World Oil and Gas

P-58 lidera produção em agosto. Veja o Top 10 das plataformas

2018-10-08T18:47:00.000-03:00

A produção brasileira de petróleo em junho foi de 2,52 milhões de barris por dia, queda de 2,1% na comparação com a produção do mês anterior, conforme antecipado pela E&P Brasil ontem. A produção de gás natural ficou em 106 milhões de m3 por dia, alta de 8,3% na comparação com o mês anterior.

A produção de petróleo e gás no pré-sal caiu 5,6%, ficando em 1,72 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo + gás). A produção do pré-sal corresponde hoje 53,9% do total de petróleo e gás produzido no Brasil.

A produção brasileira de petróleo em junho foi extraída por 7.462 poços, sendo 698 marítimos e 6.765 terrestres.

Veja abaixo o TOP 10 das plataformas em julho. Todos os dados são da ANP:

1 – P-58

Campo: Parque das Baleias
Petróleo (mil barris por dia): 143.367
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.534
Número Poços produtores: 13

2 – FPSO CIDADE DE ILHA BELA

Proprietário: SBM Offshore
Campo: Sapinhoá
Petróleo (mil barris por dia): 141.158
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.615
Número Poços produtores: 8

3 – PETROBRAS 66
Proprietário: Petrobras
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 140.464
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.438
Número Poços produtores: 7

4 – FPSO CIDADE DE SAQUAREMA
Proprietário: SBM Offshore
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 138.944
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.502
Número Poços produtores: 7

5 – FPSO CIDADE DE MARICÁ
Proprietário: SBM Offshore

Campo: Lula

Petróleo (mil barris por dia):126.805

Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.237

Número Poços produtores: 7

6 – FPSO CIDADE DE ITAGUAÍ
Proprietário: Modec
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 126.418
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.912
Número Poços produtores: 5

7 – FPSO CIDADE DE MANGARATIBA
Proprietário: Modec

Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia):120.288
Gás Natural (mil de m3 por dia): 6.159
Número Poços produtores: 5

8 – FPSO CIDADE DE PARATY

Proprietário: SBM Offshore

Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 117.415
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.301
Número Poços produtores: 6

9 – FPSO CIDADE DE SÃO PAULO
Proprietário: Modec
Campo: Sapinhoá
Petróleo (mil barris por dia): 114.205
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.611
Número Poços produtores: 6

10 – PETROBRAS 52
Proprietário: Petrobras

Campo: Roncador
Petróleo (mil barris por dia): 81.770
Gás Natural (mil de m3 por dia): 1.582
Número Poços produtores: 16

Fonte: E&P BR

Maior plano de desativação de plataformas da Petrobras deve começar em 2019

2018-10-08T18:29:00.000-03:00

O plano de revitalização do campo de Marlim e de Voador, projeto da Petrobras que envolve a retirada de nove FPSOs e instalação de duas novas unidades, deve começar em 2019. Mas os prazos são curtos para manter a programação de entrada dos novos FPSOs em 2021, como previsto no plano de negócios da companhia.

A abertura das propostas para os novos FPSOs 1 e 2 da revitalização está prevista para 10 de outubro. São unidades com capacidade de processamento diário de 70 mil e 80 mil, muito inferior a outras unidades que a Petrobras contrata para o pré-sal, mas com uma grande demanda por injeção de água que aumenta o porte – e a complexidade – dos projetos.

A Petrobras estima que conseguirá alcançar um pico de 100 mil barris/dia de petróleo, com injeção de 440 mil barris/dia de água, além da produção de 2,35 milhões de m³/dia de gás natural.

Em vias de regra, a Petrobras trabalha com prazo de 3 anos a 3,5 anos entre a contratação e a entrada em operação de novos FPSOs, o que pressiona o cronograma de instalação das duas unidades em 2021. Lançada no primeiro trimestre deste ano, a concorrência vem sendo adiada.

A Petrobras também está contratando uma consultoria para gerenciar a execução do plano de desativação dos noves FPSOs do campo de Marlim.

O cronograma prevê que os trabalhos comecem em dezembro deste ano, com duração até 2023.

O descomissionamento dos nove FPSOs de Marlim iria começar em 2016 e já havia sido postergado para este ano. Precisam ser desativadas as plataformas P-18, P-19, P-20, P-26, P-32, P-33, P-35, P-37 e P-47.

Além dos serviços de descomissionamento, que envolvem a desconexão e tratamento das unidades, haverá uma demanda intensiva por serviços de poços: 80 serão remanejados das plataformas atuais e outros dez novos poços serão perfurados. O projeto também movimentará o mercado de linhas e equipamentos submarinos.

Os números estão presentes no edital de contratação dos serviços de gestão do projeto.

O futuro de Marlim
A projeção de atingir 100 mil barris/dia no pico do projeto de revitalização, contudo, implicará numa redução frente ao patamar atual de Marlim e Voador, que produziram 133 mil barris/dia e 2 mil barris/dia, respectivamente, até o fim de julho deste ano.

Em compensação, a revitalização permitirá redimensionar o sistema de produção para a capacidade atual dos reservatórios, estendendo a vida útil dos ativos e aumentando a recuperação total de petróleo e gás natural. Consequentemente, aumenta também a arrecadação de royalties e tributos no longo prazo.

Em 2016, Agência Nacional do Petróleo (ANP) e a Petrobras assinaram a prorrogação dos contratos de Marlim e Voador até 2052.

Com uma capacidade combinada de 835 mil barris/dia de processamento de petróleo e compressão de 16,9 milhões de m³/dia de gás natural, os campos de Marlim e Voador passarão a produzir com um sistema mais enxuto, de 150 mil m³/dia e 11 milhões de m³/dia, distribuídos em dois FPSOs.

Fonte: E & P Brasil

Royalties devem render R$ 67 bi em 2019, prevê ANP

2018-10-08T18:23:00.000-03:00

Os novos governadores e o próximo presidente da República vão entrar em 2019 com a perspectiva de receber a maior arrecadação de recursos com petróleo da História. Entre royalties e participações especiais, a projeção da Agência Nacional do Petróleo (ANP) é que a receita com a exploração do produto pelas empresas chegue a R$ 67 bilhões. Os recursos serão distribuídos para União, estados e municípios.

Especialistas em contas públicas alertam, porém, que governadores e prefeitos precisam ter cuidado na hora de gastar o dinheiro dos royalties. Nas duas últimas décadas, entre altas e baixas do preço do petróleo, as prefeituras colecionam casos de mau uso dos recursos, como instalação de porcelanato em calçadão na praia e até pagamento de ração para canil. Dinheiro que, segundo especialistas, deveria ser destinados a áreas como educação, saúde e saneamento.

Bloco de petróleo no pré-sal já produz o mesmo que a Colômbia

A arrecadação de 2019 deve ser impulsionada pela alta na produção (principalmente do pré-sal), pelo dólar mais elevado e pela disparada do preço do barril de petróleo no mercado internacional.

A projeção é que as receitas com a exploração da commodity cheguem a R$ 53 bilhões neste ano. Os royalties e as participações especiais são uma compensação financeira pela exploração de petróleo. Nos contratos em vigor, estão previstos o pagamento de royalties sobre o petróleo produzido no mar. Além disso, está definido o pagamento de participação especial, que incide apenas sobre os campos de alta produtividade, como é o caso de Lula e Sapinhoá.

O governo trabalha com um barril de petróleo que custa, em média, US$ 74,04 em 2019. Atualmente, o preço da commodity está girando em torno de US$ 85.

— A produção vem aumentando pela expansão do pré-sal, que é um grande sucesso — disse o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), José Firmo.

— As conquistas dos últimos dois anos precisam ser ampliadas para beneficiar a sociedade. O Rio de Janeiro, em especial, será muito favorecido com a retomada do crescimento do setor, podendo vir a ser a capital de energia do país — disse o ministro de Minas e Energia, Moreira Franco.

O pré-sal chegou à marca de 1,5 milhão de barris de petróleo por dia, segundo a Petrobras. A expectativa é que o volume produzido na camada aumente progressivamente até 2022, com a entrada em operação de mais 19 plataformas, segundo a Petrobras. De cada quatro projetos de produção da estatal programados para os próximos anos, três serão instalados nessa camada.

A meta da Petrobras é elevar sua produção para 2,1 milhões de barris de petróleo por dia até o fim deste ano. Segundo uma fonte, até o fim do ano que vem, a produção deve ter alta entre 200 mil e 300 mil barris diários. Ainda neste ano, quatro plataformas devem entrar em operação no pré-sal da Bacia de Santos.

Para 2019, a estatal prevê a entrada em operação de três sistemas de produção: P-77 (Búzios), P-68 (Berbigão) e P-70 (Atapu), no pré-sal da Bacia de Santos. Cada uma pode produzir 150 mil barris diários.

Especialistas temem que o mau uso de recursos se repita. O Rio não conseguiu aproveitar o último boom do petróleo e usou receitas de royalties (que são variáveis) para pagar despesas com salários e benefícios (que são constantes). Isso contribuiu para o desequilíbrio das finanças do estado.

— Tudo que a gente precisa evitar é que esses recursos sejam destinados para despesas correntes (do dia a dia). Essa é a receita para dar errado. Se não houver um claro direcionamento desses recursos com responsabilidade, eles vão ser consumidos com despesas correntes, e vão ser novamente fruto de desajustes — disse Ana Carla Abrão Costa, da consultoria Oliver Wyman.

José Luis Vianna, professor da Pós-Graduação em Planejamento Urbano e Regional da UFF e da Universidade Cândido Mendes, ressalta que as prefeituras não conseguiram criar mecanismos de estímulo à diversificação da economia:

— As cidades não aprenderam ainda a lição da última crise. Não há uma pauta de desenvolvimento das cidades. Não há uma análise para se entender quais seriam as novas vocações do interior do Rio, por exemplo.

Segundo Robson Gonçalves, professor dos MBAs da Fundação Getulio Vargas (FGV), é necessário investir em gestão para o uso correto dos royalties pelas prefeituras.

—Não adianta investir apenas em educação na área urbana se o espaço rural está desassistido. Não adianta pensar em infraestrutura se não há sala de aula. A fiscalização do uso desses recursos é falha, pois é necessário entender as carências de cada setor.

Maurício Canêdo, professor da Escola de Pós-Graduação em Economia da FGV, afirma ser preciso destinar pelo menos parte dos royalties para beneficiar as próximas gerações.

— O Rio tem que fazer o ajuste independentemente da arrecadação com royalties subir ou não — disse.

O economista do Instituto de Pesquisa Econômica e Aplicada (Ipea) Sérgio Gobetti lembra que os preços do petróleo são voláteis, e as despesas dos governos não oscilam no mesmo ritmo:

— Na época da bonança, os governadores gastaram demais o dinheiro que veio fácil, e não se preparam para um período de queda no preço do petróleo.

O especialista em contas públicas Raul Velloso defende alocar os recursos recebidos com petróleo em fundos de aposentadoria para os servidores públicos:

— O lugar certo para colocar esse dinheiro é em um fundo de pensão, porque servirá de lastro para uma dívida que não tem como ser paga hoje.

Fonte: O Globo

Pela primeira vez, produção de petróleo e gás no pré-sal supera a do pós-sal

2018-02-08T10:47:00.001-02:00

Em dezembro de 2017, a produção de petróleo e gás no pré-sal brasileiro atingiu, pela primeira vez, mais da metade da produção nacional. A produção total do Brasil foi de 3,325 milhões em barris de óleo equivalente por dia (boe/d, soma das produções de óleo e de gás natural), sendo 1,685 milhão de boe/d (50,7%) do pré-sal.

No mesmo mês, a produção total de petróleo do País foi de 2,612 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 0,7%, em comparação ao mês anterior e redução de 4,3%, se comparada com dezembro de 2016.

Já a produção de gás natural totalizou 113 milhões de m³ por dia, uma redução de 0,03% em comparação ao mês anterior e aumento de 1,4%, se comparada com o mesmo mês de 2016.

Os dados de produção de dezembro e também os do ano de 2017 estão disponíveis na página do Boletim Mensal da produção de Petróleo e Gás Natural da ANP.

Dados anuais

Em 2017, a produção de petróleo foi de 957 milhões de barris, com média diária de 2,622 milhões de bbl/d. Trata-se de um aumento de 4% em relação à produção de 2016.

No ano, a produção total de gás natural foi de 40 bilhões de m³, com média diária de 110 milhões de m³/d. Esse volume representa um aumento de 6% com relação a 2016.

Pré-sal

A produção do pré-sal em dezembro totalizou 1,685 milhão de boe/d, um aumento de 2% em relação ao mês anterior.

A produção, oriunda de 85 poços, foi de 1,356 milhão de barris de petróleo por dia e 52 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.

Queima de gás

O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de dezembro alcançou 96,6% do volume total produzido. A queima de gás totalizou 3,9 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 8,4% se comparada ao mês anterior e redução de 11,1% em relação ao mesmo mês em 2016.

Campos produtores

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 803 mil bbl/d de petróleo e 33,1 milhões de m3/d de gás natural.

Os campos marítimos produziram 95,5% do petróleo e 79,8% do gás natural. A produção ocorreu em 7.990 poços, sendo 743 marítimos e 7.247 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,7% do petróleo e gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.102. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 95.

A FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Lula, por meio de 6 poços a ela interligados, produziu 190,4 mil boe/d e foi a UEP (Unidade Estacionária de Produção) com maior produção.

Outras informações

Em dezembro de 2017, 304 áreas concedidas, uma cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 26 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são concessões marítimas e 227 terrestres. Vale ressaltar que, do total das áreas produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD), e outras seis são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

O grau API médio foi de 27, sendo 35,9% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 49,2% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 14,9% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 122,2 mil boe/d, sendo 99,6 mil bbl/d de petróleo e 3,6 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 117,2 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,9 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 311 boe/d em Alagoas, 2.239 boe/d na Bahia, 42 boe/d no Espírito Santo, 2.135 boe/d no Rio Grande do Norte e 215 boe/d em Sergipe.

Fonte: Notícias,ANP E&P

Shell licencia cinco poços e um teste de formação no pré-sal

2018-02-07T08:47:00.001-02:00

A Shell está licenciando no Ibama a perfuração de cinco poços no pré-sal, sendo dois no bloco Sul de Gato do Mato, na Bacia de Santos, e outros três no bloco Alto de Cabo Frio Oeste, Bacia de Santos. A petroleira assinou na última semana os contratos de partilha da produção das áreas e iniciou os processos de licenciamento no dia seguinte. A empresa pretende iniciar as campanhas de perfuração em janeiro de 2019.

No bloco de Alto de Cabo Frio Oeste, a Shell está licenciando a perfuração de até três poços exploratórios. Utilizará um navio-sonda com posicionamento dinâmico e duas embarcações do tipo PSV, com uma previsão de aproximadamente 15 viagens mensais. A base logística para suporte primário ainda não está definida, mas será feita na cidade do Rio de Janeiro ou Niterói (RJ). A empresa pode utilizar para suporte secundário o Porto do Forno, em Arraial do Cabo (RJ); o Porto do Açu, em São João da Barra (RJ) ou Porto de Vitória (ES).

O suporte aéreo será feito no aeroporto de Jacarepaguá, no Rio de Janeiro (RJ), havendo ainda a possibilidade de uso eventual dos aeroportos de Cabo Frio, Macaé ou Campos.

A campanha em Alto de Cabo Frio Oeste deve começar em abril de 2019, devendo durar 120 dias.

No bloco Sul de Gato do Mato, na Bacia de Santos, que é uma continuação para sul do bloco BM-S-54, estão sendo licenciados dois poços com objetivo principal de adquirir informações adicionais sobre o reservatório descoberto em BM-S-54. Um teste de formação também está planejado.

A base logística para suporte primário à atividade ainda não está definida, mas – assim como na campanha de Alto de Cabo Frio Oeste – será feita pelo Rio de Janeiro ou Niterói (RJ). A campanha de perfuração deve começar em janeiro de 2019, devendo durar 150 dias.

Fonte: Da Redação

O que acontecerá se os EUA ultrapassarem a Arábia Saudita como maior produtor de petróleo?

2018-02-06T08:11:00.000-02:00

Os Estados Unidos estão se aproximando da liderança na corrida pelo domínio do mercado mundial de petróleo. De acordo com as últimas previsões da Agência Internacional de Energia, a produção americana atingirá neste ano a marca recorde de 10 milhões de barris de petróleo bruto por dia. Assim, calcula-se que o país desbancará a Arábia Saudita neste ano da posição de liderança que ostenta, com 13,5% da produção mundial.
Seu impulso, promovido pelo apoio do governo de Donald Trump às exportações, é um problema para a Rússia, a terceira colocada nessa disputa. O avanço dos EUA terá efeitos no mercado do petróleo, bem como reflexos geopolíticos
e econômicos em diferentes países. A BBC Mundo, o serviço em espanhol da BBC, listou cinco possíveis consequências caso os Estados Unidos realmente se tornem o maior produtor de petróleo do mundo:

1. O fim da guerra dos preços da Arábia Saudita e Opep Para a grande petromonarquia do Golfo Pérsico, ver-se superada pelo aliado - mas também concorrente - implica na constatação dos danos colaterais da sua política tradicional de controle de preços. Ator principal na Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), o país tradicionalmente a usou para controlar os preços no mercado, aumentando ou reduzindo o fornecimento conforme sua conveniência.
Nos últimos anos, porém, o surgimento de técnicas como o fraturamento hidráulico de rocha (fracking) o aumento exponencial da produção americana reduziram a eficácia dessa estratégia.

Antonio de la Cruz, presidente do Centro de Análises de Tendências Interamericanas de Washington, disse à BBC que "a decisão dos Estados Unidos de aumentar a produção nas regiões de fracking na verdade foi tomada pela Opep quando esta apostou em manter os preços, em vez de produzir mais".

O reino saudita tentou em 2014 sufocar os produtores do fracking nos EUA, inundando o mercado de Brent (petróleo encontrado no Mar do Norte).

A ideia era que os preços caíssem até que as empresas instaladas nos Estados Unidos não fossem lucrativas o suficiente para continuar explorando os campos de petróleo e gás de xisto (aquele obtido através do fracking).

Mas o setor do fracking resistiu: conseguiu reduzir seus custos e economizar suas margens de lucro. Embora o barril de Brent tenha caído até o raro valor de US$ 30, dois anos depois a Arábia Saudita cedeu e convenceu seus parceiros da Opep, pouco a pouco, a voltar subir o preço do óleo.

Agora, a situação e inverteu, e é a enorme produção dos EUA que determina preços e estabiliza o mercado.

Nesse contexto, a nova elite governante no país adotou uma nova estratégia que consiste em iniciativas sem precedentes, como a privatização parcial da Saudi Aramco, a empresa estatal de energia.

Isso faz parte das mudanças promovidas pelo príncipe Mohamed Bin Salman, homem forte do governo determinado a reformar a economia do país.

Mas embora os Estados Unidos superem a Arábia Saudita no volume de produção, alguns analistas enfatizam que essa batalha não é medida apenas pelo número de barris diários.

Samantha Gross, especialista em segurança energética da Brookings Institution em Washington, diz que, mesmo que produza menos do que seu concorrente, a Arábia Saudita manterá sua posição de liderança no mercado energético global.

"O petróleo saudita é produzido por uma única entidade, a Saudi Aramco, de propriedade e administrada pelo Estado, e por isso não é governada unicamente por critérios de benefício econômico. A indústria de energia dos Estados Unidos nunca atuará de forma coordenada, seguindo as diretrizes do Estado", diz Gross.

Diferenças como essa levam a especialista a concluir que o predomínio saudita, embora questionado, ainda é válido.

2. Venezuela ainda mais castigada
Os efeitos do potencial novo panorama também seriam sentidos na América Latina.

O grande gigante regional do petróleo, a Venezuela, verá sua já maltratada economia ainda mais castigada.

O analista De la Cruz acredita que a ineficiência e as deficiências estruturais do setor petrolífero venezuelano o tornarão totalmente incapaz de competir com os produtores americanos.

Enquanto a produção dos EUA sobe desde a presidência de Richard Nixon (1969-1974), a venezuelana perdeu 600 mil barris diários.

Nas circunstâncias atuais, desencadeada por uma hiperinflação imparável, "a Venezuela não tem capacidade para produzir ou importar. As possibilidades de ser atualmente um ator no mundo do petróleo foram cortadas", diz De la Cruz.

O petróleo venezuelano também é muito pesado, então é preciso importar naftas (matéria-prima do petróleo) mais leves de outros países, entre eles os Estados Unidos, para obter uma mistura comercializável. Mas a falta de liquidez do país afetou seriamente sua capacidade de adquirir essas matérias-primas do exterior.

Falta de investimentos prejudicou o setor petrolífero venezuelano
"O petróleo fornece à Venezuela 96% da moeda estrangeira de que ela precisa desesperadamente, então o governo de Nicolás Maduro dará prioridade às exportações para obtê-las. Por isso, o mercado doméstico é que será mais e mais esgotado", diz De la Cruz.

O que isso significa para o venezuelano comum? "Mais filas em postos de gasolina", ele responde.

Os problemas do setor petrolífero venezuelano também terão efeitos no quadro regional.

"O socialismo do século 21 usou a ferramenta da geopolítica do petróleo, com o fornecimento de petróleo subsidiado para os países do Petrocaribe e os da Alba (Aliança Bolivariana para os Povos da Nossa América)", diz o especialista.

De acordo com sua visão, muitos desses países podem estar tentados a ouvir propostas potenciais de fornecedores alternativos.

3. Possíveis ameaças ao meio ambiente
Grupos ambientalistas alertaram que a política de fracking seguida pelo governo Donald Trump representa uma ameaça para o meio ambiente.

O fim das restrições à exportação e a autorização para construir áreas de exploração em áreas protegidas, como o Refúgio Nacional de Vida Selvagem do Alasca, provocaram preocupação entre os ambientalistas.

Eles também temem que o novo panorama prolongue a vida dos combustíveis fósseis, como o petróleo, e desencoraje o investimento em energias mais limpas.

Lisa Viscidi, especialista em energia e meio ambiente no centro de análise The Dialogue, de Washington, argumenta que "pode ??haver algum impacto se a produção aumentar, mas isso depende mais dos preços globais do que de outros fatores".

A analista afirma que, por se tratar de um mercado global, "um único país não faz a diferença".

A experiência vivida pelos EUA em 2014 indica que em contextos de grande oferta e preços baixos a demanda aumenta, mas isso não implica necessariamente em um aumento das emissões de poluentes.

Tudo depende das políticas que os países e as empresas seguem, se são eficientes.

Lisa Viscidi

4. Mais independência para os EUA no Oriente Médio
Agora que têm seu abastecimento de petróleo garantido, os Estados Unidos podem se libertar de sua dependência tradicional de abastecimento dos focos exportadores do Oriente Médio.

Cenários como a Crise do Petróleo de 1973 ou a Guerra do Golfo de 1990, quando a turbulência na região levou ao aumento do preço do petróleo, são impensáveis hoje.

"Embora os EUA continuem importando 7 milhões de barris por dia, não têm mais medo de um embargo de petróleo", explica De la Cruz.

"Tornam-se menos vulneráveis à chantagem, como a da Opep."

Assim, o país "ganha independência para gerenciar sua própria política na região", sem temer que isso possa afetar criticamente sua economia, como ocorria no passado. "Ele já não é mais dependente dos países árabes", diz o especialista.

Para ele, isso ajuda a explicar por que Donald Trump se atreve a tomar decisões sem precedentes, como anunciar a transferência da embaixada dos EUA para Jerusalém - mesmo sob protestos de todo o mundo islâmico.

5. Mais força para os países europeus contra a Rússia
O passo à frente do gigante americano também afeta a Europa, uma das áreas tradicionalmente mais dependentes da energia produzida pela Rússia.

No passado, Moscou usou a fonte de energia como uma ferramenta de pressão. Em várias ocasiões, interrompeu o fornecimento de gás para a Ucrânia e outros países do Leste Europeu a poucas semanas do início do inverno.

De la Cruz explica que a Europa "estará agora em melhor posição de negociação com fornecedores russos, como a empresa de gás Gazprom, uma vez que poderá exercer a vantagem de outro potencial fornecedor".

Em todo caso, a Rússia ainda possui uma vantagem decisiva nesta área. Pode fazer esses recursos chegarem por meio de gasodutos e tubulações, enquanto os barris dos EUA só podem chegar pelo mar, a um custo maior.

É uma desvantagem competitiva que ainda pesa e fará com que "a Rússia mantenha sua influência".

Mas De la Cruz não descarta que em alguns anos essa situação também seja revertida.

"O gás natural líquido pode ser o combustível do futuro e substituir o petróleo. Desenvolver isso é um dos projetos fortes nos quais a gestão Trump poderia apostar nos próximos cinco anos."

BBC Mundo.

ANP lança app com informações sobre exploração e produção de petróleo no Brasil

2018-02-06T07:55:00.001-02:00

Ferramenta possibilita, além do acesso a informações sobre a produção de óleo e gás, consulta de dados sobre arrecadação governamental.

Foi lançado nesta segunda-feira (5) pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) um aplicativo para aparelhos móveis - celulares e tablets - que reúne informações atualizadas sobre a produção e exploração de petróleo no país. Além de dados sobre a produção em cada um dos campos exploratórios no Brasil, a ferramenta possibilita ao usuário saber qual o montante arrecadado por cada governo - federal, estadual e municipal - com royalties e participações especiais pela produção do óleo e gás.

O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, destacou que as informações disponibilizadas no aplicativo já estavam abertas no site da ANP. “Mas o acesso via site é mais complicado. O objetivo do aplicativo é facilitar o acesso, tornando estas informações ainda mais transparentes”, ressaltou.

O aplicativo permite a consulta detalhada sobre a produção, seja por campo exploratório, se em poços de terra ou do mar, por estado ou município, entre outras opções de filtros de consulta. Ele reúne os dados existentes desde a criação da agência e compila, também, as principais notícias divulgadas pela agência reguladora.

“O mais importante é sem dúvida os dados relacionados à arrecadação, em royalties e participações especiais, de cada governo”, destacou Oddone.

Os dados sobre arrecadação serão atualizados na ferramenta todo dia 15 de cada mês. Já as estatísticas sobre a exploração e produção serão atualizadas sempre no dia 5 de cada mês. A consulta, destacou a ANP, pode ser feita mesmo com o aparelho móvel sem conexão ativa à internet - neste caso, ficam excluídas da consulta às notícias e fotos disponibilizadas no aplicativo.

Décio Oddone adiantou que a agência pretende lançar outros aplicativos relacionados a outras frentes do setor de óleo e gás, não apenas de E&P.

“Há bastante tempo a ANP vem trabalhando para digitalizar processos”, disse. Uma das ferramentas em estudo pretende informar ao consumidor a atualização diária de preços dos combustíveis, além da informação sobre a qualidade de cada um.

Com download gratuito, o aplicativo “ANP E&P está disponível tanto para os sistemas Android quanto IOS.

Fonte: G1

Total anuncia maior descoberta de petróleo no Golfo do México

2018-02-02T01:53:00.001-02:00

A francesa Total anunciou nesta quarta-feira (31) a sua maior descoberta de petróleo no Golfo do México, no prospecto Ballymore, em profundidade final de 8.898 metros. A empresa encontrou 205 metros de óleo líquido no reservatório de alta qualidade Norphlet.

“Esta grande descoberta nos dá acesso a grandes recursos de petróleo e segue o potencial de Norphlet. Ele também demonstra todo o interesse do acordo de compra da Total com a Chevron no Golfo do México, onde adquirimos uma participação de 40% em Ballymore”, explicou o Presidente Exploração e Produção no Total, Arnaud Breuillac.

Localizado em profundidade de cerca de 2.000 metros e a 120 quilômetros da costa da Louisiana, o prospecto Ballymore cobre quatro blocos de Norphlet, incluindo o Block MC 607, onde a descoberta foi feita. Norphlet é uma formação geológica constituída no período jurássico – entre 199 e 155 milhões de anos atrás – que se estende do continente até as águas profundas do oeste do golfo.

Empresa capixaba lança nova tecnologia para extraçao de petróleo no mundo.

2016-12-27T10:09:00.001-02:00

O produto inédito será lançado no início de 2017.

A Columbia Tecnologia, empresa localizada no município da Serra, e dirigida pelo empresário Marcos Pegoretti , mais uma vez, saiu na frente na resolução de um problema importante na extração de petróleo. A empresa desenvolveu um produto que serve de "revestimento" nos tubos que extraem o petróleo do poço para a superfície. Sua operacionalização é "simples" e reduz custos. É que o óleo, que jorra em uma temperatura de 80º Celsius, e perde calor no trajeto entre o poço e o navio de armazenagem. Esse processo acarreta perda de fluidez do produto e demanda aumento na força necessária para sua extração, dentre outras dificuldades.

De acordo com o presidente da empresa, Marcos Pegoretti, são vários os diferenciais competitivos da nova tecnologia desenvolvida. "O principal é dúvidas, a redução de custos. O nosso projeto representa um valor baixo, pago em 10% da vida útil do poço, além de diminuir os esforços na extração do petróleo, acarretando em economia. Além disso, ele funciona como elemento flutuante, algo inédito no mundo, diminuindo os esforços do navio-sonda e ainda evita a criação de parafina no interior do tubo", conta Marcos Pegorett.

A nova tecnologia já foi, inclusive, creditada pela empresa brasileira Petrobras, uma das principais interessadas no novo produto. "Durante cinco anos, testamos no navio Sheilan, em forma de projeto piloto. Foi sucesso total. Agora, com esse histórico positivo, não temos dúvidas de que será muito bem aceito junto às petroleiras que atuam no país e, também, no mundo, já que resolve um problema pontual do setor", acrescenta Marcos Pegoretti.

Inicialmente implantado apenas nos poços localizados alto mar, a tecnologia também já está sendo preparada para atuar em terra firme. "Essa troca de calor que dificulta a extração de petróleo existe em qualquer poço do mundo, independentemente dele estar inserido no mar, deserto (Kuwait, Emirados Árabes e Arábia Saudita) ou áreas mais geladas (Rússia, Canadá e Estados Unidos). Ou seja, a demanda é muito grande por uma solução eficiente e rentável", completa o presidente da Columbia.

Já em fase final de preparação, o novo produto da empresa, vencedora do Prêmio Nacional de Inovação e já com diversas outras tecnologias inéditas lançadas, estará disponível para o mercado brasileiro e mundial a partir de 2017.
Fonte: Vitória News

MARINTEC SOUTH AMERICA

2016-07-26T13:32:00.001-03:00

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PORTO DO AÇU IRÁ INAUGURAR TERMINAL DE PETRÓLEO NA PRÓXIMA SEMANA

2016-05-29T20:11:00.000-03:00

Um dos maiores investimentos recentes na indústria brasileira de petróleo começa a se concretizar. No próximo dia 7 de junho, o Porto do Açu irá realizar a inauguração de três novos terminais: o Terminal de Petróleo (T-OIL), o Terminal Multicargas (T-MULT) e o Terminal de Combustíveis Marítimos do Açu (TECMA). Promovido pela Prumo, o evento terá início às 9h30 no porto, que fica localizado no município de São João da Barra, Rio de Janeiro.

Com sua licença operacional emitida no início deste mês pelo Instituto Estadual do Ambiente (INEA), o Terminal de Petróleo poderá movimentar até 1,2 milhão de barris por dia. A primeira operação de transbordo está previsto para agosto de 2016, em parceria com a britânica BG, que fechou acordo para a movimentação de 200 mil barris por dia durante 20 anos no porto.

O Terminal Multicargas, por sua vez, é voltado para a movimentação de granéis sólidos e líquidos, contêineres, veículos e cargas de projeto. A unidade conta com dois berços de atracação em 500m de cais, com possibilidade de expansão para 1.200m., e tem espaço para receber navios com capacidade para transbordar até 60 mil toneladas.

Operado em parceria da Prumo (50%) com a BP (50%), o Terminal de Combustíveis Marítimos do Açu poderá atender a diversos tipos de embarcação, como barcos de apoio offshore, navios de cabotagem e navios de longa distância.

Fonte: Petronotícias

EXPORTAÇÕES DO TECON SALVADOR CRESCERAM 28% NO PRIMEIRO QUADRIMESTRE DO ANO

2016-05-22T14:37:00.000-03:00

O Terminal de Contêineres de Salvador, do Grupo Wilson Sons, teve um crescimento de 28% nas exportações no primeiro quadrimestre do ano. As principais movimentações foram de embarque de polímeros (aumento de 305%) e de minérios (+111%). Somente no mês de abril, o Tecon Salvador registrou aumento de 22,7% nas exportações na comparação com o mesmo mês de 2015. O principal destino das exportações foi a Índia.

Em relação ao volume total de cargas, o terminal movimentou 95.382 TEU – uma quantidade 11% maior em relação aos quatro primeiros meses do ano passado. A cabotagem também teve destaque: em abril, houve um crescimento de 31% ante abril de 2015. Este foi o segundo melhor mês em toda a história do terminal e o melhor do ano.

O Tecon Salvador também alcançou o melhor resultado do ano no mercado de importação, com destaque para o setor de borracha, com crescimento de 49%; e de fertilizantes e derivados, com alta de 106% na comparação entre os meses de abril de 2015 e 2016.

Petrobras mantém-se em plena atividade na Bacia de Campos

2016-05-22T14:26:00.000-03:00

Em relação às recentes notícias e rumores sobre a saída da Petrobras da cidade de Macaé, a companhia informa que não há previsão de descontinuidade de suas operações na região.

Em produção há 39 anos, a Bacia de Campos é um dos maiores complexos petrolíferos offshore do mundo. Para gerir as suas operações nesta bacia, que tem uma de suas unidades de operações sediada no município de Macaé, a Petrobras mantém uma estrutura sólida, envolvendo bases administrativas, áreas de armazenamento, infraestrutura aeroportuária, portuária, de processamento de gás e estocagem e transferência de petróleo. Em 2015, a produção média mensal da Bacia de Campos fechou acima de 1,4 milhão de barris de óleo e cerca de 25 milhões de metros cúbicos de gás por dia, representando cerca de 70% da produção nacional. Do volume total produzido na Bacia de Campos, 30% são provenientes do pré-sal.

O Plano de Negócio e Gestão 2015-2019 da Petrobras prioriza, para a Bacia de Campos, investimentos no pós-sal, onde, em 2017, está previsto o início da produção em dois campos: Tartaruga Verde e Tartaruga Mestiça. Além disso, no mesmo ano, há a previsão de realização do Teste de Longa Duração do reservatório de Forno, no pré-sal da concessão de Albacora. Ressalta-se, ainda, que a Petrobras obteve, para os campos de Marlim e Voador, a aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para a prorrogação da vigência dos contratos de concessão até o ano de 2052.

A Petrobras, na Bacia de Campos, conta atualmente com 53 plataformas. Algumas dessas unidades estão alocadas em concessões operadas pela companhia em parcerias com a Shell, no campo de Bijupirá/Salema; com a Chevron, nos campos de Papa-terra e Frade; com a Repsol Sinopec Brasil, no campo de Albacora Leste; e com a British Petroleum, em dois blocos exploratórios.

É a partir de Macaé que são monitorados remotamente o escoamento, a pressão, a vazão e a temperatura do óleo e do gás produzidos diariamente em grande parte das unidades marítimas. Também é a partir deste município que são feitos o planejamento, a programação, o controle e o monitoramento das operações submarinas e das embarcações especializadas e de apoio.

Outras operadoras também realizam atividades na Bacia de Campos, a exemplo das empresas PetroRio, Statoil, Shell, Chevron, BP, Anadarko, RepsolSinopec, Total e OGX.

Outras operações
Na cidade, também está localizada a Unidade de Tratamento de Gás de Cabiúnas (UTGCAB), que é o maior polo processador de gás natural do Brasil, ponto de entrada no continente do gás da Bacia de Campos e também de parte do gás do pré-sal da Bacia de Santos, escoado pelo recém-inaugurado Gasoduto Rota 2. A unidade passa por ampliações, com adequações nas áreas de processamento, tratamento e logística (transferência e estocagem). A operação do Rota 2 foi iniciada em fevereiro de 2016. São sete sistemas de tratamento e processamento na nova unidade que, juntamente com as já instaladas, estão prontas para receber até 25 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Nos últimos anos, a companhia tem focado na ampliação e modernização dos prédios localizados em suas maiores bases (Imbetiba e Imboassica), visando realocar sua força de trabalho em prédios próprios. A partir dessa estratégia, e também com objetivo de otimizar custos, a Petrobras está reavaliando os seus contratos de locações de imóveis na cidade.

Na área de logística, no mês de abril, a companhia iniciou operações em dois dos seis berços contratados no Porto do Açu, em São João da Barra, e está avaliando o reordenamento das atividades portuárias entre os portos do Rio de Janeiro e de Imbetiba, em Macaé, e o novo terminal. Ressalta-se que essa estratégia não afeta as operações offshore na Bacia de Campos e não significa a interrupção das atividades do Porto de Imbetiba.

Nos bairros de Imboassica e Novo Cavaleiros, em Macaé, encontra-se o maior conglomerado de armazenagem da companhia, agregando 65% de todo o estoque da Petrobras no país, com atividade ininterrupta há mais de 35 anos.

Para realizar todas as operações com segurança, garantindo a integridade física das pessoas e das instalações e preservar o meio ambiente, a Petrobras mantém diversos programas e conta com a estrutura do Centro de Defesa Ambiental – CDA, da Bacia de Campos. Ele visa proporcionar o pronto-atendimento às eventuais emergências relativas a vazamento de óleo. A estrutura acaba de receber uma área para a garagem das embarcações e depósito de equipamentos (cabos e mangotes), na orla de Imbetiba, conferindo maior agilidade aos atendimentos.

Ainda com relação às operações da Bacia de Campos, o aeroporto de Macaé é utilizado para o transporte de pessoas, com 31 aeronaves que movimentam mais de 30 mil passageiros em aproximadamente 1,5 mil voos por mês.

Também está instalada em Macaé a Usina Termelétrica Mário Lago, capaz de abastecer com energia elétrica uma cidade com mais de 2 milhões de habitantes. A unidade é a segunda maior da empresa, o que consolida a cidade como ponto de destaque dentro do cenário energético do Brasil. A Mário Lago é a maior termelétrica de ciclo aberto do país, tendo a característica de poder alcançar a sua plena carga (de 0 a 900MW) em cerca de 1h. A UTE, que tem como combustível o gás natural, ainda reúne o maior complexo de turbinas do tipo LM 6000 do mundo, com uma

capacidade instalada de 928 MW de potência e consumo de 5,3 milhões de m³/dia de gás.

Com todo esse complexo industrial, a Petrobras mantém uma infraestrutura adequada e já instalada no município de Macaé, envolvendo bases administrativas, áreas de armazenamento, infraestrutura aeroportuária, portuária e de processamento da produção.

Como é de amplo conhecimento, a Petrobras vem atuando na reestruturação administrativa e de seus negócios e na otimização de custos, nas diversas regiões do Brasil e no exterior, visando atender ao novo cenário internacional da indústria de óleo e gás. Esse amplo trabalho tem por objetivo a competitividade dos negócios da companhia, garantindo retorno para a sociedade e seus acionistas.

Neste cenário, a Petrobras reitera o seu vínculo com o município de Macaé e se prepara para comemorar, em 2017, os 40 anos de produção na Bacia de Campos, visando o futuro sustentável das suas atividades e contribuindo para o desenvolvimento da região e do país.

Fonte: Petrobras - Viviane Siqueira da Silva

Setor de petróleo vê com grande expectativa o governo Temer, diz IBP

2016-05-22T13:29:00.000-03:00

O setor do petróleo vê com grande expectativa o novo comando do governo federal. Segundo o secretário-executivo do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustível (IBP), Antônio Guimarães, o órgão está enviando uma carta ao presidente interino Michel Temer solicitando uma audiência para debater a agenda de propostas da indústria petrolífera, de acordo com o Valor Econômico.

Guimarães afirma que o IBP sempre se posicionou, por entender que o setor pode contribuir muito com o país. “A expectativa é grande. Temos a expectativa de que é possível, dialogando com o governo, demonstrar a oportunidade que isso [a agenda de mudanças regulatórias] representa. Claro que cabe ao governo decidir se vai implementar ou não essas medidas, mas dentro da perspectiva que temos, enxergamos oportunidade muito grande de que essa agenda seja resolvida”, disse o secretário.

De acordo com o executivo, Temer sempre demonstrou “muita atenção” e “sensibilidade” à agenda do petróleo e conhece as demandas da indústria. “Essa sinalização já existe. O importante agora é sentar e ver como essas coisas vão avançar”, declarou.

O secretário do IBP falou da regulamentação da "unitização", o fim do monopólio da Petrobras na operação do pré-sal e o leilão das áreas "unitizáveis" como um conjunto de medidas de curto prazo que poderiam resgatar os investimentos do setor no curto prazo. “É uma bola que está colocada para o governo chutar e marcar um golaço”, afirmou. Entre outras questões, a agenda do instituto ainda inclui a licitação de novas áreas no pré-sal, a renovação do Repetro e ajustes na política de conteúdo local como medidas prioritárias.

Fonte: Valor Econômico.

PRODUÇÃO TOTAL DE PETRÓLEO NO BRASIL CRESCE 6,4% EM DEZEMBRO

2016-02-03T20:20:00.001-02:00

A cadeia de óleo e gás vem sendo impactada por uma crescente desmobilização, mas o momento ainda é de crescimento nos campos brasileiros. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a produção total de petróleo em dezembro de 2015 foi de aproximadamente 2,532 milhões de barris por dia no país, o que representa aumento de 6,4% na comparação com o mês anterior. A elevação, que chega a 1,4% frente ao mesmo período de 2014, foi impulsionado pelo avanço de 6,6% na produção do pré-sal, que totalizou 1,09 milhão de barris de óleo equivalente por dia.

Produção de Petróleo cresce no Brasil.

Ao longo do mês, a produção total de petróleo e gás natural o país atingiu a marca de 3,164 milhões de barris de óleo equivalente por dia. O período trouxe também um novo recorde para a produção nacional de gás natural, que subiu 6,6% na comparação com novembro e chegou a 100,4 milhões de m³ diários. O aumento foi de 5,5% na comparação com o mesmo mês de 2014.

A produção em campos do pré-sal atingiu a média de 875 mil barris de petróleo em dezembro, sendo mais da metade originada no campo de Lula, na Bacia de Santos. A área foi responsável por 442,3 mil barris diários no período, mantendo o posto de maior produtora do país. O gás natural do pré-sal, por sua vez, chegou a um total produtivo de 34,3 milhões de m³ por dia.

A Petrobrás foi responsável por 92,8% da produção de petróleo e gás no período. No total, o país produziu petróleo e gás através de 8.892 poços, sendo 786 marítimos e 8.106 terrestres. O Canto do Amaro, na Bacia Potiguar, detém o maior número de poços produtores em terra, com 1.044. Dos campos marítimos, Marlim tem a maior soma de poços em produção, com 61 no total.

Fonte: http://www.petronoticias.com.br/archives/79739

Pré-sal é viável mesmo com barril de petróleo a US$ 30, diz Bendine

2016-01-28T19:19:00.002-02:00

RIO - O presidente da Petrobrás, Aldemir Bendine, garantiu durante coletiva de imprensa nesta quinta-feira que o desenvolvimento do pré-sal é viável mesmo com o preço do barril de petróleo cotado a US$ 30. "O pré-sal continua extremamente competitivo", frisou o executivo.

Segundo Bendine, o pré-sal permanece como foco prioritário na companhia devido ao seu custo-benefício. "É um dos grandes diferenciais da Petrobrás, pelo seu custo de produção de US$ 8", afirmou.

Em relação ao petróleo já em exploração, o executivo disse que a estatal trabalha para conviver com o preço do barril a US$ 30. Bendine admite que o atual cenário é "desafiador", mas enxerga que o período é de volatilidade e "cabe à companhia se preparar para a situação de estresse".

Reestruturação. As declarações de Bendine aconteceram em meio à apresentação do novo modelo de gestão da Petrobrás, anunciado nesta quinta-feira e antecipado pelo Broadcast, serviço de notícias em tempo real daAgência Estado, na quarta. A mudança na organização administrativa da estatal deverá gerar maior valor aos acionistas, a partir da redução de custos e mudanças nos procedimentos de contratação e análise de riscos.

Para isso, a empresa vai incorporar a diretoria de Gás e Energia à de Abastecimento e também reduzirá 30% do total de funções gerenciais na Petrobrás e sua subsidiárias. Para chegar ao atual modelo, houve consultoria externa para pesquisar modelos de referência no segmento de energia, além de discussões internas em grupos de trabalho para avaliar a transição, que deverá durar até dois meses, sendo concluída em março com a realocação de funcionários e gerências.

Governo cria programa de estímulo a fornecedores do setor de petróleo

2016-01-18T09:26:00.000-02:00

Objetivo é ampliar fornecedores e estimular uso de conteúdo local. Programa foi instituído por meio de decreto publicado no Diário Oficial.

O governo federal instituiu por decreto um programa de estímulo à competitividade de fornecedores do setor de petróleo e gás natural, visando a ampliação da cadeia de fornecedores no país e do nível de conteúdo local dos atuais fornecedores.

A criação do Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural (Pedefor) foi publicada em decreto da presidente Dilma Rousseff no Diário Oficial da União nesta segunda-feira (18).

O programa prevê que fornecedores no Brasil terão bens, serviços e sistemas de caráter estratégico incentivados pela política de conteúdo local do setor de petróleo e gás em um patamar maior que o efetivamente existente.

Além disso, serão beneficiados consórcios ou empresas que promovam no país negócios que viabilizem a instalação de novos fornecedores, investimento direto na expansão da produção de fornecedores, investimento na inovação tecnológica de fornecedores nacionais e compra de bens e sistemas no país com conteúdo local.

O programa será coordenado por Comitê Diretivo composto por representantes da Casa Civil, da Presidência, diversos ministérios, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep).

Fonte:Globo

Petróleo cai a menos de US$ 30,00 o barril

2016-01-17T11:45:00.001-02:00

O petróleo fechou abaixo da barreira dos 30 dólares pela primeira vez em 12 anos nesta sexta-feira em Nova York, derrubado pelo iminente retorno do Irã aos mercados e pelas dúvidas sobre a demanda mundial.

O barril de "light sweet crude" (WTI) para fevereiro caiu 1,78 dólares, a 29,42, o menor preço desde novembro de 2003.

Nessa semana, o petróleo caiu 11% em Nova York e acumula uma queda de 20,5% desde o começo do ano.

Em Londres, o barril de Brent do Mar do Norte, para entrega em março, recuou 2,09 dólares, a 28,94. Como nas duas últimas sessões, o Brent fechou abaixo do WTI e dos valores de fevereiro de 2004.

"Os agentes estão antecipando-se ao retorno do Irã aos mercados, o que acontecerá em questão de dias", disse James Williams, da WTRG Economics.

"A ideia que predomina é a de que as sanções contra o Irã (por seu programa nuclear) serão suspensas durante o final de semana", acrescentou.

"Se for assim, o mercado receberá um fluxo adicional de meio milhão de barris diários", advertiu Williams com base em declarações de funcionários do governo iraniano. "É isso que os preços refletem", disse.

Às preocupações pelas exportações iranianas, que engrossarão a abundante oferta mundial, soma-se a fraca economia da China, que, segundo Williams, "não traz mais nenhum dado positivo".

O medo de menor crescimento da China, maior importador mundial de petróleo, é um fator que está derrubando os preços desde o começo do ano.

Alguns analistas acreditam que isso é o que explica a debilidade mostrada nesta semana pelo Brent, o petróleo negociado na Europa. Por outro lado, influencia menos no WTI, menos sensível a questões internacionais.

"O WTI sofre pressões específicas devido a temores cada vez mais presentes de uma recessão nos Estados Unidos devido a indicadores ruins e à desaceleração da economia mundial", disse Mike Lynch, da Strategic Energy & Economic Research. "Hoje isso preocupa muito aos investidores no mercado de petróleo", assegurou.

Nessa sexta-feira, dados decepcionantes das vendas varejistas dos Estados Unidos em dezembro e um forte queda da atividade industrial na região de Nova York pesaram no ânimo dos investidores, como mostrou a forte queda registrada em Wall Street durante o dia.

Fonte:AFP

Opep eleva previsão de demanda para seu petróleo em 2016

2015-10-12T15:34:00.001-03:00

LONDRES (Reuters) - A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) projetou nesta segunda-feira que a demanda pelo petróleo produzido pelo grupo será maior do que inicialmente estimado, conforme sustenta a estratégia de que a queda dos preços afetará a oferta do chamado "shale" dos Estados Unidos e de outros produtos rivais, reduzindo o excesso global.

Em seu relatório mensal, a Opep calculou que a demanda mundial por seu petróleo no ano que vem fique em 30,82 milhões de barris por dia (bpd), uma alta de 510 mil bpd ante a projeção anterior.

A previsão da Opep, se conformada, seria mais uma indicação que sua estratégia está funcionando. O grupo, no ano passado, recusou-se a impulsionar os preços e ainda aumentou a produção a fim de elevar sua participação no mercado.

A oferta fora da Opep deve diminuir em 130 mil bpd em 2016, de acordo com o relatório, com a produção caindo nos Estados Unidos, ex-União Soviética, África, Oriente Médio e grande parte da Europa. No mês passado, a Opep previu crescimento de 160 mil bpd.

(Por Alex Lawler)

Petróleo de boa qualidade é encontrado na Bacia de Santos

2015-09-30T09:42:00.000-03:00

A perfuração do terceiro poço na área de Carcará, localizado em águas ultraprofundas da Bacia de Santos (SP), confirmou a descoberta de petróleo leve e de boa qualidade nos reservatórios do pré-sal.

O poço de Carcará Noroeste está situado em profundidade de água de 2 mil metros, a cerca de 226 km do litoral do estado de São Paulo. Reservatórios possuem excelentes características, situados logo abaixo da camada de sal, a partir de 5.870 metros de profundidade. A busca constatou uma expressiva coluna de 318 metros de óleo.

Nos próximos dias, serão iniciadas operações previstas no Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) para a avaliação da produtividade dos reservatórios do pré-sal por meio de testes de formação no poço 3-SPS-105, cuja perfuração foi recentemente concluída.

O Plano de Avaliação da descoberta de Carcará, aprovado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), tem término previsto para março de 2018.

A Petrobras é operadora do consórcio (66%) em parceria com a Petrogal Brasil (14%), Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás (10%) e Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A. (10%).

Entenda como funciona o trabalho de exploração:

Com base em informações geológicas iniciais, é realizado um estudo do fundo do mar – navios especializados fazem uma espécie de ultrassom da região. Esse levantamento gera informações que vão parar em computadores, que mostram, em imagens tridimensionais, o melhor local para se começar uma perfuração. Tudo isso para alcançar com maior grau de precisão as regiões que devem ser exploradas. Afinal, todo o processo custa muito dinheiro.

Segundo a assessoria da Petrobras, essas informações serão decisivas não só para definir um modelo de desenvolvimento da área, como também das outras acumulações do pré-sal da bacia sedimentar.

Fonte: Portal Brasil

Petrobras reabilita SBM Offshore a participar de licitações e faz convite para concorrências

2015-09-28T09:23:00.000-03:00

A Petrobras deu um novo passo para sair da imobilidade que tomou a empresa com o avanço da crise e os desdobramentos da Operação Lava Jato. A estatal reabilitou a holandesa SBM Offshore a participar de suas licitações e enviou um convite para que a empresa entre nas concorrências de afretamento dos FPSOs de Libra e de Sépia.

A retomada das negociações se dá depois de um longo período de distanciamento entre as duas empresas, por conta das irregularidades em contratos antigos da holandesa com a Petrobras, que a suspendeu de seu cadastro em maio do ano passado. A SBM inclusive reconheceu que houve pagamentos de propina por alguns de seus funcionários no passado para a obtenção de determinados contratos – não apenas no Brasil, mas também em Angola e Guiné Equatorial –, e chegou a fechar um acordo com o ministério público holandês para correção de conduta, com multa de US$ 240 milhões.

Em março deste ano, a SBM fechou acordos também com os órgãos fiscalizadores brasileiros, incluindo a Controladoria Geral da União (CGU) e a Advocacia Geral da União (AGU), para colaborar com as investigações relacionadas à Operação Lava Jato.

Agora, a SBM afirma que continua colaborando com as autoridades brasileiras neste sentido e ressalta que, no caso da licitação de Libra, ainda depende da autorização dos outros sócios da Petrobras para a devida participação na concorrência.
Fonte: Petronoticias

Governo vê como certa derrota sobre pre-sal, dizem fontes

2015-07-02T19:54:00.000-03:00

Brasília - O Palácio do Planalto dá como certa a derrota no Congresso com a aprovação do projeto de lei que desobriga a Petrobras de ter uma participação mínima de 30 por cento em blocos do pré-sal e de ser a operadora única dos campos, disse à Reuters uma fonte do governo com informações sobre o assunto.

"Não vai ter jeito. O governo já sabe que não vai conseguir impedir essa derrota", disse.

O projeto que retira da Petrobras a participação mínima de 30 por cento nos consórcios a serem estruturados para a exploração do pré-sal será submetido à votação direta no plenário do Senado, sem passar por comissões, uma vez que tramita em regime de urgência.

De acordo com a fonte, que falou em condição de anonimato, lideranças do governo foram destacadas para difundir e reforçar a mensagem de que a companhia está em processo de recuperação e que terá receitas para bancar a participação mínima nos consórcios de exploração.

Ainda assim, críticos da obrigatoriedade de participação de ao menos 30 por cento nos campos do pré-sal têm argumentado que a exigência pode engessar a companhia, que tem passado por dificuldades financeiras em meio à investigação de um bilionário esquema de corrupção apurado pela operação Lava Jato.

A derrubada da participação mínima tornaria inviável também a obrigatoriedade da petroleira estatal exercer a função de operadora única, na qual toma importantes decisões sobre o desenvolvimento e produção dos poços.

Diante da derrota iminente, o governo tem mobilizado sua base aliada para tentar um meio termo.

Segundo informou o líder do governo no Senado, Delcídio Amaral (PT-MS), o governo tentará nos próximos dias emplacar a proposta de que seja mantida uma preferência à Petrobras para participação mínima de 30 por cento na exploração dos blocos do pré-sal.

Ele não deu detalhes sobre como seria, na prática, o exercício dessa preferência à Petrobras.

Como segunda opção, o governo negociará para que a definição de participação da companhia seja decidida pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

O projeto está na pauta de votação do Senado e pode ser votado na próxima semana. Depois, será analisado pela Câmara dos Deputados.

Fonte: Exame

Petroleiras devem voltar a cortar gastos com preços baixos de óleo

2015-04-26T21:10:00.000-03:00

Americana Exxon Mobil, a anglo-holandesa Shell, a britânica BP e a francesa Total já responderam reduzindo investimentos em 2015, de 10 a 15%

As principais empresas de petróleo do mundo podem precisar de cortes de gastos mais profundos na exploração e produção de gás natural, enquanto lutam em um longo período de preços baixos da commodity.

A expectativa é que a indústria deva revelar um outro conjunto de resultados sombrios para o primeiro trimestre do ano, quando os preços do Brent registraram média de US$55 por barril, quase a metade do nível de um ano atrás.

A americana Exxon Mobil, a anglo-holandesa Shell, a britânica BP e a francesa Total já responderam reduzindo investimentos em 2015, de 10 a 15% , atrasando e eliminando projetos e reduzindo custos operacionais.

Apesar da sensação entre alguns executivos da indústria de que os preços do petróleo podem já ter atingido seus pontos mais baixos de 2015, após um declínio na produção dos Estados Unidos, podem ser necessários novos cortes.

A Exxon, maior petroleira listada do mundo, reduziu seus investimentos em 2015 em 12 por cento, para 34 bilhões de dólares.

"Vamos ver ao longo do ano se vamos manter esse capex ou não, nós estamos vendo uma grande eficiência de custos", afirmou o presidente-executivo Rex Tillerson em uma conferência.

Analistas do HSBC destacaram BP, Chevron, Statoil e Total por terem uma "gestão agressiva olhando para explorar este período para melhorar os retornos de longo prazo."

"Algumas das empresas veem o ambiente atual não como uma ameaça, mas como a melhor oportunidade para uma redefinição da economia de projetos em mais de 10 anos", disse o HSBC, em nota. "Como resultado, nós acreditamos que as reduções de capex que estamos vendo neste ano podem ser apenas o começo."

De acordo com analistas da Jefferies, grandes petroleiras atualmente precisam de um preço médio de petróleo de 78 dólares por barril para cobrir investimentos e dividendos a partir de fluxos de caixa orgânicos. Não se espera que as companhias de petróleo cubram dividendos por meio de fluxos de caixa orgânico (excluindo aquisições), até 2017.

Dividendos

As sete grandes empresas mundiais de petróleo devem relatar um declínio nos resultados de cerca de 57 por cento, ante um ano antes, enquanto os ganhos por ação deverão cair em cerca de 27%, de acordo com a Jefferies.

Apesar da queda esperada na receita, analistas acreditam que a maioria das grandes petroleiras tendem a manter os pagamentos de dividendos a investidores após o aumento da dívida para US$ 31 bilhões no início de 2015.

A italiana Eni é a única grande petroleira que deve cortar dividendos. BP, Total e Shell prometeram manter seus pagamentos anuais, enquanto a BP e Total também estão oferecendo "scrip dividends", que permitem que os investidores comprem ações a um preço reduzido, em vez de receber o dividendo.

Fonte: Brasil Econômico

Produção de petróleo e gás natural da Petrobras cai no Brasil

2015-04-17T20:57:00.001-03:00

A Petrobras anunciou na quinta-feira, 16/04, que sua produção total de petróleo e gás natural no Brasil em março foi de 2,574 milhões de barris de óleo equivalente (boed), volume 1,4 por cento inferior ao de fevereiro, porém 10,4 por cento acima do volume de março do ano passado.

A produção total operada pela companhia no Brasil, incluindo a parcela operada para as empresas sócias, foi de 2,834 milhões de boed, 0,7 por cento inferior ao patamar registrado em fevereiro.

A produção de petróleo operada no país foi de 2,297 milhões de bpd, 0,9 por cento inferior à do mês anterior.

Segundo a companhia, a redução na produção em março deveu-se, principalmente, à parada temporária da plataforma P-58, que entrou em operação em 17 de março de 2014 e passa por fase final de testes e ajustes. "De 18 de março a 8 de abril de 2015, a Petrobras paralisou a produção da unidade para fazer manutenções preventivas e melhorar a eficiência operacional de alguns sistemas", afirmou a companhia em comunicado.

A produção própria de gás natural no Brasil, excluído o volume liquefeito, foi de 74 milhões de metros cúbicos por dia em março, mesmo patamar do mês anterior.

Também em março, a produção operada pela Petrobras na camada pré-sal das bacias de Santos e Campos, incluindo a parcela operada para as sócias, atingiu média mensal recorde de 672 mil barris de petróleo por dia (bpd), 0,5 por cento acima do recorde anterior, de 669 mil bpd em janeiro.

Esse volume representa um crescimento de 70 por cento em relação à produção de março de 2014.

Fonte: Exame

Plataforma P-61 entra em produção em Papa Terra, no RJ

2015-03-24T13:31:00.001-03:00

"Iniciamos a produção da plataforma P-61, no campo de Papa-Terra, localizado no extremo sul da Bacia de Campos, no estado do Rio de Janeiro, a 110 quilômetros da costa brasileira e em profundidade d’água que varia de 400 a 1.400 metros.

A plataforma P-61, instalada em profundidade d’água de 1.200 metros, completa o sistema concebido para produzir no campo de Papa-Terra, onde está instalado também o FPSO (unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo) P-63, que iniciou sua produção em 11 de novembro de 2013.

Na P-61, serão interligados 13 poços produtores, sendo o poço denominado PPT-16, atualmente em produção, o primeiro dessa plataforma. Na P-63, estão atualmente interligados cinco poços produtores e seis poços injetores. Outros cinco poços injetores ainda serão interligados.

A produção da P-61 é transferida por meio de linhas flexíveis para o FPSO P-63, que tem capacidade para processar 140 mil barris por dia (bpd) e 1 milhão de metros cúbicos (m³) de gás, além de capacidade para injetar 340 mil barris de água. O petróleo é escoado do campo por meio de navios aliviadores e o gás, excedente ao consumo nas plataformas, é injetado em reservatório adjacente ao campo.

A plataforma P-61, do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Platform), está conectada a uma plataforma de apoio (Tender Assisted Drilling) e equipada com uma sonda de perfuração e completação de poços. Essa é a primeira vez que uma plataforma desse tipo opera no Brasil. Os poços da P-61 são do tipo completação seca, ou seja, as válvulas de controle do poço ficam na plataforma, ao invés de no fundo do mar.

Os poços produtores da P-63 são conectados à plataforma através de dutos flexíveis submarinos com aquecimento elétrico conhecidos por IPB (Integrated Production Bundle) e os 18 poços de produção do campo contam com bombas centrífugas submersas.

A parte superior da P-61 ( topside) foi construída no estaleiro Keppel Fels, em Cingapura. O casco e a operação de “mating” (etapa de união do casco com o topside) foram concluídos no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis, no Rio de Janeiro.

A presença de reservatórios com petróleo de graus API entre 14 e 17 e a extensa profundidade d’ água fazem do desenvolvimento do campo de Papa-Terra um dos nossos projetos mais complexos, exigindo a incorporação de diversas soluções inovadoras.

Operamos o campo de Papa Terra (62,5%) em parceria com a Chevron (37,5%). A participação da Chevron no desenvolvimento do campo tem sido importante em função de sua experiência nesse tipo de projeto."

Fonte: Fatos e Dados