Trabalhe Embarcado

Petrobras lança Gasolina S-50 em todo Brasil no dia 1º de janeiro 2014

2013-12-31T16:46:00.001-02:00

Petrobras lança Gasolina S-50 em todo Brasil no dia 1º de janeiro 2014

O novo combustível é fruto de um esforço integrado de diversas áreas da Petrobras: Abastecimento, Cenpes e Engenharia

A chegada de 2014 traz uma novidade da Petrobras. Depois de mais de 10 anos de trabalho e significativos investimentos, a companhia lança a Gasolina S-50. O novo combustível possui ultrabaixo teor de enxofre (de até 50 mg/kg), o que representa uma redução expressiva em relação a gasolina anterior (de até 800 mg/kg). A Gasolina S-50 substitui integralmente a gasolina automotiva em todo o território nacional, e continuará sendo identificada como "gasolina comum" nas bombas dos postos de serviço.

O novo combustível é fruto de um esforço integrado de diversas áreas da Petrobras: Abastecimento, Cenpes, Engenharia entre outras, e para sua produção foram construídas 21 unidades em nove refinarias da Petrobras: Reduc, Regap, Replan, RPBC, Revap, Recap, RLAM, Repar e Refap.

A Gasolina S-50 possibilita a introdução de novos veículos com modernas tecnologias para o tratamento de emissões e pode reduzir as emissões de gases no escapamento em alguns motores fabricados a partir de 2009.Esse produto apresenta ainda como benefício a baixa formação de depósitos em válvulas, bicos injetores e na câmara de combustão, com menor desgaste do motor, além de vida útil mais longa do lubrificante, mantendo a eficiência energética.

A Petrobras investe continuamente em tecnologia e qualidade de seus combustíveis. Foi pioneira na remoção total do chumbo na gasolina automotiva em 1989. A companhia também lançou a Gasolina Podium, com a maior octanagem do mundo (mínimo de 95 IAD) e 30 mg/kg máximo de teor de enxofre, que, desde 2002, já atendia a regulação que entra em vigor em 2014.

Com a Gasolina S-50 e o Diesel S-10, a Petrobras passa a oferecer uma linha de combustíveis com qualidade equivalente a dos mercados mais exigentes do mundo.

Petrobras conclui poço em área da Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos

2013-11-27T23:06:00.001-02:00

Petrobras conclui poço em área da Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos

Perfuração do poço faz parte de programa adicional ao Programa Exploratório Obrigatório na área de Franco

A Petrobras informa que concluiu a perfuração de mais um poço na área de Franco, umas das áreas previstas no contrato de Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos. Foi comprovada a descoberta de petróleo de boa qualidade (28o API), situado abaixo da camada de sal, a partir da profundidade de 5.398 metros.

Foi atingida a profundidade final de 5.900 metros, após a comprovação de uma coluna de 396 metros de óleo. Denominado 3-BRSA-1184-RJS (3-RJS-723), informalmente conhecido como Franco Leste, o poço está situado em profundidade de água de 2.011 metros, a cerca de 200 km da cidade do Rio de Janeiro e a 7,5 km a sudeste do poço descobridor 2-ANP-1-RJS (Franco).

As amostras foram colhidas em reservatórios de espessuras similares às registradas no poço descobridor, comprovando a extensão desses reservatórios com óleo para a região leste do bloco de Franco.

A perfuração desse poço faz parte de um programa adicional ao Programa Exploratório Obrigatório na área de Franco, com o objetivo de melhor delimitar o volume da descoberta.

Por meio do contrato de Cessão Onerosa, a Petrobras adquiriu o direito de produzir até 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente recuperável em Franco, sendo que a fase exploratória prossegue e tem seu término previsto para até setembro de 2014.

Pré-sal já produziu 250 milhões de barris", diz gerente da Petrobras na OTC Brasil

2013-11-01T10:38:00.001-02:00

Pré-sal já produziu 250 milhões de barris", diz gerente da Petrobras na OTC Brasil

Produção atual do pré-sal, de 329 mil barris dor dia (bpd) já é oito vezes maior do que a produção média do pré-sal no ano de 2010

A produção acumulada no pré-sal já alcançou 250 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás) desde que foi iniciada a produção da camada pré-sal, na Bacia de Campos, em 2008. A informação foi dada na quarta-feira (30/10) pelo gerente executivo de Exploração e Produção do pré-sal da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga, durante painel sobre o pré-sal na Offshore Technology Conference (OTCBrasil 2013), no Rio de Janeiro. A produção atual do pré-sal, de 329 mil barris dor dia (bpd), alcançada em setembro de 2013, já é oito vezes maior do que a produção média do pré-sal no ano de 2010, quando foram produzidos 42 mil bpd.

"O Pré-sal já produziu 250 milhões de barris de óleo equivalente, mais do que toda a produção acumulada do campo de Garoupa, primeira descoberta da Petrobras na Bacia de Campos, em 1974, e que produz até hoje", disse o gerente.

O executivo também comparou o volume já descoberto no pré-sal da Bacia de Santos com outras grandes descobertas offshore realizadas nos últimos anos, no mundo. Segundo ele, o volume recuperável já declarado dos campos de Lula e Sapinhoá, mais o volume contratado da Cessão Onerosa é de cerca de 15,4 bilhões de barris de petróleo equivalente, o que equivale a uma vez e meia o volume recuperável do campo gigante de Kashagan,no Mar Cáspio, e 15 vezes o volume recuperável do campo de Thunder Horse, nos EUA. A província do pré-sal como um todo, incluindo Bacia de Santos e Bacia de Campos, tem 149 mil quilômetros quadrados e equivale a três vezes o tamanho do estado do Rio de Janeiro. Já a área do pré-sal sob contrato da Bacia de Santos, de cerca de 15 mil quilômetros quadrados, equivale a 650 blocos de exploração e produção da porção norte-americana do Golfo do México.

Desde a descoberta, em 2006, até dezembro de 2012, já foram perfurados 37 poços exploratórios no pré-sal da Bacia de Santos, com índice de sucesso superior a 90%. Considerando toda a província do pré-sal, o índice de sucesso supera 80% e o número de poços até o ano passado chegou a 80. "Esses números são fantásticos", afirmou Carlos Tadeu.

Atualmente, seis plataformas produzem no pré-sal na Bacia de Campos e três na Bacia de Santos, além de duas plataformas itinerantes que são utilizadas para testes de longa duração. A primeira plataforma a produzir no pré-sal foi a P-34, no campo de Baleia Franca, Bacia de Campos, em 2008. O primeiro sistema definitivo a entrar em operação no polo pré-sal da Bacia de Santos foi o Piloto de Lula, por meio do FPSO Cidade de Angra dos Reis, que hoje produz cerca de 100 mil barris por dia.

Petrobras vai adicionar um milhão de barris por dia de capacidade de produção em 2013

2013-10-31T07:08:00.001-02:00

Petrobras vai adicionar um milhão de barris por dia de capacidade de produção em 2013

Nove plataformas de produção serão concluídas este ano; três delas já estão em operação

A Petrobras, pela primeira vez em sua história, vai receber nove unidades de produção em um único ano. A capacidade instalada de produção das plataformas totaliza um milhão de barris por dia e a entrada em operação das unidades será essencial para a companhia dobrar sua atual produção e atingir a meta para 2020 de 4,2 milhões de barris de petróleo por dia. As informações foram destacadas pela presidente da companhia, Maria das Graças Silva Foster, durante almoço-palestra na Offshore Technolgy Conference (OTC Brasil 2013), no Rio de Janeiro.

Das nove unidades que entram em produção este ano, a presidente lembrou que já estão em produção os FPSOs Cidade de São Paulo, Cidade de Itajaí e Cidade de Paraty. Outras duas unidades - os FPSOs P-63 e P-55 - já estão na locação e a P-58 deve sair do estaleiro de Rio Grande em direção ao Parque das Baleias ainda este mês. Além destas, a P-61, a TAD (sigla para Tender Assisted Drilling), que foi construída na China, e a P-62 chegarão às locações em dezembro, informou a presidente na tarde desta terça-feira (29/10), na sessão "Planejamento e Gestão de Oportunidades Offshore no Brasil: a Perspectiva da Petrobras". "Nos próximos cinco, seis anos, será mais importante para nós o "P" de produção do que o "E" de exploração", afirmou a presidente, comparando os esforços e investimentos para aumentar a produção de petróleo da companhia às atividades de exploração, que têm como objetivo novas descobertas.

A presidente ressaltou também o crescimento da indústria naval nos últimos anos. "Temos um imenso orgulho dos estaleiros no Brasil. Há dez anos, muitas pessoas riam quando falávamos em conteúdo local", lembrou. "Além das 17 unidades estacionárias de produção que estão em obras hoje no Brasil, nós temos 28 sondas sendo construídas no país e 41 navios de transporte. Para cumprir esta curva (de produção), temos mais 12 contratações a fazer", adiantou a executiva. Para ela, um dos motivos do sucesso dos estaleiros brasileiros é a associação com empresas estrangeiras experientes, critério que passou a ser exigência da Petrobras para firmar contratos.

Sucesso exploratório no pré-sal é "espetacular", diz presidente

A presidente comemorou o sucesso exploratório no pré-sal, que atingiu 100% em 2013. Ela revelou que este ano foram perfurados 13 poços no pré-sal e em todos eles a companhia encontrou petróleo, o que a executiva classificou como "espetacular". Ao todo, contabilizou, foram perfurados 144 poços exploratórios no pré-sal e o índice de sucesso chegou a 82%. "Nosso sucesso exploratório impressiona. Se contabilizarmos poços offshore e onshore, nosso índice é de 65%, o que está muito acima da média mundial", comparou. Ela ressaltou que o Brasil responde por 62% das grandes descobertas em águas profundas no mundo entre 2007 e 2012.

Sobre a recém-leiloada área de Libra, em que a Petrobras terá 40% de participação, a presidente projetou extrair o primeiro óleo em 2020. "O marco regulatório (de partilha de produção) é claro, objetivo e inequívoco", afirmou, lembrando que, em 2017, quando os investimentos em Libra passarão a ser mais expressivos, a Petrobras estará produzindo 750 mil barris por dia a mais do que os atuais 2 milhões de barris de petróleo produzidos hoje diariamente, o que reforçará o caixa da empresa.

Graça Foster destacou também a importância de parcerias com universidades brasileiras e institutos de pesquisa de todo o mundo: "Temos universidades espetaculares no Brasil, temos uma rede de inteligência, investimos pesado em tecnologia no Brasil". Entre 2006 e 2013, a companhia investiu US$ 1,1 bilhão em pesquisa e desenvolvimento.

Por fim, falou da importância de investimento em qualificação profissional, principalmente em nível médio, a exemplo de técnicos, supervisores e mestres de oficina: "Formação de nível médio é um grande gargalo", avaliou.

Petrobras faz 60 anos e quer dobrar produção em 7 anos

2013-10-03T22:05:00.000-03:00

A Petrobras completa 60 anos na quinta-feira, 03, em um dos momentos cruciais de sua história.

Com o peso de ser a maior empresa brasileira e fator primordial de crescimento da economia - o que a torna objeto de interesse da classe política -, a petroleira tem como desafio dobrar a produção em sete anos e ampliar a capacidade de refino, ao mesmo tempo em que preserva a saúde financeira, motivo de preocupação de investidores e especialistas devido ao endividamento elevado.

Até 2017, a Petrobras planeja investir US$ 236,7 bilhões, uma média anual de US$ 47,34 bilhões. No período, pretende aumentar a produção de petróleo dos atuais 2 milhões de barris por dia (bpd), volume alcançando ao longo de 60 anos, para 4,2 milhões de bpd, em 2020, a partir da exploração das gigantescas reservas do pré-sal. Já a capacidade de refino irá crescer de 2 milhões de bpd para 3 milhões de bpd.

No longo prazo, as perspectivas soam ainda mais promissoras. Ao fim de 2012, as reservas de óleo e gás natural da estatal eram de 15,7 bilhões de barris, o que irá aumentar significativamente nos próximos anos. Pelas regras do regime de partilha, a Petrobras terá, no mínimo, 30% dos novos campos do pré-sal. Isso irá garantir, por exemplo, que a empresa tenha, pelo menos, 30% do campo de Libra, cujas reservas são estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris. O campo de Libra será licitado pelo governo no próximo dia 21.

Fachada da sede da empresa, localizada no Rio de Janeiro. (Foto: Estadão Conteúdo)

Além disso, a Petrobras tem direito a outros 5 bilhões de barris do processo da cessão onerosa. Os números se juntam ao potencial dos blocos arrematados dentro e fora do pré-sal nas rodadas de licitação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Ou seja, a estatal tem, de sobra, aquilo que é o mais importante para uma empresa de petróleo: reservas.

"A Petrobras tem hoje um dos melhores portfólios do mundo. A companhia está muito bem posicionada na produção", afirma o ex-presidente da companhia e secretário de Planejamento da Bahia, José Sergio Gabrielli.

O ex-presidente listou uma série de fatores para o sucesso da empresa: posição dominante no Brasil, um dos principais mercados consumidores de derivados de petróleo do mundo (cresceu mais de 40% nos últimos quatro anos); forte produção de gás; infraestrutura logística consolidada; corpo técnico qualificado, e dona do melhor centro de pesquisas do mundo para exploração em águas profundas, o Cenpes. "A Petrobras tem todo o instrumental para se tornar uma empresa fantástica", completou.

Há 30 anos na Petrobras, a atual presidente Graça Foster se diz otimista para o futuro

O entusiasmo de Gabrielli é compartilhado pela atual presidente da Petrobras, Graça Foster. Na semana passada, em meio ao início das comemorações de aniversário da estatal, a executiva disse que nunca imaginou que a empresa chegaria ao patamar atual.

"Eu, que estou na Petrobras há 30 anos, nunca imaginei que chegaríamos a ter esse portfólio tão grande, com tantas e tão claras oportunidades, objetivas e materiais; com esse orçamento que exige uma dedicação muito grande no que se refere à disciplina de capital", revelou.

Apesar das vantagens competitivas, as ações da Petrobras não têm tido boa performance. Isso fica evidente no ranking elaborado pela consultoria internacional PFC Energy. Em 2010, ano da megacapitalização, a estatal brasileira era a terceira maior petrolífera do mundo, com valor de mercado de US$ 228,9 bilhões. Em 2012, a empresa caiu para a sétima posição, com valor de mercado de US$ 124,7 bilhões.

Para o diretor do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), Adriano Pires, a queda reflete o uso político da companhia. "O mercado precificou a interferência política do governo federal na gestão da Petrobras."

Nos últimos 10 anos, Pires explicou que o governo pôs a sua agenda política acima dos interesses da Petrobras, inchando a empresa, congelando preços de derivados e determinando uma série de investimentos com baixa rentabilidade. O resultado é que a alavancagem líquida da empresa saltou de 16%, em 2010, para 34%, no fim do segundo trimestre deste ano, próximo do limite considerado ideal pelas agências de rating para manter o grau de investimento. A dívida total saltou de R$ 117,9 bilhões, no fim de 2010, para R$ 249,04 bilhões, no fim de junho deste ano.

Desde que assumiu em março do ano passado, Graça Foster adotou austeridade. Até 2017, a Petrobras pretende reduzir os custos em R$ 32 bilhões, além de vender US$ 9,9 bilhões em ativos não estratégicos. Até o momento, a companhia contabiliza US$ 3,82 bilhões em desinvestimentos, entre ativos no exterior e participações no setor elétrico.

O "calcanhar de Aquiles" da Petrobras é o controle de preços dos derivados praticado pelo governo para evitar impacto na inflação. Com o aumento da importação de combustíveis para atender o forte crescimento da demanda, a política tem drenado uma parte significativa do caixa da estatal, impedida de alinhar os seus preços com o mercado internacional.

"A Petrobras está em uma encruzilhada. Ou se torna uma empresa lucrativa ou vai se tornar uma PDVSA (estatal venezuelana)", alertou Pires. Para Gabrielli, o aumento da capacidade de refino no longo prazo irá minimizar os efeitos da política de controle de preços, à medida que as importações serão substituídas pela produção local.

Operações no Brasil geram prejuízos à Subsea 7

2013-08-17T20:11:00.001-03:00

Operações no Brasil geram prejuízos à Subsea 7

O site Energia Hoje informa que perda contábil de US$ 13 milhões foi causada por custos adicionais no projeto Sapinhoá-Lula NE.

A Subsea 7 registrou prejuízo de US$ 13 milhões no segundo trimestre do ano, frente a lucro de US$ 411 milhões apurado em igual período de 2012. O resultado é fruto principalmente dos gastos da ordem de US$ 294 milhões, acima do previsto, no projeto Sapinhoá-Lula NE, no pré-sal da Bacia de Santos.

A empresa não revela os motivos da revisão de custos, mas no ano passado, devido a disputas judiciais com a Petrobras e atraso na entrega de equipamentos submarinos, a fornecedora havia provisionado US$ 52 milhões para este mesmo projeto.

A Petrobras contratou a Subsea 7 para engenharia, aquisição, instalação e comissionamento de umbilicais, risers e linhas submarinas dos campos no pré-sal da Bacia de Santos. O valor do contrato é de US$ 1 bilhão.

Isso também impactou na geração de caixa medida pelo Ebitda, que ficou em US$ 139 milhões, 57% menor, na comparação anual. A companhia projeta, contudo, um crescimento na geração de caixa este ano, excluídas as operações no Brasil.

No país, a companhia aguarda a renovação dos contratos dos PLSVs Kommandor 3000, Normand Seven e Seven Phoenix, e discute a renovação da Seven Mar e da Condor.

As demais áreas de atuação da companhia apresentaram bons resultados. No Mar do Norte e Canadá, a companhia registro lucro de US$ 136 milhões; na África, Golfo do México e Mediterrâneo, os ganhos foram de US$ 133 milhões, e, na Ásia e Oriente Médio, de US$ 33 milhões.

A companhia conta com reservas de US$ 10 bilhões para execução de seus projetos.

Petrobras inicia operação da Unidade de Manutenção e Segurança Cidade de Carapebus

2013-08-17T14:41:00.001-03:00

Petrobras inicia operação da Unidade de Manutenção e Segurança Cidade de Carapebus

Nova plataforma de serviço chega para intensificar o plano de manutenção da Bacia de Campos, que recupera a eficiência dos sistemas de produção

A Petrobras colocou em operação, nesta terça-feira (13/08), a Unidade de Manutenção e Segurança - UMS Cidade de Carapebus, que atuará na manutenção das plataformas de produção da Bacia de Campos nos próximos cinco anos. O objetivo é prolongar a vida útil das unidades de produção, garantindo a segurança da força de trabalho, a integridade de suas instalações marítimas e o aumento da eficiência operacional.

Para o gerente geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Bacia de Campos (UO-BC), Joelson Falcão Mendes, a UMS é imprescindível para o futuro da Petrobras. "No dia em que completa 36 anos de produção, a Bacia de Campos reafirma a sua contribuição para a concretização das metas previstas no Plano de Negócios e Gestão da companhia. A manutenção das nossas plataformas, que já operam há mais de 20, 30 anos, é fundamental para este sucesso".

A UMS Cidade de Carapebus é um navio equipado com sistema de posicionamento dinâmico, composto por oito thrusters (hélices), totalizando 17,65 MW de potência. Por conta do posicionamento dinâmico, a UMS pode se conectar a qualquer tipo de plataforma, pois seus diversos sensores com GPS e um sofisticado sistema de hélices acompanham a movimentação da unidade com total segurança. A embarcação é interligada às plataformas por meio de uma ponte telescópica automatizada, chamada de gangway.

Em sua primeira campanha, a Cidade de Carapebus está acoplada à P-8, onde realizará o trabalho de pintura e caldeiraria, reforma do casario, do heliponto e do guindaste, quitação de recomendações técnicas de inspeções e de demandas de órgãos legais e ações de melhoria da eficiência operacional e segurança da unidade.

Com um comprimento total de 180 metros, a embarcação poderá alojar 533 profissionais. Além das oficinas de manutenção, pintura e caldeiraria, a UMS conta com área de armazenamento e um espaço de trabalho e armazenagem fechado. A unidade de manutenção e segurança é capaz de gerar 30 MW de energia total (suficiente para o abastecimento de uma cidade de 200 mil habitantes) e de produzir 180 m³/dia de água potável.

Desde 2005, a Petrobras contrata Unidades de Manutenção e Segurança voltadas para revitalização e manutenção das plataformas. Atualmente, três delas trabalham na Bacia de Campos: as unidades Cidade de Casimiro de Abreu e Cidade de Arraial do Cabo, operadas pela UO-BC, além da UMS Cidade de Quissamã, sob gestão da Unidade de Operações de Exploração e Produção do Rio de Janeiro (UO-RIO).

Ainda este ano, outras duas UMSs estarão disponíveis para a UO-BC, consolidando a utilização dessas unidades como essenciais para a revitalização das plataformas de produção em atividade.

Petrobras vence Prêmio ANP de Inovação Tecnológica

2013-08-14T14:21:00.001-03:00

Petrobras vence Prêmio ANP de Inovação Tecnológica

Tecnologia offshore pioneira no mundo é reconhecida pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

A Petrobras recebeu, no dia 6 de agosto, o Prêmio de Inovação Tecnológica concedido pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em reconhecimento ao desenvolvimento do Sistema de Separação Submarina Água-Óleo (SSAO), instalado no campo de Marlim, na Bacia de Campos (RJ).

Em sua primeira edição, a premiação, realizada na Escola de Guerra Naval da Marinha do Brasil, no Rio de Janeiro, prestigiou a tecnologia offshore que mais se destacou no ano. Na mesma solenidade, foram assinados os contratos de 13 dos 24 blocos exploratórios arrematados pela Petrobras e parceiros na 11ª Rodada de Licitações, promovida em maio pela agência.

O SSAO é considerado um salto tecnológico mundial por envolver, simultaneamente, lâmina d'água profunda (cerca de 1.000 m) e óleo pesado (19º API).

O principal diferencial dessa tecnologia é permitir a separação da água e óleo ainda no fundo do mar, assim como a reinjeção dessa água no próprio reservatório. Com isso, o sistema cria uma folga na planta de processo, gerando economia de espaço na plataforma e aumento da capacidade disponível da unidade para processar mais óleo.

O protótipo dessa tecnologia foi desenvolvido pela Petrobras e pela FMC Technologies, em parceria com a Framo (fornecedora de bombas para uso submarino), a Prysmian (fornecedora de umbilicais), o Centro de Pesquisas da Statoil – onde foram realizados alguns testes de laboratório –, além da empresa ESSS, especialista em Dinâmica de Fluidos Computacional (CFD). Esse projeto irá gerar informações para a futura utilização dos sistemas em escala comercial e representa um passo importante para aumentar a produção de campos maduros.

Outros projetos que concorreram ao prêmio

Além do SSAO, outras quatro tecnologias utilizadas Petrobras concorreram ao prêmio. São elas:

Boia de Sustentação de Riser (BSR) - A Petrobras irá instalar, neste ano, a Boia de Sustentação de Riser (BSR) nos campos de Lula Nordeste e Sapinhoá, no Pré-Sal da Bacia de Santos. Trata-se de um sistema inovador composto por uma boia submersa, ancorada no fundo do mar por tendões. O objetivo é isolar o movimento dos risers (dutos) rígidos dos movimentos das plataformas instaladas em águas ultraprofundas.Participaram do desenvolvimento dessa tecnologia as instituições e empresas IPT, Coppe/UFRJ, Marin, SubSea 7, Bureau Veritas, E-xcellentia, Marinha do Brasil, USP, Sermetal, Consunave e Cassinú.

Bomba Multifásica Submarina Hélico-Axial (BMSHA) - Esse sistema, que opera no campo de Barracuda, na Bacia de Campos, representa um avanço na tecnologia convencional de bombeio multifásico submarino hélico-axial. Sua vantagem é a capacidade de suportar maior diferencial de pressão de escoamento em comparação às bombas convencionais. Essa tecnologia incorpora uma nova técnica denominada HighBoost, desenvolvida em conjunto com a Framo Engineering. Em alguns cenários operados pela Petrobras, essa tecnologia pode permitir não só a ampliação da vazão de produção, bem como o aumento do fator de recuperação do campo.

Injeção Submarina de Água do Mar (RWI) - Essa tecnologia, instalada no campo de Albacora, na Bacia de Campos, permite captar e bombear água do mar e injetá-la diretamente nos poços, sem passar pela plataforma. Com essa solução, é possível simplificar o sistema de tratamento de água para injeção, reduzindo o investimento em plantas de processo na plataforma e, ao mesmo tempo, ampliando a capacidade de injeção no reservatório de petr. A grande vantagem é aumentar o fator de recuperação do reservatório sem ampliar os sistemas de superfície. O RWI foi desenvolvido em conjunto com a Framo Engineering, com participação da FMC Technologies, como fornecedora da Framo para a execução de parte do escopo submarino.

Monitoramento Sísmico Permanente em Águas Profundas no Campo de Jubarte (MSP de Jubarte) - A plataforma P-57, instalada no campo de Jubarte, na porção capixaba da Bacia de Campos, é equipada com uma tecnologia de última geração: o sistema de monitoramento sísmico permanente, que incorpora a tecnologia 4D. Desenvolvida em parceria com a Petroleum Geophysical Service (PSG), a nova solução fornece, por meio de um sistema de cabos sísmicos de fibra ótica conectados à plataforma, informações em tempo real sobre o movimento de fluidos no reservatório, identifica oportunidades para aumentar o fator de recuperação do campo, além de monitorar as diversas etapas do processo produtivo.

Petrobras faz descoberta de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos

2013-08-08T19:36:00.001-03:00

Petrobras faz descoberta de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos

Poço informalmente chamado de Iguaçu-Mirim, fica a 303 km do litoral de São Paulo e 34 km ao sul do poço descobridor

A Petrobras comprovou a ocorrência de petróleo no poço 3-SPS-101 (3-BRSA-1179-SPS), localizado na área do Plano de Avaliação da Descoberta de Carioca, no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos.

O poço, informalmente denominado de Iguaçu Mirim, está localizado a 303 km do litoral do estado de São Paulo, 34 km ao sul do poço descobridor (1-SPS-50 - Carioca) e a 9 km ao sul do poço Iguaçu (4-BRSA-709-SPS), em local onde a profundidade de água é de 2.158 metros.

Esta nova descoberta foi comprovada com amostragens de petróleo de cerca de 20 graus API, por teste a cabo, em reservatórios carbonáticos do pré-sal, a partir de 4.850 metros de profundidade.

O Consórcio BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%) em parceria com a BG E&P Brasil (30%) e Repsol Sinopec Brasil (25%). O prazo para a Declaração de Comercialidade é 31 de dezembro de 2013.

Petrobras inicia produção comercial do campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos

2013-02-17T22:51:00.001-03:00

Petrobras inicia produção comercial do campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos

O navio-plataforma Cidade de São Paulo é do tipo FPSO e entrou em operação no último dia 5. Tem capacidade para processar, diariamente, 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m3 de gás.

Com a entrada em operação do navio-plataforma Cidade de São Paulo, na manhã do último dia 5, a Petrobras deu início à produção comercial do campo de Sapinhoá, localizado no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos. O campo teve seu início de produção antecipado. A previsão original de entrada em operação, conforme o Plano de Negócios e Gestão da Petrobras 2012-2016, era 13 de janeiro de 2013.

A plataforma Cidade de São Paulo é do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere petróleo). Está ancorada na profundidade de água de 2.140 metros, a 310 km da costa, tem capacidade para processar, diariamente, 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m3 de gás. O poço 1-SPS-55, o primeiro a ser interligado à plataforma, tem potencial de produção superior a 25 mil barris de petróleo por dia. Sua produção, entretanto, ficará restrita a cerca de 15 mil barris por dia, até que sejam concluídas as ações de comissionamento dos sistemas para processamento e reinjeção do gás natural, com duração prevista de 90 dias. O petróleo produzido, de média densidade (30º API) e de elevada qualidade, será escoado por navios aliviadores.

O escoamento da parcela do gás não utilizado para reinjeção no campo será feito pelo gasoduto Sapinhoá-Lula-Mexilhão até a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), localizada em Caraguatatuba, no litoral paulista. Outros 10 poços (cinco produtores e cinco injetores) serão interligados à plataforma ao longo dos próximos meses. A previsão é que o pico de produção, de 120 mil barris de petróleo por dia, seja atingido no primeiro semestre de 2014.

O campo de Sapinhoá é um dos maiores campos de petróleo do Brasil, com volume recuperável total estimado em 2,1 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), e entra em produção comercial quatro anos e meio após a sua descoberta, ocorrida em julho de 2008.

O Plano de Desenvolvimento do campo de Sapinhoá prevê, ainda, uma segunda plataforma: o FPSO Cidade de Ilhabela, cujo casco está em fase de conversão, e terá capacidade para 150 mil barris por dia de petróleo e 6 milhões de m3/dia de gás. A previsão é que entre em operação no segundo semestre de 2014.

O bloco BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (30%) e a Repsol Sinopec Brasil S.A. (25%).

Novo poço na costa do Espírito Santo confirma acumulação de óleo de boa qualidade

2013-02-17T22:48:00.001-03:00

Novo poço na costa do Espírito Santo confirma acumulação de óleo de boa qualidade

Reservatórios com petróleo têm espessura total em torno de 200 metros e estão a aproximadamente 3.679 metros, em profundidade d'água de 2.143 metros

A Petrobras informa que o poço de extensão 3-BRSA-1128-ESS, cujo objetivo é a delimitação de acumulação, confirmou a ocorrência de petróleo leve e gás em reservatórios arenosos no pós-sal da Bacia do Espírito Santo. A descoberta da acumulação já havia sido anunciada em 17 de dezembro de 2010, quando ocorreu a perfuração do poço 1-BRSA-882-ESS, conhecido como Indra.

O novo poço, informalmente denominado como Arjuna, faz parte do Plano de Avaliação do 1-BRSA-882-ESS (Indra), e está localizado a cerca de 130 km da costa do estado do Espírito Santo e a 0,9 km a noroeste do poço descobridor.

Os reservatórios com petróleo têm espessura total em torno de 200 metros e estão a aproximadamente 3.679 metros, em profundidade d'água de 2.143 metros.

Será realizado teste de formação, cujo objetivo é avaliar a produtividade do reservatório. Conforme constatado no poço descobridor, o óleo encontrado é de boa qualidade (29º API).

O consórcio da concessão BM-ES-22A (Bloco ES-M-527), formado pela Petrobras (75%), como operadora, e Vale (25%), dará prosseguimento às atividades e aos investimentos previstos no Plano de Avaliação da Descoberta (PAD), aprovado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

E&P obtém sucesso na instalação a cabo de equipamentos em águas ultraprofundas do Pré-Sal

2013-02-17T22:45:00.001-03:00

E&P obtém sucesso na instalação a cabo de equipamentos em águas ultraprofundas do Pré-Sal

Operação realizada sob lâmina d´água de 2.152 metros possibilita redução do uso de sondas e, com isso, reduz custos em instalações submarinas. A conquista é resultado de um trabalho integrado do E&P

A área de E&P Serviços concluiu com sucesso, na última segunda-feira (14/01), a primeira instalação a cabo de um equipamento submarino (no caso, uma base adaptadora de produção, ou BAP) em profundidade maior que 2.000 metros na área do Pré-sal.

A operação foi realizada com uso de uma embarcação especial do tipo Subsea Equipment Support Vessel (SESV), que tornou possível a instalação da BAP no poço RJS-678 no campo de Lula, em profundidade d´água de 2.152 metros. A relevância desse evento se pauta em dois fatores: a reafirmação da viabilidade desse tipo de operação no Pré-sal e o efetivo potencial de contribuição para a otimização de custos.

A prática de utilização da embarcação especial do tipo SESV, que utiliza cabos para a instalação, possibilitará a redução do uso de sondas em operações de instalação de equipamentos submarinos, o que torna os custos menores nessas operações. Essa ação vai diretamente ao encontro do PRCPoço (Plano de Redução de Custos de Poços), recentemente lançado no E&P, cujo objetivo é reduzir os custos de poços marítimos.

A conquista é resultado de mais um trabalho integrado do E&P, que envolveu as áreas de E&P Serviços (E&P-SERV), E&P Engenharia de Produção (E&P-ENGP) e E&P Construção de Poços Marítimos (E&P-CPM).

Afetado pelo Brasil, lucro da Chevron cai 33% no trimestre

2012-11-04T21:53:00.001-02:00

Afetado pelo Brasil, lucro da Chevron cai 33% no trimestre

NOVA YORK - A parada na produção de petróleo no Campo do Frade, após dois vazamentos de óleo, tem pesado no resultado mundial da Chevron. A gigante de energia divulgou ontem que registrou lucro de US$ 5,25 bilhões no terceiro trimestre, uma queda de 32,95% frente aos US$ 7,83 bilhões de igual período do ano passado. Nos primeiros nove meses do ano, o ganho foi de US$ 16,930 bilhões, 26,94% abaixo dos US$ 19,049 bilhões obtidos entre janeiro e setembro de 2011.

Em comunicado, a empresa destacou que o lucro foi afetado pela queda nos preços de petróleo e pela menor produção, que caiu de uma média diária de 2,6 milhões de barris no terceiro trimestre de 2011 para 2,52 milhões de barris no terceiro trimestre deste ano.

Com a economia global em crise, a demanda por produtos de energia se enfraqueceu. Nesse cenário, o preço médio do barril do tipo Brent caiu de US$ 110 no terceiro trimestre de 2011 para US$ 108 em igual período deste ano.

Já a menor produção, segundo a companhia, se deve a paradas programadas em alguns campos, declínios normais na produção e à continuidade na paralisação do campo do Frade, além de algumas paradas no Golfo do México por causa de furacões. Esses fatores acabaram anulando a alta da produção em Tailândia, Nigéria e Estados Unidos.

Expectativa de melhora

Para o quarto trimestre, no entanto, a expectativa da Chevron é de expansão na produção frente ao terceiro trimestre, refletindo o fim das paradas de manutenção e a retomada de produção no Golfo do México.

Em setembro, a Chevron foi multada em R$ 31 milhões pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) pelo vazamento de petróleo de novembro de 2011. O segundo vazamento no Campo do Frade foi em março.

O analista da Morningstar Allen Good destacou que a produção de gasolina, diesel e outros produtos refinados foi "particularmente fraca" por causa da saída de operação da refinaria de Richmond, na Califórnia, que sofreu um incêndio em agosto. Já Phil Weiss, da Argus Research, disse que a Chevron ainda está em uma boa posição com uma série de projetos em andamento.

Bacia de Santos é a área que mais contribuirá para o crescimento da produção

2012-10-28T14:52:00.001-02:00

Bacia de Santos é a área que mais contribuirá para o crescimento da produção

Ao apresentar PNG 2012-2016 na Santos Offshore Oil & Gás 2012, gerente geral da UO-BS, José Luiz Marcusso, lembrou que 25 dos 38 novos sistema de produção estão naquela bacia

Na abertura da sexta edição da Santos Offshore Oil & Gás 2012, nesta quarta-feira (17/10), o gerente-geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Petrobras na Bacia de Santos (UO-BS), José Luiz Marcusso, apresentou um resumo do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016, com ênfase em projetos que serão implantados até 2020.

Marcusso reforçou a contribuição da Bacia de Santos para que o plano seja executado. "Podemos destacar que a Bacia de Santos é a área que mais vai contribuir para o crescimento da produção nacional de petróleo e gás natural, considerando-se que, dos 38 novos sistemas de produção que constam do Plano, 25 localizam-se na Bacia de Santos", afirmou durante o painel "Desenvolvimento do Setor Offshore & Implicações para a Bacia de Santos".

O executivo destacou, ainda, que a produção de gás natural na Bacia de Santos teve crescimento significativo com o início das operações da Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), localizada em Caraguatatuba-SP. "Atualmente a Bacia de Santos entrega na costa do estado de São Paulo cerca de 12 milhões de m3 por dia de gás. Há um ano e meio, essa entrega era de apenas 1,5 milhão de m3 por dia na Baixada Santista", disse.

A Bacia de Santos possui mais de 350 mil km2, estende-se de Cabo Frio-RJ a Florianópolis-SC e possui cinco polos de produção: Uruguá, Mexilhão, Merluza, Sul e Pré-Sal, este último com jazidas localizadas a aproximadamente 300 km da costa e em lâmina d'água superior a 2000 metros.

Atualmente operam sete sistemas de produção na Bacia de Santos, mais a UTGCA. A Petrobras prepara-se para receber mais 25 novos sistemas de produção que entrarão em atividade até 2020. Até o final de 2012 entra em operação o FPSO Cidade de Itajaí, nos campos de Baúna e Piracaba, localizados no sul da bacia. Em 2013, entram em operação o FPSO Cidade de São Paulo, no campo de Sapinhoá, e o FPSO Cidade de Paraty, na área nordeste do campo de Lula. Em 2014, estão previstos entrar em operação o FPSO Cidade de Ilhabela, na área norte do campo de Sapinhoá, e o FPSO Cidade de Mangaratiba, na área de Iracema Sul. Em 2015, entra em operação um sistema de produção para operar na área de Iracema Norte. E, de 2016 a 2020, entram em operação os demais 20 sistemas de produção previstos.

Durante a apresentação, Marcusso falou sobre o projeto de construção da sede definitiva da Petrobras em Santos, que contribui para o processo de revitalização do centro histórico da cidade. "O projeto prevê até três prédios, sendo que o primeiro já começou a ser construído. A conclusão da primeira fase da obra, iniciada no final de 2011, e que contempla o primeiro prédio e o Centro Integrado de Operações da Bacia de Santos, está prevista para o início de 2014", concluiu.

Petrobras terá o 1º terminal flutuante

2012-09-02T23:27:00.001-03:00

Petrobras terá o 1º terminal flutuante

Em menos de dois anos, a Transpetro estará operando o primeiro terminal flutuante do mundo. Batizado de Uote (Unidade Offshore de Transferência e Estocagem), o sistema instalado no mar receberá petróleo dos campos de produção das bacias de Campos e do pré-sal de Santos para ser exportado.

A Uote reúne tecnologias já conhecidas, mas que serão integradas pela primeira vez, diz Paulo Penchiná, gerente-executivo de desenvolvimento de logística para o pré-sal da Transpetro, braço de transporte da Petrobras.

"Todo terminal tem uma entrada, uma saída e uma área de armazenamento. Na Uote, a área de armazenamento será um navio."

Se em terra os terminais têm o cais e as estradas, na Uote a entrada e a saída são 600 metros de tubos flexíveis ligados a monoboias e a um conjunto de válvulas e conexões submarinas, espalhadas por uma área de cinco quilômetros. O sistema ficará a 70 quilômetros da costa.

A Uote reproduz o funcionamento dos 28 terminais da Transpetro em terra. Nesses terminais, os navios chamados aliviadores trazem o petróleo dos campos para ser armazenado e depois transferido para petroleiros que farão a exportação do produto.

Os navios aliviadores têm um alto custo, porque possuem um sistema sofisticado que permite a movimentação próximo às plataformas, o que os navios comuns não conseguem.

Quanto mais rápido esses navios puderem retornar para se abastecer nos campos produtores, menor o custo de produção para a empresa, informou o executivo.

CUSTO ELEVADO

O primeiro Uote, que depois de testado deverá ser replicado para outros lugares, significará investimentos de US$ 318 milhões, além do afretamento de um navio (FSO) com capacidade para armazenar 2 milhões de barris, que está sendo construído na China pela indiana Tanker Pacific.

O FSO deve chegar ao Brasil em outubro de 2013. O custo do afretamento será de US$ 60 mil por dia. A previsão é que comece a operar em junho de 2014.

O processo de licenciamento no Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais) já foi iniciado e, segundo Penchiná, "está andando bem".

De acordo com o oceanógrafo David Zee, a solução encontrada pela Transpetro, em parceria com a Petrobras, terá um processo de licenciamento menos complexo porque não será avaliada por impactos socioambientais.

"No meio do mar não tem cidade perto, não tem pescadores, não mora ninguém. Por isso seria mais simples."

Att,

Carlos Guedes

Comprovada nova descoberta de petróleo em águas ultraprofundas na Bacia de Sergipe-Alagoas

2012-09-02T12:52:00.001-03:00

Exploração e Produção

Comprovada nova descoberta de petróleo em águas ultraprofundas na Bacia de Sergipe-Alagoas

Poço está localizado a 85 km do município de Aracaju e a cerca de 35 km a sudoeste da acumulação de Barra, onde foi perfurado o poço 1-SES-158

A Petrobras comprovou a ocorrência de petróleo e gás de boa qualidade no bloco BM-SEAL-10, em águas ultraprofundas da Bacia de Sergipe-Alagoas. Esse bloco é parte da concessão SEAL-M-499, operado pela Petrobras com 100% de participação.

A descoberta ocorreu durante a perfuração do poço 1-BRSA-1088-SES (1-SES-168), informalmente conhecido como Moita Bonita e situado em águas onde a profundidade é de 2.775 metros.

Localizado a 85 km do município de Aracaju, o poço está a cerca de 35 km a sudoeste da acumulação de Barra, onde foi perfurado o poço 1-SES-158, que revelou a primeira descoberta significativa de gás em águas ultraprofundas da Bacia de Sergipe-Alagoas. Ainda nesta Bacia a Petrobras anunciou, no dia 22/08, a conclusão da perfuração do poço de extensão de Barra, o 3-SES-165 (Barra 1), também portador de petróleo e localizado a cerca de 30 km do poço Moita Bonita.

A descoberta de Moita Bonita foi constatada por indícios de petróleo identificados durante a perfuração do poço, pela análise dos perfis e por amostras de fluidos recuperadas em testes.

A partir da profundidade de 5.070 m foi verificada uma coluna de hidrocarbonetos (petróleo e gás) de cerca 300 m, dos quais 52 m são formados por arenitos porosos portadores de petróleo leve, gás e condensado.

A companhia dará continuidade aos estudos da área, incluindo a análise dos dados de rocha e fluido obtidos nesse poço, com objetivo de apresentar o Plano de Avaliação de Descoberta para a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Att,

Carlos Guedes

Petrobras comprova a ocorrência de petróleo em águas profundas da Bacia do Ceará

2012-08-03T18:25:00.001-03:00

Exploração e Produção

Petrobras comprova a ocorrência de petróleo em águas profundas da Bacia do Ceará

Conhecido informalmente como Pecém, o poço está localizado a cerca de 76 km do município de Paracuru, na costa do Estado do Ceará

A Petrobras comprovou a ocorrência de petróleo em águas profundas da Bacia do Ceará durante a perfuração do poço 1-BRSA-1080-CES (1-CES-158).

Conhecido informalmente como Pecém, o poço está localizado a cerca de 76 km do município de Paracuru, na costa do Estado do Ceará, em profundidade de água de 2.129m. A profundidade atual do poço é de 4.410m e a perfuração prosseguirá até 5.500m.

A descoberta ocorreu em reservatórios da Formação Paracuru, constatada por indícios de hidrocarbonetos durante a perfuração, análise dos perfis e resultados de testes. As amostras de fluido obtidas no poço indicaram a presença de hidrocarbonetos líquidos, que serão caracterizados por análise de laboratório.

A Petrobras é operadora da concessão BM-CE-2, com 60% de participação, em consórcio com a empresa BP Energy do Brasil Ltda, que detém 40%.

O consórcio dará continuidade às operações para concluir o projeto de perfuração do poço até a profundidade prevista, verificar a extensão da nova descoberta e caracterizar as condições dos reservatórios encontrados.

Att,

Carlos Guedes

Keppels Fels construirá seis sondas do pré-sal para a Petrobras

2012-07-14T21:22:00.000-03:00

Keppels Fels construirá seis sondas do pré-sal para a Petrobras

O Estaleiro Brasfels/Keppel Fels, em Angra dos Reis, foi o primeiro a passar na rígida auditoria que a Petrobras vem realizando, e vai iniciar de imediato a construção de seis sondas de perfuração para os campos do pré-sal. A Petrobras acaba de informar que aprovou a assinatura dos contratos com a empresa Sete Brasil para a construção das seis primeiras sondas.

Ao todo, a Sete Brasil ganhou a licitação para a contratação de 21 sondas, que serão construídas nos estaleiros Brasfels/Deppel Fels, Paraguaçu, Jurong Aracruz e Rio Grande. A Petrobras afretará as sondas da Sete Brasil para operação nos campos do pré-sal. A estimativa do estaleiro Brasfels é manter uma média de 7 mil a 8 mil empregos diretos com as encomendas.

Essas seis primeiras sondas terão conteúdo nacioanal que variará de 55% a 55%, e são do tipo semisubmersível com capacidade de perfuração a profundidades de até 3 mil metros de distância do nível do mar ao solo marinho. Elas podem perfurar poços de até 10 mil metros de profundidade e a previsão é que comecem a ser entregues em 2016.

Em nota, a Petrobras informou que fez uma rigorosa análise no estaleiro para comprovar a sua capacidade de cumprir os compromissos da encomenda, com prazos e cumprindio o conteúdo local.

Petrobras faz 2 concursos por ano e terá 22.000 vagas até 2015

2012-07-14T20:40:00.001-03:00

Petrobras faz 2 concursos por ano e terá 22.000 vagas até 2015

Petrobras… Muitos são os comentários que ouvimos diariamente sobre esta empresa: Maior empresa Brasileira, Líder mundial na exploração em águas profundas, Investimentos bilionários nos próximos anos…

Mas um está diretamente relacionado com os interessados em Concursos Públicos: Sua capacidade de gerar empregos parece não se esgotar!
São pelo menos dois concursos anualmente, isso desde 2007!

E não são empregos de qualquer tipo pois, além dos salários, estão inclusos benefícios como: assistência multidisciplinar de saúde (médica, odontológica, psicológica e hospitalar) e benefício farmácia; Plano de Previdência Complementar (opcional); Participação nos lucros e/ou resultados; auxílio-creche ou auxílio-acompanhante (somente para empregada); auxílio-ensino (pré-escolar, ensinos fundamental e médio); incentivo ao ensino superior para filhos de empregados entre outros.

Como fazer para poder entrar nesta empresa? A mesma admite seus funcionários por Concurso Público Nacional, extremamente disputado, com uma média de mais de 100 candidatos por vaga. Por isso o planejamento é o primeiro passo. O segundo passo, essencial, é segurar a ansiedade inerente ao desejo de passar no concurso.

Para cumprir estes dois passos iniciais é importante conhecer algumas informações importantes:

- Que a Petrobras planeja ter um efetivo de 76 mil empregados até o fim de 2015. Para isso a empresa vai abrir 22 mil vagas nos próximos anos pois hoje tem menos de 60 mil funcionários e vários vão se aposentar;

- Que desde 2010 a Petrobras abre, regularmente, dois concursos por ano, quase sempre organizados pela Cesgranrio;

- Que existem cargos que são oferecidos regularmente e que o conteúdo programático das provas dos mesmos tem muito pouca alteração.

Por isso, não se desespere se você não fez ou não passou no concurso realizado no último dia 06 de maio.

No seu planejamento você deve levar em consideração que a preparação para o concurso da Petrobras não se encerra com o final do primeiro concurso. Podemos encarar como um processo de preparação em que o objetivo vale a pena e cujo primeiro passo é escolher um cargo para concorrer.

Vamos apresentar cinco cargos, com seus requisitos de formação e remuneração, e que tem sido oferecidos regularmente (inclusive no último, citado acima).

São eles:

ADMINISTRADOR(A) JÚNIOR (Necessário curso superior em Administração); TÉCNICO(A) DE ADMINISTRAÇÃO E CONTROLE JÚNIOR (nível médio); TÉCNICO(A) DE OPERAÇÃO JÚNIOR(Nível técnico);
TÉCNICO(A) DE PERFURAÇÃO E POÇOS JÚNIOR(Nível técnico);
TÉCNICO(A) DE PERFURAÇÃO E POÇOS JÚNIOR (Nível técnico).

As remunerações variam entre R$2.896,02 a R$6.388,31.

Cabe destacar que o cargo de Técnico de Administração e Controle Júnior é o único entre estes cinco cargos que tem como requisito apenas a conclusão de curso de nível médio. Os demais exigem curso superior ou um curso técnico específico.

Uma ampla variedade de cursos técnicos é aceita nos demais cargos técnicos, ampliando o número de possíveis inscritos. Para o cargo específico de Técnico de Operação Júnior são aceitos os cursos de Análises Químicas, Automação Industrial, Eletricidade e Instrumentos Aeronáuticos, Eletroeletrônica, Eletromecânica, Eletrônica, Eletrotécnica, Fabricação Mecânica, Manutenção Automotiva, Manutenção de Aeronaves, Mecânica, Mecatrônica, Metalurgia, Petróleo e Gás, Petroquímica, Plásticos, Química, Refrigeração e Climatização ou Sistemas a Gás.

Veja agora as vagas que tem sido abertas para estes cargos desde 2010:

ADMINISTRADOR(A) JÚNIOR (204 vagas);

TÉCNICO(A) DE ADMINISTRAÇÃO E CONTROLE JÚNIOR (138 vagas;

TÉCNICO(A) DE OPERAÇÃO JÚNIOR (305 vagas);

TÉCNICO(A) DE PERFURAÇÃO E POÇOS JÚNIOR (215 vagas

TÉCNICO(A) DE SUPRIMENTO DE BENS E SERVIÇOS JÚNIOR (162 vagas).

Os concursos do segundo semestre já devem começar sua divulgação ainda em junho/julho. Aqueles interessados devem começar a se preparar desde já. Conhecer os editais e provas anteriores e saber quais as exigências mais comuns é um bom início.

Sobram vagas, mas faltam profissionais em Petróleo e Gás

2012-07-14T20:30:00.001-03:00

Sobram vagas, mas faltam profissionais em Petróleo e Gás

A descoberta do pré-sal intensificou a busca por profissionais aptos a atuar na área. O Brasil é um destino promissor para empresas fornecedoras da cadeia produtiva de petróleo e gás, que poderão diversificar negócios e principalmente absorver mão de obra especializada. Por isso, os chamados engenheiros de petróleo são cada vez mais disputados pelo mercado de trabalho e a especialização destes profissionais é indispensável.

Segundo pesquisa de mercado, desenvolvida pela empresa de recrutamento Hays, o Brasil está na crista da onda e este patamar deve aumentar ou ficar, no mínimo, estável nos próximos anos, até que sejam descobertas novas reservas no país. A pesquisa também apontou que a média salarial para profissionais da área de petróleo e gás no Brasil subiu 27,6% em um ano, ficando em cerca de R$ 215.450 anuais (R$ 17.950 ao mês), enquanto o crescimento médio global foi de apenas 6,13%, com remuneração média de US$ 80.458 ao ano. O estudo, realizado entre outubro de 2010 e outubro de 2011, concluiu que Brasil e Austrália estão à frente dos demais 51 países pesquisados, liderando as contratações no setor.

De acordo com Matt Underhill, responsável pela pesquisa, os campos de exploração de pré-sal estão oferecendo desafios para os engenheiros e as empresas e as companhias não estão medindo esforços para atrair os melhores talentos. No entanto, a escassez de mão de obra qualificada, principalmente de engenheiros, continua sendo problema para o setor. O estudo revelou ainda que o número de brasileiros trabalhando no exterior na área caiu de 20% para 10%, entre 2010 e 2011. Segundo Underhill, os números são resultados da alta demanda interna por profissionais da área.

O engenheiro de petróleo deve possuir avançados conhecimentos em engenharia, geofísica, mineração e geologia para atuar em refinarias, plataformas marítimas e petroquímicas. Além de atuar na exploração, o profissional é contratado para trabalhar em perfuração, transporte, instalação de sistemas submarinos, de gasodutos e no desenvolvimento de projetos. Para o coordenador dos cursos de Pós-Graduação a Distância em Petróleo e Gás do wPós, Róbison Gonçalves de Castro, a especialização na área é fundamental, pois trata-se de área específica, com particularidades próprias, que exige conhecimentos específicos com grau de aprofundamento, mesmo nas áreas tradicionais de gestão.

A escassez de mão de obra qualificada na área faz com que profissionais especializados sejam cada vez mais valorizados e disputados pelo mercado de trabalho.

Programa de Estágio BG Brasil 2012

2012-07-05T22:10:00.001-03:00

Programa de Estágio BG Brasil 2012

A Clave está conduzindo o Processo Seletivo para o Programa de Estágio BG Brasil 2012.
A oportunidade em questão é na área de Engenharia de Poços.

PRÉ-REQUISITOS:
- Cursar: Engenharia Mecânica, de Petróleo, demais engenharias e áreas afins;
- Previsão de Formatura: Julho de 2013;
- Inglês Avançado;
- Conhecimentos do Pacote Office

CARGA HORÁRIA:
- 30 horas semanais flexíveis.

ATIVIDADES:
- Suporte ao monitoramento dos indicadores de performance;
- Suporte a análise dos relatórios diários;
- Suporte na utilização do WELLCAT para otimização do design de poços;
- Suporte em projetos tecnológicos da área.

LOCAL DE TRABALHO:
Cidade: Centro / Rio de Janeiro.

PACOTE DE BENEFÍCIOS:
- Bolsa Auxílio R$ 1.168,00;
- Vale Refeição (R$ 29,00);
- Assistência Médica;
- Assistência Odontológica;
- Vale Transporte;
- Seguro de Vida.

INSCRIÇÕES,
Através do link http://www.vagas.com.br/v573334

Att,
Carlos Guedes

Programa de Trainee Statoil

2012-04-22T22:47:00.001-03:00

Programa de Trainee Statoil

Supply Chain Management Graduate Programme

A Statoil é uma companhia de energia internacional, com sede na Noruega e operações em 36 países. Com mais de 40 anos de experiência na produção de petróleo e gás na plataforma continental norueguesa, está comprometida com o abastecimento das necessidades de energia mundiais de forma responsável, aplicando tecnologia e criando soluções de negócio inovadoras. Possui 21 mil funcionários no mundo, e é listada nas bolsas de Nova Iorque e Oslo. A Statoil é a operadora do Campo de Peregrino na bacia de Campos.

Requisitos:
Formação em economia, administração ou engenharia.
Experiencia internacional (moradia, estudo e/ou trabalho)
Menos de um ano de experiência
Fluência em inglês (oral e escrita)
Dominio de outras línguas será vantagem.
Nacionalidade brasileira

Para saber maiores detalhes do Prograna, clique em: http://www.statoil.com/en/Careers/JobOpportunities/VacantPositions/Pages/1397507002.aspx

Att,

Carlos Guedes

Petrobras é a 4ª maior empresa de petróleo do mundo segundo ranking da Forbes

2012-04-22T22:34:00.001-03:00

Petrobras é a 4ª maior empresa de petróleo do mundo segundo ranking da Forbes

A Petrobras aparece como a décima maior empresa do mundo e a quarta maior no setor petrolífero segundo o índice Forbes Global 2000, elaborado pela revista americana Forbes, que avalia as maiores empresas do planeta. Mais de 30 empresas brasileiras foram citadas e a Companhia foi a única da América Latina entre as dez primeiras no ranking divulgado nesta quarta-feira (18/04).

Para elaborar a lista, a Forbes usou como critérios o valor de mercado, as vendas, os lucros e os ativos das empresas. Em 2011, a Petrobras teve lucro líquido de R$ 33 bilhões 313 milhões e tem um Plano de Investimentos de US$ 224,7 bilhões de 2011 a 2015.

Confira a repercussão em alguns veículos informativos online:

Forbes: Petrobras é uma das dez maiores empresas do mundo – O Globo

Forbes coloca Petrobras como a 10ª maior empresa do mundo – Valor Econômico

Petrobras é a 10ª maior empresa do mundo, aponta 'Forbes' – Portal Terra

Att,

Carlos Guedes

Transpetro abre processo seletivo para admissão imediata de 145 profissionas

2012-04-15T23:41:00.001-03:00

Transpetro abre processo seletivo para admissão imediata de 145 profissionas

Concurso oferece 93 vagas para nível médio e 52 para nível superior e remuneração mínima varia de R$ 2.589,47 a R$ 3.120,30 (médio) e de R$ 6.883,02 a R$ 7.416,12 (superior)

A Transpetro abriu nesta sexta-feira (13/04) processo seletivo público para a admissão imediata de 145 profissionais, sendo 93 de nível médio e 52 de nível superior. Os aprovados vão atuar na sede da companhia, no Rio de Janeiro, ou em terminais localizados em vários Estados do País. A remuneração mínima varia de R$ 2.589,47 a R$ 3.120,30 para os cargos de nível médio e de R$ 6.883,02 a R$ 7.416,12 para as vagas de nível superior. O edital está disponível no site da Transpetro (www.transpetro.com.br)

As vagas de nível médio são para técnico ambiental, técnico de administração e controle, técnico de contabilidade, técnico de enfermagem do trabalho, técnico de faixa de dutos, técnico de manutenção (automação, elétrica, instrumentação e mecânica), técnico de operação, técnico de segurança, técnico de suprimento de bens e serviços e técnico químico.

Para o nível superior, os cargos disponíveis são: administrador, analista de comercialização e logística, analista de sistemas (infraestrutura), bibliotecário, contador, engenheiro (automação, elétrica, geotécnica, mecânica, naval, processamento, segurança e telecomunicações), médico do trabalho, profissional de meio ambiente e químico de petróleo.

As inscrições deverão ser efetuadas no período de 18/04/2012 a 06/05/2012 no site da Fundação Cesgranrio (www.cesgranrio.org.br). O valor é de R$ 40 para os cargos de nível médio e de R$ 55 para os de nível superior. A aplicação das provas objetivas para todos os cargos será no dia 10/06/2012 e a divulgação dos resultados finais, no dia 06/07/2012.

O processo seletivo será constituído de avaliação técnica por meio de aplicação de provas objetivas de conhecimentos básicos e específicos. Os candidatos aprovados serão convocados para a etapa de qualificação biopsicossocial, composta por avaliação psicológica, exames médicos e levantamento sociofuncional, de caráter eliminatório. As provas serão realizadas em 17 cidades, conforme descrito no edital.

A empresa oferece diversos benefícios, como plano de saúde, seguro de vida em grupo, benefício-farmácia, benefício educacional para os dependentes (auxílio creche, ensino pré-escolar, fundamental, médio e programa jovem universitário), programa de assistência para portadores de necessidades especiais, plano de previdência complementar e participação nos lucros e/ou resultados.

Subsidiária de logística da Petrobras, a Transpetro é a maior armadora do País, com uma frota de 54 navios, e responsável por uma rede de mais de 14 mil quilômetros de dutos e 48 terminais de armazenamento de petróleo e derivados, biocombustíveis e gás natural.

Att,

Carlos Guedes

Programa de Estágio Shell

2012-03-26T23:48:00.001-03:00

Programa de Estágio Shell

A Shell entende que criar oportunidades de aprendizado é fundamental para a formação dos futuros líderes da nossa organização. É através do Programa Central de Estágio que temos a chance de acompanhar de perto a trajetória de futuros profissionais, transformando teoria em prática, e oferecendo um ambiente rico em oportunidades de desenvolvimento.

O quadro atual de estagiários na Shell Brasil é de cerca de 60 estagiários, distribuídos em diversas áreas de negócio e função. O nosso Programa de Estágio é reconhecido como sendo uma grande fonte de captação de talentos para o quadro efetivo da companhia.

Pré-requisitos básicos

Para ingressar no Programa Central de Estágio da Shell, o estudante deve ter:

Previsão de formatura para Dezembro 2013 ou Julho de 2014

Graduação nos cursos: Administração, Comunicação Social - Publicidade, Contabilidade, Direito, Economia, Engenharias (Ambiental, Civil, de Petróleo, Elétrica, Mecânica, Química, Estatísitica, Geologia, Marketing, Psicologia e Relações Internacionais

Inglês Avançado

Inscreva-se no Programa de Estágio Shell

Etapas do processo seletivo*:

Inscrição online no "Minha Candidatura" até o dia 19 de Abril

Triagem de currículos

Teste online de Inglês

Teste de Inglês por telefone

Entrevistas individual com RH

Entrevistas com o supervisor da vaga (podem acontecer mais de uma entrevista nesta etapa)

Processo Admissional

www.shell.com/home/content/bra/aboutshell/careers/students_and_graduates/trainee_programme/