca tem dado retorno, com as empresas descobrindo quantidades inesperadamente vastas de petróleo - um recurso que só elas têm a tecnologia e o caixa para explorar e produzir. Em maio, os primeiros poços do projeto mais recente da Chevron no Golfo do México começaram a produzir. Desses poços, bombeiam-se 125.000 barris de petróleo por dia, o que torna o projeto um dos maiores produtores do golfo. Em setembro, a BP PLC anunciou o que pode ser a maior descoberta no golfo em vários anos: um campo que pode ter 3 bilhões de barris. Além do Golfo do México, as petrolíferas já anunciaram grandes descobertas nos mares do Brasil e de Gana, motivando alguns especialistas a cogitar a existência de uma jazida gigantesca no Oceano Atlântico da África à América do Sul. A produção dos projetos em águas profundas - localizados em profundidades de no mínimo 300 metros - cresceu 67%, ou 2,3 milhões de barris diários, entre 2005 e 2008, segundo a consultoria PFC Energy, de Washington. As descobertas ocorrem ao mesmo tempo em que muitos dos campos gigantescos dos últimos cem anos começam a secar, e alguns especialistas alertam que a produção petrolífera mundial logo pode che gar ao auge e começar a cair. Os novos campos em águas profundas representam uma fonte enorme e inexplorada da commodity, que pode ajudar a diminuir os temores de que o mundo não conseguirá atender à demanda de combustíveis, que deve crescer rapidamente nos próximos anos. Para as petrolíferas, as descobertas significam algo mais: depois de uma década em retirada, as multinacionais dos países ricos voltaram à vanguarda da exploração petrolífera. "Muita gente pode extrair o petróleo fácil", diz George Kirkland, vice-presidente do conselho da Chevron. "Só que não sobrou muito dele." Mas já existem concorrentes ao domínio das grandes petrolíferas nas águas profundas. O Brasil indicou recentemente que vai dar uma fatia maior de suas reservas marítimas à Petrobras. Um punhado de empresas menores, como a Anadarko Petroleum Corp. e a Tullow Oil PLC, foram bem-sucedidas na exploração oceânica, especialmente em Gana, onde gigantes como BP e Exxon Mobil Corp. agora tentam alcançá-las. O enorme investimento de tempo e dinheiro necessário para projetos como esses deixou muitos especialistas desconfiados da premissa de que podem aliviar a pressão de longo prazo no suprimento mundial. Por causa da escala desses projetos, poucas empresas pequenas têm recursos para desenvolvê-los. A Devon Energy Corp., pequena petrolífera americana sediada em Oklahoma City, anunciou recentemente planos de abandonar seus negócios de exploração em águas profundas para se concentrar em projetos mais baratos em terra, que ela afirma que dão retorno melhor. "Essa tecnologia é capaz de levar alguém à Lua", diz Robin West, presidente do conselho da consultoria PFC Energy, e envolve "incerteza extraordinária, níveis imensos de processamento de dados, montantes estarrecedores". A exploração no mar é tão antiga quando a indústria petrolífera. Na décaca de 1890, as empresas começaram a buscar petróleo em píers na praia de Santa Barbara, na Califórnia. A Gulf Oil abriu o primeiro poço marítimo em pilares de cedro, num lago raso perto de Oil City, Louisiana, em 1911. Daí para frente, as petrolíferas se afastaram gradualmente da praia e expandiram dos pântanos de Louisiana para o Golfo do México, onde em 1947 a petrolífera americana Kerr McGee abriu o primeiro poço sem terra à vista. A expansão para águas mais profundas ganhou força na última década. "O que nos permitiu fazer isso é a tecnologia", diz David Rainey, diretor de exploração da BP no Golfo do México. "Expandimos os limites da tecnologia de mapeamento sísmico e de perfuração." O maior motivo para a ênfase recente na exploração de águas profundas talvez seja a falta de opções das petrolíferas. Nas primeiras décadas da era do petróleo, as empresas dos países ricos eram as únicas com a tecnologia para tocar projetos de grande porte. Mas, à medida que a tecnologia se disseminou e as petrolíferas estatais se tornaram mais sofisticadas, os governos passaram a depender menos da ajuda de fora e passaram a exigir mais controle sobre seus recursos petrolíferos. Com poucas exceções, as petrolíferas estatais evitavam as águas profundas, com seus desafios tecnológicos substanciais e necessidade de investir vários bilhões de dólares. As petrolíferas dos países ricos foram se afastando da costa, não apenas no Golfo do México mas em lugares como Nigéria, Malásia, Noruega e Austrália. Ao mesmo tempo, campos tradicionais começaram a secar. No México, sétimo maior produtor do mundo, o volume diário extraído caiu 23% desde 2004, à medida que a produção do gigantesco campo Cantarell desabava. Outros países também tiveram seus próprios declínios, na maioria menores. A produção em declínio alimentou os temores de que a oferta mundial poderia estar perto do ponto em que passaria a cair. As reservas mundiais - um indicador de quanto petróleo foi encontrado mas ainda não explorado - caíram em 2008 pela primeira vez em dez anos, segundo o relatório estatístico anual da BP. Ainda por cima, há sinais de que a demanda pode logo ultrapassar a oferta. O consumo mundial subiu 5,4 milhões de barris diários nos últimos cinco anos, enquanto a produção subiu apenas 4,8 milhões de barris diários. Esses temores ajudaram a impulsionar rapidamente a cotação do petróleo para quase US$ 150 o barril em julho de 2008. A recessão mundial arrefeceu a demanda e derrubou os preços, embora muitos especialistas prevejam que o preço vai subir de novo quando a economia se recuperar. A cotação já se recuperou para cerca de US$ 80 o barril, ante US$ 35 em dezembro de 2008. A alta do preço incentivou a exploração marítima. Em 2008, cerca de 8% da produção petrolífera mundial veio dos campos em águas profundas. Mesmo assim, só os grandes projetos em águas profundas talvez não sejam o suficiente para aliviar os problemas da oferta mundial. A maior plataforma de águas profundas do mundo, a Thunder Horse, da BP, no Golfo do México, produz 250.000 barris diários, só 0,3% do consumo mundial. A corrida para as águas profundas nem sempre encontrou ondas calmas. Esses projetos são caros, demorados e tendem a fracassar. A Chevron se orgulha de um índice geral de sucesso de 45% nos últimos anos, uma taxa notável pelos padrões do setor, mas que também indica que a empresa gastou bilhões em projetos que não deram resultado. Os sucessos da Chevron tiveram mais peso que seus fracassos. A previsão é que ela tenha sido a petrolífera cuja produção mais cresceu em 2009, graças, em boa parte, aos novos projetos em águas profundas no Golfo do México e no Brasil. Outras empresas que apostaram na exploração oceânica, como a BP, também conseguiram bom crescimento, enquanto as que não entraram na área estão correndo atrás. A Exxon, que não enfatizou tanto a exploração em águas profundas quanto as rivais, ofereceu recentemente US$ 4 bilhões por uma participação num campo na costa de Gana.(Fonte: Valor Econômico/ Ben Casselman e Guy Chazan, The Wall Street Journal) |
| Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore |
| Qua, 16 de Dezembro de 2009 06:22 |
| O fator de recuperação dos poços de petróleo do pré-sal pode chegar a 45%, caso a Petrobras obtenha bons resultados com a técnica de injeção de água e gás que está sendo testada pela empresa. A informação é do presidente da estatal, José Sergio Gabrielli. Segundo ele, o fator de recuperação atual dos reservatórios do pré-sal está em torno de 25%. "Nós estamos trabalhando com 25%, mas isso vai depender muito da tecnologia que nós vamos utilizar. Podemos elevar de 25% para 45%, se a técnica de injeção de água e gás for bem-sucedida", disse. Fator de recuperação significa o percentual de petróleo que pode ser retirado de um reservatório. A média mundial varia entre 17% e 20%, segundo o analista do Credit Suisse, Emerson Leite. Esse percentual pode mudar de acordo com a localização das reservas, profundidade do reservatório e até do tipo do petróleo. Sendo assim, ainda que os resultados dos testes de injeção promovidos neste momento pela Petrobras não sejam bem-sucedidos ou que o custo desse processo seja elevado, tornando inviável a adoção dessa prática, as reservas do pré-sal já sinalizam uma produtividade superior em relação ao usualmente verificado no setor petrolífero. O consultor da DZ Negócios com Energia e ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo (ANP), David Zylbersztajn, considera que o intervalo entre 25% e 45% para o fator de recuperação dos reservatórios, sinalizado ontem por Gabrielli durante evento em São Paulo, "está dentro do tecnicamente aceitável", mas pondera que a Petrobras terá de avaliar os custos das técnicas desenvolvidas. "É preciso ver o custo disso. Às vezes a tecnologia é tão dispendiosa que não vale a pena", comentou. BOLÍVIA. A Petrobras e a estatal boliviana YPFB marcaram para sexta-feira a assinatura de um termo aditivo ao contrato de importações de gás que garantirá à Bolívia um ganho adicional de, pelo menos, US$ 1,2 bilhão até 2019. O acordo confirma a Ata de Brasília, assinada em 2007 pelos presidentes Luiz Inácio Lula da Silva e Evo Morales, na qual o Brasil se comprometia a pagar mais pelas "frações líquidas" do gás boliviano: propano, butano e gasolina natural. Fechado em reunião realizada segunda-feira em Santa Cruz de la Sierra, o acordo prevê o pagamento mínimo de US$ 100 milhões por ano pelas frações líquidas. O extra será pago com retroatividade a 2007 e seguirá até o fim do contrato. Com relação a 2007, o valor será exatamente de US$ 100 milhões, com quitação 30 dias após a assinatura do aditivo. Para os anos seguintes, depende de uma fórmula que será inserida no contrato, informou uma fonte próxima às negociações. A Petrobras preferiu não se pronunciar sobre o tema. A empresa vinha postergando, desde 2007, as negociações com os bolivianos sobre a fórmula para o pagamento das frações líquidas do gás. A Bolívia alegava que o Brasil pagava preço de gás seco por um produto mais nobre, que tem maior poder calorífico e pode servir de matéria-prima para a fabricação de gás de botijão e para a indústria petroquímica, por exemplo. Um observador próximo diz que a Petrobras relutou para chegar a um acordo. O entendimento na empresa é que não há base legal para o pagamento adicional, que poderá ser contestado pelo Tribunal de Contas da União (TCU). COREIA DO SUL. A Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co. vai construir navios de perfuração para a Petrobras, em um contrato avaliado em US$ 1 bilhão, tornando-se a primeira empresa sul-coreana a obter um acordo com a estatal brasileira, disseram ontem pessoas familiarizadas com o assunto. O negócio pode dar à empresa sul-coreana uma vantagem sobre outros estaleiros em futuras licitações da Petrobras de contratos relacionados às instalações "offshore", como navios de perfuração e navios-plataforma (FPSO, na sigla em inglês), disseram analistas.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ) |
O presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, afirmou ontem que a estatal está começando o processo de perfuração dos poços que ajudarão a definir a localização dos reservatórios que a União cederá onerosamente à estatal. "A perfuração está começando no pré-sal da Bacia de Santos", disse, sem revelar a localização exata dos prospectos, afirmando que cabe à Agência Nacional do Petróleo (ANP) esse dado.
A Petrobras foi contratada pela ANP para promover as perfurações que têm a finalidade de conceder mais informações a respeito dos reservatórios do pré-sal e, assim, definir quais áreas serão passadas à empresa no processo de cessão onerosa.
A cessão onerosa é um dos pilares da megacapitalização que a empresa prepara para o primeiro semestre de 2010. A partir do volume que será cedido pela União à Petrobras, que pode chegar a 5 bilhões de barris de petróleo, e do valor que será definido para essas reservas, após contratação de empresa especializada e independente, será definido o valor que a companhia captará na Bolsa de Valores, por meio de uma oferta privada de ações.
Em razão dessas indefinições, Gabrielli não quis falar em valor da capitalização. "O valor depende dos locais da perfuração, do resultado da perfuração, da projeção de produção que virá dessa produção, dos custos que são estimados para esse investimento e da variação de receita. Então é impossível dizer qualquer número. É chute", disse o executivo.
Mesmo sem valores definidos, o executivo realçou a importância da capitalização para os investimentos da empresa na área do pré-sal. "A capitalização é muito importante para fortalecer a estrutura de capital da Petrobras, sem dúvida. Hoje a Petrobras tem um plano de investimento de US$ 174 bilhões para cinco anos, que vai aumentar. Quanto, eu não sei ainda. Mas com certeza é maior. US$ 174 bilhões em cinco anos significa que é preciso investir de US$ 34 bilhões a US$ 35 bilhões por ano. A companhia não é capaz de gerar caixa livre para fazer esse investimento. Você tem que aumentar dívida. Em 2009, nós levantamos US$ 31 bilhões de dívida nova. Não é possível fazer isso todo ano. Principalmente se você tem uma estrutura de capital em que sua razão dívida/capital próprio aumenta. Então ou você diminui dívida ou aumenta o capital próprio"
Gabrielli estima que, a partir do início das perfurações feitas em áreas do pré-sal ainda não concedidas, serão necessários cerca de quatro a cinco meses para que a estatal recolha informações suficientes para definir quais reservas farão parte da cessão onerosa. "Vamos localizar áreas onde podem ser produzidos 5 bilhões de barris", explicou.
OPEP. O presidente da Petrobras também afirmou que não acredita que o Brasil terá interesse em ser um país membro da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Segundo ele, a associação é formada por países que exportam petróleo cru, enquanto o Brasil planeja ser um exportador de produtos já refinados.
"O governo brasileiro tem estimulado fortemente a capacidade de refino no País. Quanto mais você desenvolve a capacidade de refino, menos petróleo cru você exportará. Portanto, não acredito que seja de interesse brasileiro entrar na Opep e ser um exportador de petróleo cru", disse Gabrielli durante seminário sobre o pré-sal na USP (Universidade de São Paulo).
Na ocasião da descoberta das reservas do pré-sal, vários países membros da Opep cogitaram a entrada do Brasil na associação quando ele começasse a operar efetivamente essas reservas. Porém, o governo brasileiro nunca tomou uma decisão oficial a respeito disso.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/ Com agências)
O diretor Financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, disse ontem que a companhia vai perfurar uma área não concedida ao lado da descoberta de Iara, no BM-S-11, do pré-sal da Bacia de Santos, na primeira quinzena de dezembro. A perfuração, autorizada terça-feira pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), faz parte da busca pelos 5 bilhões de barris que serão repassados pelo governo no processo de cessão onerosa que compõe a capitalização da estatal, prevista no novo marco regulatório que está em trâmite no Congresso Nacional e deve ocorrer até o final do primeiro semestre de 2010.
Na terça-feira, o presidente da estatal, José Sérgio Gabrielli, havia afirmado que o processo está bastante adiantado e que as perfurações já estariam começando. Em comunicado ao mercado enviado ontem, a Petrobras endossou as informações divulgadas na noite de terça pela ANP, sobre ter sido autorizada para a perfuração junto à Iara.
Segundo Barbassa, apesar de ser um poço estratigráfico (que visa o conhecimento de camadas geológicas e não busca especificamente um reservatório de óleo ou gás), ele poderá ser estendido, caso venha a ser detectado indício de hidrocarboneto no local.
O diretor explicou que, ao contrário do que vinha sendo divulgado anteriormente, a Petrobras vai assumir os custos e os riscos desta perfuração por tratar-se de um processo que pode visar a unitização. Desde sua descoberta, a área de Iara já é identificada como tendo um reservatório que extrapola os limites de concessão e invade áreas ainda sob comando do governo federal, o que exigiria uma unitização, ou seja, um acordo para exploração conjunta.
Como o governo pretende ceder onerosamente sua parcela no reservatório para a Petrobras, é ela quem vai gerir a totalidade da reserva. Na área de Iara, em que a Petrobras opera com 65% de participação, em parceria com a BG (25%) e a Galp (10%), já foram identificados entre 2 bilhões e 4 bilhões de barris. A área fica à Nordeste de Tupi, onde são estimados entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris.
Há rumores entre especialistas e geólogos de que a área contígua a Iara possa conter volume equivalente ou maior do que o identificado dentro da área de concessão.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Com agências/DA AGÊNCIA ESTADO)
