Universo do Petróleo

BRASIL REGISTRA PRODUÇÃO RECORDE DE GÁS NATURAL EM OUTUBRO

2018-12-03T21:49:00.001-02:00

O Brasil tem um novo recorde em sua série histórica de produção mensal de gás natural. De acordo com dados apresentados nesta segunda-feira (3) pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), o país fechou o mês de outubro com 117 milhões de m³ de gás natural por dia, um aumento de 3,7% ante o mês anterior. O volume supera a melhor marca registrada até então, em julho deste ano.

Além disso, a produção de petróleo também teve um bom desempenho, encerrando o mês passado com 2,614 milhões de barris por dia, um crescimento de 5,2% na comparação com setembro. “O principal incremento na produção foi na Plataforma FPSO Cidade de Itaguaí e algumas plataformas da Bacia de Campos, devido a retornos de paradas realizadas no mês anterior”, detalhou a ANP.

Falando especificamente sobre o pré-sal, os poços da área produziram, em outubro, 1,840 milhão de barris de óleo equivalente (petróleo mais gás), um aumento de 3,2% em relação ao mês anterior. A participação do pré-sal na produção total nacional em outubro foi de 54,9%.

Como era de esperar, Lula manteve o posto de maior campo produtor, com uma média de 899 mil barris de petróleo por dia e 37,9 milhões de metros cúbicos de gás natural diários. A Plataforma P-66, produzindo no campo de Lula por meio de sete poços a ela interligados, produziu 146,3 mil barris diários e foi a instalação com maior produção de petróleo.

Fonte: Petronotícias

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PREÇOS DOS EQUIPAMENTOS DE ENERGIA SOLAR RECUARAM

2018-12-03T13:58:00.004-02:00

Um levantamento do Portal Solar, um portal especializado em energia solar do Brasil, constatou uma redução significativa de preços nos projetos de geração distribuída no último ano. O valor dos equipamentos caiu 30%, enquanto o serviço de instalação teve redução de 40%, fazendo com que o retorno financeiro do investimento em energia solar atinja a casa dos 20% a 30% a.a, patamares melhores do que qualquer CDB ou poupança. De acordo com Rodolfo Meyer(foto), CEO do Portal Solar, vários fatores contribuíram para este declínio. O aumento da oferta dos painéis solares pelo mercado Chinês, que hoje produz 80% dos painéis solares do mundo, fez com que os preços dos painéis solares despencassem. As altas tarifas das distribuidoras e os novos modelos de negócios, como o da venda direta de sistemas solares, ajudaram a despertar o interesse do consumidor em gerar a própria energia. O Portal Solar O portal ajuda o consumidor a entender a tecnologia fotovoltaica, encontrar os melhores instaladores e produtos do mercado e oferece financiamento para compra de sistemas de geração distribuída.

No modelo de venda direta, o cliente final paga o equipamento para o Portal Solar e o serviço de engenharia e instalação para a empresa instaladora. “A vantagem desse sistema de cobrança é que não ocorre tributação dupla do equipamento e permite que as empresas instaladoras possam operar sem estoque no modelo Just in Time”, explica Meyer. “Além disso, constatamos que o interesse do consumidor em sistemas fotovoltaicos dobrou nos últimos 12 meses e, portanto, o número de instalações também aumentou consideravelmente, o que contribuiu para a queda dos preços”.

Fonte: Petronotícias

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Trégua comercial faz China voltar a importar petróleo dos EUA

2018-12-03T13:49:00.000-02:00

A China importou sua primeira carga de petróleo dos Estados Unidos em aproximadamente dois meses na semana passada, segundo fontes do setor e dados do Refinitiv Eikon, um acordo feito por um refinador independente em meio a tensões comerciais.

Os compradores chineses evitaram o petróleo dos EUA durante a guerra comercial dos dois países, temendo a imposição de tarifas.

As duas maiores economias do mundo concordaram no fim de semana em suspender a imposição de novas tarifas sobre os produtos umas das outras por 90 dias, embora os comerciantes de petróleo chineses tenham dito que ainda estão cautelosos e em busca de orientação de Pequim.

Por Florence Tan e Chen Aizhu, da Reuters

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Macaé dá sinais de recuperação após 3 anos de crise

2018-07-23T20:10:00.000-03:00

A volta dos leilões de petróleo, a alta do preço da commodity e a recuperação financeira da Petrobrás deram novo fôlego à cidade de Macaé, no norte do Estado do Rio de Janeiro. O município foi um dos primeiros a sentir a queda na arrecadação de royalties e a redução das atividades da estatal, que desde a década de 1980 movem a economia da cidade.

Segundo o prefeito de Macaé, Aluízio dos Santos Júnior, alguns sinais já apontam para a retomada, como a volta, mesmo que tímida, da geração de empregos. Mais de mil vagas foram abertas no primeiro semestre do ano e, aos poucos, a cidade vai ganhando novos restaurantes, academias e hotéis. O prefeito espera a abertura de mais oportunidades nos próximos anos com a revitalização dos campos maduros da Petrobrás e a desativação de plataformas de petróleo da estatal na Bacia de Campos, um negócio que demanda a contratação de empresas de serviço da cadeia petrolífera.

Em dez anos, por causa do pré-sal e da redução natural de produção dos seus campos, a bacia que banha e sustenta o município de Macaé perdeu a liderança da produção de petróleo no Brasil para a Bacia de Santos, hoje responsável por 50% do total produzido no País, ante 44% da Bacia de Campos.

Na visão da estatal, a região se mantém como um dos maiores complexos petrolíferos marítimos do mundo e o interesse por ela nos últimos leilões de petróleo do governo mostraram que ainda há bastante apetite pelo norte do Estado do Rio. Ao todo, foram leiloados 11 blocos apenas na Bacia de Campos.

A estatal também está investindo na revitalização de campos maduros, sendo o caso mais adiantado o de Marlim, cujo contrato de concessão foi estendido pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) até 2052, junto com o do campo de Voador.

“É fundamental investir na Bacia de Campos. Por isso é importante que se aumente o fator de recuperação dos campos (hoje em 24%, ante média mundial de 35%) e que a produção volte a aumentar”, disse o prefeito, referindo-se a campos já muito explorados pela Petrobrás e que exigem esforço extra para que o óleo seja retirado.

Vale-refeição. Bares e restaurantes cheios, gente circulando pela orla e os navios trafegando no mar calmo de Macaé era tudo o que o gerente do restaurante Picanha do Zé, Jackson Lima, 29 anos, queria voltar a ver. Há três anos com as mesas praticamente vazias, ele comemora a volta do vale-refeição pagando as contas nos últimos meses, o que evitou que o estabelecimento fechasse as portas.

Hoje, durante a semana, a ocupação das mesas dobrou, atingindo 60%, e nos fins de semana chega a ter fila na porta. “Antes o pessoal estava rachando os pratos, a conta, pendurando, mas aos poucos o vale-refeição está voltando e o pessoal lota isso aqui”, diz Lima.

Com essa perspectiva é que trabalha Israel Silva, garçom desempregado de 25 anos. Ele conta que há três anos o mar ficava lotado de navios indo e vindo das plataformas e que agora quando vê um barco se enche de esperança. “Na minha visão, a retomada do emprego não está sendo tão rápida. Teve um pequeno crescimento sim, mas não está tão fácil”, avalia.

A desativação de plataformas da Petrobrás também promete ajudar na reativação da economia da cidade. A estatal tem provisionados US$ 14,3 bilhões para aplicar no desmonte dos sistemas de produção de plataformas, um negócio que pode reerguer a indústria de prestação de serviços no entorno de Macaé.

O processo de desativação de plataformas envolve a desmontagem de todo o sistema submarino (cabos, fechamento de poços), obedecendo regras ambientais e lançando mão de avanços tecnológicos.

Investimento. Vivendo há décadas em torno da indústria do petróleo e gás natural, Macaé atraiu ao longo dos anos empresários como o pai de Leonardo Dias, que em 2003 transformou uma fazenda em parque industrial para atender à demanda da crescente indústria petrolífera. Desde a abertura do setor no Brasil, em 1997, a cidade começou a atrair também a iniciativa privada, que correu para garantir uma área no parque industrial Bella Vista. O pai chamou o filho para assumir o negócio, em 2011, no auge da retomada do preço do petróleo, depois da crise de 2008.

Animado com o preço da commodity, Dias decidiu triplicar o espaço, oferecendo ao mercado 3 milhões de metros quadrados. “No início estava muito otimista, começou muito bem, tinha muita procura, e depois passou para a crise. Um pouco antes da expansão tinha bastante procura de empresas grandes, que estavam ganhando contratos”, contou.

A Petrobrás e a Schlumberger são algumas das empresas que já estão no local. Para atrair mais clientes, Dias está criando um novo tipo de condomínio industrial, com estrutura compartilhada entre as empresas, como vestiário e restaurante, áreas e equipamentos adequados à prestação de serviços do setor, entre outras facilidades. Todos os terrenos já são licenciados, o que facilita a instalação das empresas. “Vamos pegar essa onda da retomada e investir primeiro”, diz Marcos Daher, sócio no empreendimento.

Fonte: Estadão

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23 poços em licenciamento podem tornar 2019 o melhor ano desde 2014

2018-07-23T19:00:00.000-03:00

Quatro petroleiras iniciaram em 2018 licenciamento de seis campanhas de perfuração no Ibama até esta quinta-feira (19/7). As campanhas estão programadas para as bacias de Campos, Santos e Foz do Amazonas e estão em licenciamento por Shell, Petrobras, PetroRio e Equinor e podem representar a perfuração de até 23 poços exploratórios, o que pode tornar o próximo ano o melhor para a perfuração offshore desde 2014.

A maior parte do licenciamento para poços, todos exploratórios, é resultado dos leilões de petróleo realizados no último ano. A exceção é a campanha da PetroRio para cinco poços na Foz do Amazonas, em áreas arrematadas na 11a rodada, realizada em 2013.

Desde que decidiu retomar os leilões de blocos exploratórios no país o governo já conseguiu vender a concessão de 44 blocos exploratórios offshore. Nove deles no regime de partilha da produção, vendidos após a aprovação do projeto do senador José Serra (PSDB/SP), que acabou com a operação única da Petrobras no pré-sal. Outros 35 blocos foram arrematados por petroleiras na 14a e 15a rodadas de licitações com áreas de concessão.

Muitas das áreas que foram licitadas nas rodadas de concessão, sobretudo nas bacias de Sergipe-Alagoas, Potiguar e Ceará, ainda estão longe do licenciamento ambiental para a perfuração de poços. Ainda vão precisar da aquisição de dados sísmicos para ampliar o conhecimento da região.

Nas bacias de Campos e Santos, onde o conhecimento geológico e a disponibilidade de dados sísmicos recentes é grande, as petroleiras antecipam seus licenciamentos.

Alto de Cabo Frio Central

A Petrobras iniciou o licenciamento ambiental do bloco exploratório Alto de Cabo Frio Central, na Bacia de Campos, arrematado em parceria com a BP no 3o leilão do pré-sal, realizado pela ANP em outubro do ano passado. O consócio está licenciando seis poços, sendo um firme e cinco condicionados aos resultados do primeiro.

O Programa Exploratório Mínimo do projeto prevê a perfuração de um poço exploratório até o fim do primeiro semestre de 2019. O consórcio está propondo também um teste de formação contingente ao resultado do poço.

O primeiro poço do projeto será perfurado em lâmina d’água de 2.595 m a uma distância de 166 km da costa do Rio de Janeiro. O porto do Rio e o aeroporto de Cabo Frio serão utilizados como base de apoio logístico para o projeto.

Shell nas bacias de Campos e Santos

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.

Equinor faz poços exploratórios em Norte de Carcará

A Equinor iniciou em abril o licenciamento ambiental de cinco poços no pré-sal da área de Norte de Carcará, projeto de partilha da produção arrematado no 2o leilão do pré-sal, realizado em outubro do ano passado e que licitou áreas unitizáveis. A empresa está licenciando também a realização de um teste de formação de curta duração no projeto. A campanha utilizará a base da Brasco, em Niterói, como apoio logístico.

A norueguesa adotou a mesma estratégia utilizada pela Shell para antecipar seu licenciamento nos projetos da partilha da produção antes mesmo de realizar sísmica na área. A Statoil recebeu do Ibama licença ambiental para a perfuração de até sete poços na área do bloco exploratório BM-S-8, onde está a descoberta de Carcará, no pré-sal da Bacia de Santos. A licença, que é válida por quatro anos, libera também a realização de um teste de formação de curta duração em poço já existente. O primeiro poço do projeto começou a ser perfurado em fevereiro.

Um acordo com a Seadrill prevê a utilização da sonda West Saturn para a perfuração de um poço e a realização do teste. Dependendo dos resultados, a empresa pode exercer a opção de utilizar a sonda para a perfuração dos demais seis poços.

Esta é a primeira campanha de perfuração liberada para a Statoil em área do pré-sal. A petroleira norueguesa comprou em 2016 a participação da Petrobras no projeto. Em outubro do ano passado, logo após arrematar o bloco Norte de Carcará, o consórcio formado entre Statoil, ExxonMobil e Galp informou uma nova reorganização societária no projeto.

A Statoil, que adquiriu a participação de 66% da Petrobras no BM-S-8 por US$ 2,5 bilhões, vendeu para a ExxonMobil metade dessa parcela por US$ 1,3 bilhão. Além disso, acertou a venda de 3,5% e 3%, respectivamente, da parcela de 10% que comprou da Queiroz Galvão E&P na área para a ExxonMobil e Galp, operação que movimentou mais US$ 250 milhões.

PetroRio na Foz do Amazonas

A PetroRio ampliou para cinco o número de poços que está licenciando para a perfuração na Bacia da Foz do Amazonas. A empresa iniciou o licenciamento de até dois poços na área do bloco exploratório FZA-M-254, que está a 350 km da cidade de Macapá, no estado do Amapá, em lâmina d’água que varia de 150 a 1600 m.

Assim como o bloco FZA-M-539, onde a PetroRio pretende perfurar até três poços exploratórios, o FZA-M-254 foi adquirido pela companhia em 2017 a partir da compra de 100% da Brasoil. A PetroRio também está licenciando uma campanha para aquisição de dados sísmicos na região.

Fonte: Macaé Offshore

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Os desafios da Indústria 4.0 no Brasil

2018-07-23T18:30:00.000-03:00

Reduzir custos, melhorar a produtividade, oferecer maior variedade de produtos com preços menores e qualidade superior: está aí o sonho de muitas empresas ao redor do mundo. No caminho para atingi-los de maneira rápida e eficiente, muitas têm usado cada vez mais tecnologia para interligar toda a cadeia de produção e assim atingir seus objetivos, em um conceito que se tornou mais conhecido nos últimos tempos como “Indústria 4.0”.

Na prática, além de realizar investimentos em produtos e serviços modernos, capazes de atender à demanda que a companhia precisa, é necessário ter profissionais cada vez mais qualificados, aptos a entender o processo produtivo de maneira mais ampla, pensando em logística, clientes e fornecedores de maneira conjunta.

Trata-se de um verdadeiro desafio, já que muitos países ainda possuem grande parte da mão-de-obra formada por profissionais focados no entendimento exclusivo do controle de máquinas. Por outro lado, nos Estados Unidos e em muitos locais da Ásia, como Japão, China, Taiwan e Coreia do Sul, o processo de formação de profissionais já é mais maduro, com investimento contínuo na modernização das estruturas industriais para manter a competitividade em longo prazo, especialmente na indústria eletrônica e automotiva.

No Brasil, essa é uma realidade ainda distante, mas há setores que têm empreendido esforços para trabalhar nessa expansão, em especial os de autopeças, agronegócio e alimentos e bebidas. Há ainda um movimento positivo da indústria e de instituições de ensino superior e técnico no sentido de entender e implantar iniciativas voltadas para a Indústria 4.0.

Ao adotar esse conceito na prática, as consequências positivas poderão ser percebidas de maneira rápida e eficaz. No setor de autopeças especificamente, a minimização de erros ao substituir processos humanos por dados integrados do chão de fábrica à esfera corporativa traz mais transparência, além de aumentar a qualidade e produtividade ao permitir rastrear toda a operação – reduzindo a níveis extremamente baixos o envio de peças incorretas para os clientes, por exemplo. Isso é possível ao integrar o uso de Tecnologia da Informação com a Tecnologia da Operação, ou seja, deixando de usar planilhas para execução de ordens de produção para automatizar esse processo com softwares.

Para alcançar com sucesso o caminho para a Indústria 4.0, sua implantação deve ser feita passo a passo, de maneira modular e escalável, oferecendo retorno de investimento atrativo, servindo assim como incentivo para futuras instalações.

Diante de tantas vantagens a serem conquistadas, a realidade da base industrial no Brasil mostra que há um longo caminho a ser trilhado para atingirmos um nível de maturidade expressivo. Além do treinamento de profissionais, é necessário que as lideranças da indústria sejam capazes de visualizar a importância desse tipo de investimento, passando a mensurar retornos financeiros tangíveis no curto prazo. Com esse tipo de estratégia, será possível vencer e acelerar o desenvolvimento desse canal no País, ampliando a atuação das empresas e garantindo ainda mais oportunidade de competição no ambiente atual.

Sobre o autor: Hélio Sugimura, gerente de marketing da Mitsubishi Electric do Brasil

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País deve limpar matriz energética a partir do transporte, defende instituto

2018-07-23T17:45:00.000-03:00

Limpar a matriz energética mundial com maior participação das energias renováveis é a mais importante estratégia global de descarbonização da economia. Mas no Brasil, com perfil de geração hidrelétrica, o debate adequado deveria ser diminuir a dependência ao petróleo e discutir um projeto de logística limpo e de longo prazo. Aqui, quando o foco é energia, o vilão da mudança climática são os transportes.

"Discutimos muito eletricidade e clima, mas esta é uma agenda mais internacional e tem menos importância para nós", diz André Luis Ferreira, diretor presidente do Instituto de Energia e Meio Ambiente (Iema). "No Brasil, transporte é chave neste debate".

O Iema, com sede em São Paulo, tem 12 anos, é conhecido por estudos e dados sobre energia e transporte, e atua no apoio à formulação de políticas públicas.

No Brasil, é sabido, o desmatamento é a maior fonte de emissões de gases-estufa. Mas se a lupa recai sobre a matriz energética, os transportes respondem por 42% das emissões de CO2 e a geração de eletricidade contribui com apenas 13%.

Se no Brasil o carvão mineral responde por 14% das emissões (fatia que sobe para 46% no mundo), a dependência do petróleo é evidente - 70% das emissões em comparação com 34% no mundo. "Nosso grande desafio é como sair da dependência ao petróleo", continua Ferreira.

Segundo dados de 2016, as emissões de CO2 da matriz energética foram 424 milhões de toneladas, sendo que transportes responderam por 204 milhões de toneladas de CO2.

Quando se faz um zoom no setor de transportes, o de cargas e o de passageiros dividem a responsabilidade sobre as emissões. Aqui, de novo, o foco do debate, na opinião de Ferreira, recai apenas sobre o transporte de passageiros. "Há um problema grande na logística que é pouco discutido".

As análises dos técnicos do Iema modelam origem e destino das cargas, quais mercadorias, quais os mercados consumidores, quanto segue para o exterior. E também as modalidades de transporte.

"É importante que a sociedade brasileira discuta a logística de transportes do país, com visão de longo prazo. Não há um projeto de Estado de logística no Brasil e não pode ser apenas de governos ou projetos", continua. "Com logística tem que se ter visão de longo prazo, de 30 anos, 40 anos. Não se muda uma matriz de transporte de cargas em três ou quatro anos, mas em décadas", continua. O Brasil deveria ter um plano com horizonte para 2050, defende.

Nesta questão, os gargalos que aparecem estão sempre concentrados no escoamento da produção de grãos, que é real, mas não é o único nó. Caminhões respondem por 59% do transporte de grãos. Mas estes 59% são apenas 6% de tudo o que é transportado por rodovia no Brasil.

Todas as outras cargas que não são grãos, minérios ou combustíveis usam o transporte rodoviário (87%), segundo os dados do Iema. "Precisamos de investimentos na rede de transporte para enfrentarmos todos os gargalos logísticos que temos e teremos", diz Ferreira.

Ele critica a forma como os projetos e modais de transporte tomam forma no Brasil. "Tem que ser mais do que um amontoado de projetos", diz ele. "A história do Brasil neste campo é puxada por projetos que nascem do interesse do setor privado, o que é legítimo, mas não pode ser só assim. O problema é não existir visão de Estado, de interesse público. O futuro não pode ser construído só pelo mercado."

Trata-se de um mosaico complexo e de muitas variantes. "Somos reféns dos caminhões", diz. De fato, 70% da carga geral no Brasil é produzida nas regiões Sul e Sudeste e, ao mesmo tempo, as duas regiões são o grande destino das cargas (60%), fatia que sobe para 75% se se considerar o que é exportado pelos portos do Sul e Sudeste.

Estas cargas percorrem distâncias curtas, nestas duas regiões. A dinâmica reduz o potencial de se ter ferrovias no Sul e Sudeste, que têm viabilidade econômica em distâncias mais longas.

"O que se espera é que o caminhão tenha menos relevância, no futuro, do que tem hoje", diz. "Mas mesmo com investimento, não se pode ter a ilusão que o caminhão deixará de ser importante para transportar cargas no Brasil".

Fonte: Valor

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Brasfels construirá e fará integração de módulo topside do FPSO 'Carioca MV30'

2018-07-23T16:33:00.000-03:00

A Keppel Fels Brasil foi contratada pela Modec Sistemas de Produção Offshore (Cingapura), parte do grupo Modec, para realizar a fabricação e integração do módulo topside do FPSO "Carioca MV30", uma embarcação flutuante de armazenamento e descarregamento de produção (FPSO, Floating Production Storage and Offloading). Esta é a sexta colaboração do FPSO entre a Keppel FELS Brasil e a Modec.

Em Cingapura, a Keppel Shipyard (Estaleiro Keppel) foi encarregada da conversão de um navio de GNL em uma Unidade Flutuante de Armazenamento e Regaseificação (FSRU) por um operador global líder de navios de produção de petróleo e gás.

Chris Ong, CEO da Keppel O & M, disse: "A Keppel O & M tem um forte histórico em produção, armazenamento, gaseificação ou navios de liquefação, tendo entregado com sucesso mais de 130 dessas unidades ao longo dos anos.

"O FPSO "Carioca MV30" é o nosso 11º projeto de FPSO para o Brasil e, como o estaleiro mais estabelecido no Brasil, a BrasFels está bem posicionada para entregá-lo. Enquanto isso, para o estaleiro Keppel, esta é a nossa quarta conversão e faz parte do nosso conjunto abrangente de soluções para a cadeia de valor do gás."

O estaleiro BrasFels, unidade da Keppel Fels Brasil em Angra dos Reis, Rio de Janeiro, Brasil, iniciará a fabricação dos módulos do FPSO no quarto trimestre deste ano.

Quando concluído, o FPSO "Carioca MV30" terá capacidade para processar 180 mil barris de petróleo bruto por dia (bpd) e 212 milhões de metros cúbicos de gás por dia. A capacidade de armazenamento da unidade é de 1,4 milhão de barris de petróleo bruto.

O FPSO será implantado no campo Sepia, localizado na região do pré-sal na Bacia de Santos, a cerca de 250 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, Brasil.

Sateesh Dev, presidente e CEO da Modec, disse: "O Brasil continua a aumentar sua capacidade de produção para explorar suas significativas reservas de petróleo e gás. A Modec está comprometida em apoiar as aspirações de energia do país e está feliz em ter um bom parceiro. A BrasFels tem sido nosso estaleiro de escolha no Brasil por causa de sua confiabilidade, custo-eficiência e capacidade para atender às nossas necessidades."

Para o projeto de conversão da FSRU, além dos trabalhos de reparo e extensão de vida, a Keppel Shipyard realizará engenharia, instalação e integração de estaleiros do módulo de regaseificação e modernização do sistema de movimentação de carga. Com entrega prevista para o final de 2018, a FSRU será capaz de regaseificar até 750 milhões de pés cúbicos padrão de gás natural por dia.

A Keppel Shipyard já entregou três FSRUs, incluindo a primeira conversão FSRU do mundo. Com o aumento na demanda por GNL na geração de energia, as FSRUs são uma solução de armazenamento, regaseificação e proteção rápida, flexível, econômica, segura e que é adequada para implantação em áreas remotas com menores necessidades de energia.

Fonte: Portos&Navios

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OPERAÇÃO MARÍTIMA QUE TROUXE A PLATAFORMA P-67 DA CHINA PARA O RIO DE JANEIRO É INÉDITA EM TODO MUNDO

2018-07-23T15:18:00.000-03:00

A chegada da Plataforma P-67 ao Rio de Janeiro, onde está está ancorada na Baia da Guanabara para os últimos ajustes antes de seguir para o Campo de Lula Norte, trouxe também uma operação inédita. Foi a maior operação de transporte de um navio plataforma já realizada no mundo, onde foi usado o navio Boka Vanguard. A embarcação saiu da China e levou 45 dias trazendo a P-67, plataforma de produção de petróleo da Petrobrás que irá operar nos campos de pré-sal da Bacia de Santos. O Boka Vanguard é um navio do tipo “Heavy Transport Vessel” (HTV) e tem 275 metros de comprimento e capacidade de transportar até 117 mil toneladas. Para se ter uma ideia da dimensão, o navio tem capacidade de transportar o peso equivalente a cerca de 300 aviões intercontinentais.

Os dois navios têm certificado de classificação (certificação técnica) do Bureau Veritas, líder mundial em Teste, Inspeção e Certificação (TIC). Sérgio Mello, Diretor de Desenvolvimento da divisão Maritima & Offshore do Grupo Bureau Veritas no Brasil disse que a “A classificação atesta a conformidade dos navios aos mais avançados critérios técnicos, com impactos positivos à segurança das operações, das pessoas e do meio ambiente. O Bureau Veritas tem em seu registro mais de 11.000 navios totalizando cerca de 117 milhões de toneladas de arqueação brutas classificadas e é um dos membros fundadores do IACS, o órgão que harmoniza regras e padrões técnicos internacionais na área marítima”.

Primeira Sociedade Classificadora da história, o Bureau Veritas verifica e atesta a solidez e a segurança dos navios, que assim operam seguindo as melhores práticas e com menor risco ao meio ambiente, através de sua divisão Marítima e Offshore. As duas embarcações envolvidas nesta operação de “dry-tow” (reboque a seco, quando a plataforma vem sobre outro navio que a transporta) são classificadas pelo Bureau Veritas, que além da emissão dos certificados de Classe é também responsável pela emissão dos certificados exigidos pelas Autoridades Marítimas, tais como o Certificado de Prevenção da Poluição, Certificado de Segurança (MODU Code) e Certificado de Borda-Livre (linhas de carga).

Fonte: Petronotícias

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REDE DE RECARGA PERMITIRÁ VIAGEM COMPLETA POR CARRO ELÉTRICO ENTRE RIO E SÃO PAULO

2018-07-23T14:12:00.000-03:00

Os carros elétricos ainda são uma realidade distante da vida do brasileiro. Mesmo assim, as empresas do setor automotivo começam a fazer investimentos na área. O mais recente deles é uma rede de postos com pontos de recarga entre Rio de Janeiro e São Paulo. Segundo as empresas que lideram o projeto, a BMW e EDP, será possível agora fazer uma viagem entre as duas cidades totalmente movido por um veículo elétrico.

Os pontos de recarga estão em seis postos da rede Ipiranga nas cidades paulistas de Guararema, São José dos Campos, Guaratinguetá e Queluz. No Rio, há duas unidades na cidade de Piraí. Ao todo, foram investidos cerca de R$ 1 milhão na instalação dos pontos de recarga, de acordo com as empresas envolvidas no projeto. O abastecimento poderá ser feito por até dois veículos ao mesmo tempo em cada estação.

A maior distância entre os postos de recarga será de 122 km. Em média, os veículos elétricos tem autonomia para trafegar 160 km sem necessidade de abastecimento. O tempo de recarga dos automóveis será de cerca de 25 minutos, o suficiente para elevar a bateria a 80% de sua capacidade.

Fonte: Petronotícias

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Início de operação de novas plataformas dão impulso à Petrobrás

2018-07-23T12:59:00.000-03:00

RIO - Depois de quatro anos praticamente estagnada, a produção da Petrobrás vai dar um salto expressivo em 2019, com o início da operação das seis plataformas que estão chegando este ano. A mais recente, a P-67, partirá em três semanas da Baía da Guanabara, no Rio, para o campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos.

O campo de Lula já responde por quase metade da produção nacional de petróleo e gás natural, com 1,1 milhão de barris diários. A produção total é de 2,6 milhões de barris diários. Lula também receberá até o fim do ano a P-69, completando o sistema definitivo de produção do campo de Lula, informou o diretor de Desenvolvimento de Produção e Tecnologia da Petrobrás, Hugo Repsold.

As unidades estão sendo destinadas aos campos do pré-sal porque a região tem custos mais baixos de extração, por causa do grande volume produzido em comparação aos campos do pós-sal, que até 2006, quando o pré-sal foi descoberto, eram o foco da companhia.

Em alta. “O ano de 2019 vai ser espetacular para a Petrobrás. A produção do pré-sal continua subindo e vai compensar a queda que está sendo verificada nos campos maduros, que precisam ser vendidos pela empresa”, diz o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie) Adriano Pires. A Petrobrás anunciou um plano de desinvestimento que inclui a venda de parte de alguns campos produtores, o que, com o declínio da produção de campos antigos, reduz a produção total da companhia.

Segundo Pires, enquanto no primeiro semestre a produção do pré-sal subiu 7,5%, a queda de produção dos campos maduros foi da ordem de 12,5%. Com a chegada das novas plataformas, esse declínio deverá afetar menos a companhia, avalia.

Fonte: Denise Lima, O Estado de S. Paulo

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Produção de petróleo da Petrobras no Brasil cai em junho pelo 2º mês

2018-07-23T11:31:00.001-03:00

A produção de petróleo da Petrobras no Brasil caiu em junho pelo segundo mês consecutivo, com recuo de 1,5 por cento ante maio, para uma média de 2,03 milhões de barris por dia (bpd), informou a companhia nesta segunda-feira.

Em maio, a produção da empresa já havia diminuído em relação a abril, quando, por sua vez, registrou aumento ante março.

Conforme a estatal, o desempenho de junho deve-se, “principalmente, à parada para manutenção do FPSO Cidade de Paraty, localizado no campo de Lula no pré-sal da Bacia de Santos, e à cessão de 25 por cento da participação do campo de Roncador para a Equinor, concluída em 14 de junho”.

Quanto à produção de gás natural no Brasil, esta foi de 78,2 milhões de metros cúbicos por dia em junho, queda de 3,4 por cento ante maio em razão dos mesmos motivos, disse a Petrobras em nota.

A empresa informou que sua produção total de petróleo e gás, incluindo líquidos de gás natural (LGN), foi de 2,62 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) no mês passado, sendo 2,53 milhões boed produzidos no Brasil e 98 mil boed no exterior.

Em âmbito internacional, a produção de petróleo foi de 60 mil bpd, volume 2,3 por cento acima do mês anterior, “devido ao aumento de produção em campos na Nigéria”. Já a produção de gás natural no exterior foi de 6,4 milhões de metros cúbicos por dia, em linha com o produzido em maio.

Fonte: Por José Roberto Gomes, da Reuters

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Petroleira Total avalia aquisições de projetos de energia limpa no Brasil

2018-07-23T11:14:00.000-03:00

A petroleira Total está empolgada com o potencial do Brasil para investimentos em energia limpa, principalmente após uma parceria com a Petrobras, o que pode tornar o país um dos alvos preferenciais de seu braço de geração renovável Total Eren.

A companhia inclusive avalia novas aquisições no Brasil após a compra recente de projetos solares, revelou à Reuters o chefe da Total Eren no país, Pierre Emmanuel Moussafir.

Em meio a um crescente interesse das gigantes de petróleo e gás por tecnologias de energia renovável, a Total e a estatal Petrobras anunciaram no início do mês um memorando de entendimento pelo qual avaliarão em conjunto oportunidades de negócio em geração eólica onshore e energia solar no país.

“O Brasil representa um país muito estratégico para nós, especialmente no contexto da parceria que estamos criando junto à Petrobras e nossa acionista estratégica, a Total”, disse Moussafir.

A empresa possui um total de cerca de 1 gigawatt em empreendimentos de geração renovável em construção e operação ao redor do mundo, dos quais 140 megawatts são projetos solares já concluídos ou com obras em andamento no Brasil.

Segundo Moussafir, a Total Eren não trabalha com metas regionais, mas tem um objetivo de alcançar 3 gigawatts em capacidade global até 2022.

“No Brasil, em particular, nossas ambições são elevadas: há um mercado de eletricidade bem estável e maduro, assim como a possibilidade de se alcançar um volume maior”, afirmou o executivo, em respostas por e-mail.

“Nossa principal força é ter agilidade e flexibilidade suficientes para nos movermos rapidamente quando vemos que uma região pode se beneficiar do desenvolvimento de sua capacidade em renováveis”, adicionou.

No Brasil, a companhia trabalha no momento na construção de um projeto fotovoltaico de 25 megawatts na Bahia e três usinas em um total de 90 megawatts em São Paulo.

Quando concluídos, os empreendimentos vão se somar a uma usina de 25 megawatts já em operação, também na Bahia.

Todos os empreendimentos foram adquiridos pela Total Eren junto a desenvolvedores que já haviam conseguido contratos de longo prazo para a venda da produção após leilões realizados pelo governo federal para novos projetos de geração.

“No Brasil, nossa estratégia é dupla: nós estamos trabalhando para executar adequadamente e no prazo nosso portfólio atual. Em paralelo, estamos considerando novas aquisições, incluindo para apoiar desenvolvedores em sua participação nos futuros leilões”, afirmou Moussafir.

Ele não deu detalhes, mas disse que o interesse da empresa é em projetos de energia eólica e solar.

Pelas regras da parceria fechada junto à Petrobras, a estatal brasileira terá direito de preferência para se associar à Total Eren em eventuais novos negócios com usinas eólicas ou solares no país.

Segundo Moussafir, o fato de os primeiros negócios da Total Eren no Brasil terem focado a energia solar foi apenas uma coincidência, uma vez que o segmento começava a crescer no país justamente no momento da estreia local da empresa.

Além do Brasil, a Total Eren tem desenvolvido projetos também em outros países da América do Sul, com destaque para a Argentina, onde o portfólio soma 150 megawatts em empreendimentos eólicos e 30 megawatts solares.

A empresa de energia renovável passou a ter a Total como acionista estratégico no final de 2017, quando a petroleira francesa adquiriu uma participação indireta de 23 por cento no negócio.

Obras e financiamento

As projeções da Total Eren são de que seu próximo projeto solar na Bahia comece a operar em novembro de 2018, enquanto as usinas em implementação em São Paulo deverão iniciar a produção em junho do ano que vem.

Com a concentração de esforços no desenvolvimento desses projetos, a empresa provavelmente não irá participar da próxima licitação do governo brasileiro para viabilizar novas usinas de geração, agendada para 31 de agosto, segundo Moussafir.

Ele adicionou, no entanto, que a participação ou não ainda está em estudo dentro do grupo.

Enquanto isso, a companhia tem buscado estruturar o financiamento dos empreendimentos atualmente em construção no país.

A usina BJL 4, na Bahia, deverá buscar um empréstimo junto ao Banco do Nordeste do Brasil (BNB), além de recursos junto a bancos comerciais, que ainda não foram selecionados.

As usinas em São Paulo, por sua vez, deverão ser financiadas junto a bancos locais e internacionais. A empresa provavelmente não negociará empréstimos do BNB nem do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) para o empreendimento, uma vez que ele foi projetado para utilizar módulos importados.

No primeiro projeto no país, a usina BJL 11, também na Bahia, a Total Eren financiou as obras por meio de um empréstimo do BNB, além de crédito adicional junto ao Itaú BBA e ao BNP Paribas.

Fonte: Por Luciano Costa, da Reuters

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Petrobras busca parceiro para revitalizar campos terrestres

2018-07-16T16:38:00.001-03:00

A Petrobras lançou, em maio, licitação para contratar empresa prestadora de serviço para a revitalização de campos terrestres do Polo Canto do Amaro, no Rio Grande do Norte, na Bacia Potiguar.

Pelo contrato de serviço, que terá prazo de 15 anos, a empresa vencedora fará investimentos e aportará conhecimento e tecnologias com o objetivo de elevar o fator de recuperação dos campos e, assim, aumentar o retorno para a Petrobras.

A empresa vencedora, segundo a petroleira, terá sua remuneração baseada no resultado da produção total obtida pela Petrobras no Polo Canto do Amaro. O plano foi noticiado pela primeira vez pela Reuters em junho.

“Essa é a primeira vez que a companhia utiliza esse modelo de negócio, derivado de iniciativa estratégica que busca soluções de projeto através de serviços com aporte tecnológico, para a revitalização e aumento do fator de recuperação em campos maduros”, disse a Petrobras em comunicado à Reuters na noite de quinta-feira.

A partir dos resultados alcançados, a estatal vai avaliar a aplicação do modelo em outros projetos, segundo a Petrobras.

Pelo modelo, a empresa contratada será responsável por todo o investimento a ser feito nos campos e pelo custo de operação e manutenção de todos os poços e abandono dos poços por ela perfurados.

Além disso, a Petrobras continuará como operadora dos campos, detentora das reservas e responsável pelos outros custos de operação do sistema de produção.

O acordo representaria um novo caminho para a endividada petroleira impulsionar a produção em campos maduros, sem perder o controle ou arriscar capital.

Tal acordo também permitiria que empresas de serviços de petróleo usassem equipamentos caros ociosos por anos durante a desaceleração da indústria de petróleo no Brasil. O setor foi prejudicado pelos baixos preços do petróleo e por um enorme escândalo de corrupção na Petrobras.

A Reuters publicou anteriormente que tanto a Schlumberger quanto a Halliburton estavam preparando ofertas para o projeto. Ambas as companhias preferiram não comentar quando procuradas nesta sexta-feira.

A Petrobras não informou quando a companhia ganhadora será definida.

Fonte: Reuters

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Balança comercial de petróleo e gás é positiva em US$ 3,2 bi até maio

2018-07-16T16:33:00.000-03:00

O Brasil acumulou nos primeiros cinco meses de 2018 um saldo positivo de US$ 3,196 bilhões no comércio exterior de petróleo, derivados e gás natural, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustível (ANP) atualizados em 2 de julho.

O superávit foi obtido principalmente por meio da exportação de petróleo, que teve um saldo de US$ 7,177 bilhões nos primeiros cinco meses do ano. As exportações de petróleo somaram US$ 8,847 bilhões, enquanto as importações somaram US$ 1,670 bilhão.

O gás natural, por sua vez, pesa contra a balança comercial, uma vez que o Brasil apenas importa e não exporta o recurso. Até maio de 2018, foram importados US$ 788 milhões, segundo a ANP.

Catálogo da Indústria Marítima

No caso dos derivados de petróleo, há exportações e importações, mas o saldo também é negativo em US$ 3,191 bilhões. As importações foram de US$ 5,820 bilhões e as exportações totalizaram US$ 2,628 bilhões.

O comércio exterior de petróleo, derivados e gás natural até maio de 2018 já está próximo do resultado de 2017, que teve um saldo positivo de US$ 3,598 bilhões.

De janeiro a maio, o saldo médio mensal chegou a US$ 639 milhões. Se esse resultado médio obtido se mantiver em todos os meses até o fim do ano, o superávit da balança comercial pode passar dos US$ 7,6 bilhões para petróleo, derivados e gás natural, somatório que superaria o resultado de 2017 em mais de 100%.

Fonte: Agência Brasil

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LEILÕES DESTE ANO VÃO DEMANDAR US$ 500 MILHÕES EM NOVOS NEGÓCIOS

2018-07-16T16:22:00.001-03:00

O mercado petrolífero ainda está caminhando em seu processo de retomada, mas as perspectivas para o futuro são bastante positivas. A constatação é da Firjan, que lançou recentemente a nova versão de seu Anuário da Indústria do Petróleo. Uma das previsões feitas no documento indica que há mais de US$ 500 milhões em investimentos para exploração a partir das rodadas deste ano. Os recursos seriam aplicados em levantamento e processamento de dados geofísico; perfuração, perfilagem, cimentação e completação de poços; estudos sísmicos; e afretamento e operação de embarcações especiais (sondas e apoio marítimo).

O estudo também afirma que até 2021, são previstas a entrada em operação de 12 sistemas de produção offshore nos mares fluminenses. “O novo ciclo de oportunidades em P&G no país finalmente se iniciou. Nos leilões do ano passado e deste ano pudemos visualizar, o apetite dos investidores, evidenciando a força do Brasil e de suas reservas. Precisamos continuar mantendo essa sinergia para prosperar no futuro”, comentou o presidente da Firjan, Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, durante o evento de lançamento.

O Anuário da Indústria de Petróleo foi realizado com base em dados divulgados pela ANP e pela U.S. Energy Information (EIA), além de contar com artigos de renomadas instituições do mercado. Segundo o estudo, 30% da produção de óleo do país vêm do Campo de Lula, enquanto 44% da produção do estado do Rio em 2017 sai da Bacia de Santos. O anuário ainda afirma que a arrecadação de participações governamentais aumentou 83% em comparação a 2016. Em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I), o mercado registrou montante de R$ 88,7 milhões em 2017, em face dos R$ 33,6 milhões no ano anterior.

Fonte: Petronoticias

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DICIONÁRIO DO PETRÓLEO EM PORTUGUÊS GANHA SEGUNDA EDIÇÃO

2018-07-16T16:19:00.000-03:00

No próximo dia 18 de julho, o Dicionário do Petróleo em Língua Portuguesa ganhará uma segunda edição, com informações sobre os novos modelos regulatórios e as descobertas do pré-sal. Com 9.483 verbetes, um glossário inglês-português e um siglário com 1.180 termos, a nova versão da publicação terá tiragem de dois mil exemplares e, novamente, é um lançamento das editoras PUC-Rio e Lexikon.

“O lançamento da segunda edição foi motivado pelos novos modelos regulatórios e as descobertas do pré-sal, condições não existentes no momento da primeira edição, de 2008, e que, obviamente, introduziram diversas variáveis até então desconhecidas. Além disso, a primeira edição está esgotada“, afirma o professor Eloi Fernández y Fernández (foto), um dos autores da obra. O livro também é assinado pelo geólogo António Correia de Pinho, e o ex-presidente da PPSA Oswaldo Pedrosa Junior.

Os autores se uniram a outros cerca de 80 profissionais e acadêmicos da área para o lançamento da nova edição. “Selecionar esta equipe é um fator determinante para garantir a qualidade do dicionário. São parceiros reconhecidos no setor de óleo e gás, com grande experiência acumulada, e vários deles também participaram da primeira edição, que acabou se tornando uma obra de referência na área“, reforça Fernández.

O dicionário também está disponível gratuitamente neste link. O evento de lançamento acontecerá na sede do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), no Centro do Rio de Janeiro, a partir das 18h.

Fonte: Petronotícias

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Arrecadação com petróleo aumenta 43% no estado de São Paulo

2018-07-16T15:49:00.001-03:00

O estado de São Paulo arrecadou R$ 1,7 bilhão em royalties e participações especiais sobre a exploração e produção de petróleo no primeiro semestre de 2018, segundo levantamento da Secretaria de Energia e Mineração do governo paulista. O valor é 43,1% maior em relação ao mesmo período do ano anterior.

A estimativa do governo é que o valor passe de R$ 3 bilhões no acumulado do ano. Em 2017, os royalties e participações especiais totalizaram R$ 2,5 bilhões.

Do total captado neste ano, R$ 989,1 milhões foram destinados ao governo do Estado e R$ 34,3 milhões aos municípios. “Esses recursos são fundamentais, ainda mais nesse momento de retomada da atividade econômica onde as arrecadações ainda estão em um patamar baixo. Com o crescimento dos royalties, as prefeituras têm uma excelente oportunidade de investir em áreas fundamentais para o seu desenvolvimento”, disse o secretário paulista de Energia e Mineração, João Carlos Meirelles.

A participação paulista atingiu no ano passado a marca de 12,5% da produção nacional de petróleo. Com a entrada em produção dos poços de petróleo do pré-sal na bacia de Santos, o estado de São Paulo vem registrando, nos últimos 10 anos, aumento da atividade. Em 2017, São Paulo teve uma média de 328.689 barris de petróleo por dia, o que representa aumento de 17,3% em relação ao ano anterior. A produção nacional registrou aumento de 4,4%.

Segundo dados da secretaria, Ilhabela é o município que mais arrecada as chamadas participações governamentais no estado. Até junho deste ano, a cidade recebeu R$ 311,5 milhões, seguida de São Sebastião com R$ 56,3 milhões e Caraguatatuba com R$ 53,8 milhões. Os três municípios, localizados no Litoral Norte do estado, receberam o equivalente a 63% do total das cidades paulistas.

Produção

A produção de petróleo e gás do estado vem de seis campos localizados na plataforma continental da Bacia de Santos no litoral de São Paulo. Atualmente, Sapinhoá, localizado no pré-sal da bacia de Santos, é o maior campo paulista de produção de petróleo. Além disso, a atividade petroleira na região foi incrementada com a entrada em operação do campo de Lapa, também localizado no pré-sal.

“Essa curva [na produção de petróleo] que cresceu de maneira exponencial é por causa dessa implementação do projeto de desenvolvimento do campo [Sapinhoá]. Por isso a arrecadação decorrente da atividade de produção e exploração de petróleo na costa de São Paulo, por causa desse resultado da bacia de Santos, passou a ser extremamente significativa e veio quebrando recordes”, disse o subsecretário de Petróleo e Gás, Dirceu Abrahão.

Abrahão disse que o governo vê “um horizonte extremamente positivo” de arrecadação de recursos em relação à produção e exploração de petróleo no estado a partir da descoberta de um outro campo chamado Carcará, também na Bacia de Santos. “É um campo de alto potencial que vai entrar em produção já em 2023. Já há investimentos. E recentemente teve uma área chamada Uirapuru, que ainda é um projeto exploratório, próximo a Carcará, que também tem um potencial gigantesco de descobertas”, contou.

Fonte: Exame

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Produção de gás natural no brasil bate recorde

2017-09-07T11:00:00.002-03:00

A produção de gás natural no Brasil em julho totalizou 115 milhões de metros cúbicos por dia (m3/d), superando os 111,8 MMm3/d registrados em dezembro de 2016. O volume representa um aumento de 3,5% em relação ao mês anterior e de 7,3% em relação a julho de 2016.

Já a produção de petróleo totalizou 2,623 milhões de barris por dia (bbl/d), uma redução de 1,9% na comparação com o mês anterior e um aumento de 1,5% em relação ao mesmo mês em 2016. A redução em relação a junho se deve, principalmente, à parada programada da plataforma P-58, que opera na área denominada "Parque das Baleias" (áreas de desenvolvimento de Jubarte, Baleia Azul, Baleia Franca e Baleia Anã).

A produção total de petróleo e gás natural no País foi de aproximadamente 3,346 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). O boletim completo está disponível em https://www.anp.gov.br/wwwanp/publicacoes/boletins-anp/2395-boletim-mensal-da-producao-de-petroleo-e-gas-natural.

Pré-sal

A produção do pré-sal em julho totalizou aproximadamente 1,613 milhão de barris de óleo equivalente por dia, uma redução de 4,3% em relação ao mês anterior. A produção, oriunda de 80 poços, foi de 1,293 milhão de barris de petróleo por dia e 51 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. A produção do pré-sal correspondeu a 48,2% do total produzido no Brasil. 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 mês alcançou 96,3%. A queima de gás em julho foi de 4,2 milhões de metros cúbicos por dia, uma redução de 6,3% se comparada ao mês anterior e de 3,5% 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, 789 mil bbl/d de petróleo e 34,2 milhões de m³/d de gás natural.

Os campos marítimos produziram 95,2% do petróleo e 77,6% do gás natural. A produção ocorreu em 8.234 poços, sendo 751 marítimos e 7.483 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,3% do petróleo e gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.090. Marlim, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 61.

A FPSO Cidade de Mangaratiba, localizada no campo de Lula, produziu, por meio de 6 poços a ela interligados, 188,5 mil boe/d e foi a UEP (Unidade Estacionária de Produção) com maior produção.

Outras informações

Em julho de 2017, 304 concessões, operadas por 25 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são concessões marítimas e 225 terrestres. Vale ressaltar que, do total das concessões produtoras, duas encontram-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD), e outras sete são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

O grau API médio foi de 26,7, sendo 36,1% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 47,2% óleo médio (>=22 API e <31 16="" api="" e="" leo="" p="" pesado="">

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 128,8 mil boe/d, sendo 104,6 mil bbl/d de petróleo e 3,8 milhões de m³/d de gás natural. Desse total, 123,6 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 5,2 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 327 boe/d em Alagoas, 2.476 boe/d na Bahia, 74 boe/d no Espírito Santo, 2.121 boe/d no Rio Grande do Norte e 206 boe/d em Sergipe.

Fonte: ANP

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BRASIL E CHINA NEGOCIAM CONCLUSÃO DA USINA NUCLEAR ANGRA 3

2017-09-07T10:16:00.000-03:00

Um memorando de entendimento para promover ainda mais a cooperação em energia nuclear foi assinado entre a China National Nuclear Corporation (CNNC) e a Eletrobrás e a Eletronuclear. O acordo abrange a conclusão da unidade 3 de Angra e possíveis projetos de acompanhamento. O memorando de entendimento foi assinado pelo presidente do conselho da CNNC, Wang Shoujun, o superintendente das operações no exterior da Eletrobrás, Pedro Luiz de Oliveira Jatobá, e o Presidente da Eletronuclear Bruno Campos Barretto. O acordo foi assinado durante uma reunião do presidente chinês Xi Jinping e o presidente brasileiro Michel Temer, em Pequim.

A Eletrobrás disse na oportunidade que um aprofundamento da cooperação bilateral para usos pacíficos da energia nuclear, destaca “ os interesses comuns no estabelecimento de uma futura parceria para a conclusão da Angra 3″. A CNNC disse que funcionará com a Eletrobrás e a Eletronuclear para “ Promover a construção de projetos da Angra 3 e futuras usinas nucleares.”

Este é o terceiro memorando de intenções assinado entre a Eletronuclear com o CNNC. O primeiro foi Em 2015. Em dezembro de 2016, a Eletronuclear assinou um memorando de entendimento bilateral com o CNNC para orientar a cooperação na retomada da construção de Angra 3, que começou em 1984. Nessa fase, cerca de 70% do equipamento da fábrica já havia sido comprado e entregue ao site. Um retorno à construção foi aprovado em 2007, e um acordo industrial para a conclusão da unidade foi assinado com a Areva em dezembro de 2008.

Dois consórcios brasileiros venceram os contratos. Um para montagem eletromecânica, associado ao sistema primário do reator. O outro para o trabalho secundário. No entanto, a Eletrobrás suspendeu os dois contratos, depois da desistência de 95% das empresas que venceram as licitações e da falta de pagamento da estatal aos dois consórcios e mais as obras de engenharia civil. Em março de 2017, o governo anunciou que planejaria vender o Angra 3 até 2018. O Conselho Nacional de Política Energética, em junho deste ano, analisou maneiras de reiniciar a construção, mas o governo espera que levará cerca de cinco anos e US$ 2,9 bilhões para completar a unidade.

Fonte: Petronotícias

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França quer encerrar produção de petróleo e gás no país até 2040

2017-09-07T09:34:00.000-03:00

A França planeja aprovar uma legislação neste ano para acabar com toda a exploração e produção de gás e petróleo em seu território e em seus domínios ultramarinos até 2040, tornando-se o primeiro país a tomar uma medida como essa, segundo um projeto preliminar apresentado nesta última quarta-feira.

O presidente Emmanuel Macron quer tornar a França um país neutro em carbono até 2050, e o plano para conter as emissões de gases do efeito estufa é abandonar os combustíveis fósseis, culpados por contribuir com o aquecimento global.

Segundo o projeto preliminar, apresentado em encontro ministerial, a França não irá mais garantir licenças para exploração. E a prorrogação de concessões atuais será gradualmente limitada até que elas se encerrem em 2040, quando o país pretende também acabar com as vendas de veículos a diesel e gasolina.

Mas a decisão é amplamente simbólica, uma vez que a França produz apenas 6 milhões de barris de hidrocarbonetos por ano, o que representa apenas 1 por cento de seu consumo.

A França continuará a importar e refinar petróleo.

O ministro da Ecologia, Nicolas Hulot, disse após o encontro ministerial que a decisão mostra o comprometimento da França com as metas para combater a mudança climática e que o país quer convencer outros a segui-lo.

A lei pode afetar companhias como a petroleira francesa Total, que embora tenha descontinuado a exploração de petróleo em território francês, tem licenças para explorar áreas em territórios ultramarinos, como a costa da Guiana Francesa. A empresa não comentou imediatamente.

Fonte:Por Bate Felix e Benjamin Mallet, da Reuters

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Novo presidente da Petrobras defende revisão da lei do pré-sal

2016-06-07T20:57:00.001-03:00

O novo presidente da Petrobras, Pedro Parente, defendeu na última quinta-feira, uma revisão da lei do pré-sal e maiores parcerias para investimentos na estatal.

Em seu discurso de posse durante a cerimônia de transmissão do cargo, na sede da estatal, Parente criticou políticas de conteúdo local, que classificou como “amarras dogmáticas”. Segundo ele, essas exigências obrigam a empresa a comprar no país equipamentos que teriam um custo e prazo inferiores se adquiridos no mercado internacional.

A regra criada no governo Lula também determina que a Petrobras tenha uma participação mínima obrigatória de 30% em todos os campos do pré-sal.

“Como está, a lei não atende aos interesses da empresa nem do país. Se a exigência não for revista, a consequência é retardar sem previsão a exploração do pré-sal. Além disso, restringe a liberdade de escolha da empresa”, argumentou Parente.

Ele destacou que as políticas de conteúdo local, enquanto necessárias, precisam incentivar inovação, parcerias e “produção com custos e prazos adequados”.

O novo presidente da estatal citou “euforia e triunfalismo no discurso recente” como uma das principais causas da crise da empresa, pano de fundo para a corrupção. Segundo ele, “projetos irreais” das gestões anteriores são responsáveis por boa parte da dívida da companhia. “Apenas um terço da dívida é do pré-sal”, disse.

“A Petrobras foi vítima de uma quadrilha organizada, que aproveitou de seus quadros para sustentar seus projetos pessoais e de poder”, acusou.

Parente disse que em 120 dias a empresa vai apresentar um novo plano de negócios com os rumos desejados pela nova administração da companhia.

Fonte: Folha UOL

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Seminário de Gás Natural debate oportunidades na crise em julho

2016-06-07T20:41:00.001-03:00

Estão abertas as inscrições para a 17ª edição do Seminário de Gás Natural. Considerado um dos mais relevantes fóruns para debates sobre os temas do setor, o evento será realizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), nos dias 26 e 27 de julho, no Windsor Florida Hotel, no Rio de Janeiro. Os interessados em participar podem se inscrever aqui.

Com o tema “Repensando a Indústria em um Novo Cenário”, a edição de 2016 vai debater as novas perspectivas, desafios e oportunidades do setor em tempos de crise. A agenda prevê a discussão de temas como a oferta e demanda de gás natural no país, desafios e oportunidades da monetização e a atração de investimentos diante do novo cenário. Avaliações sobre o impacto das mudanças do cenário geopolítico mundial no setor com a redução do preço do gás e da restruturação do mercado mundial com aquisições e fusões de empresas também são temas que serão abordados.

Para o gerente de gás natural do IBP, Jorge Delmonte, o Seminário sobre Gás Natural já se consolidou como um dos mais relevantes fóruns para debates sobre os temas prioritários na agenda do setor. “Atualmente o gás tem relevância estratégica no cenário energético mundial, inclusive no Brasil. No entanto, para que ele ocupe em nosso país o mesmo espaço que vem ganhando no mundo, muitos desafios precisam ser superados por esta indústria”, diz.

Fonte: Macaé Offshore

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Porto do Açu inaugura terminais para petróleo, combustíveis e cargas

2016-06-07T20:34:00.000-03:00

Nesta terça-feira (07), o Porto do Açu, operado pela Prumo (ex-LLX), inaugura nesta terça-feira, 7, três terminais: de petróleo, combustíveis e multicargas. O investimento foi de mais de R$ 1,5 bilhão, segundo a Prumo. O terminal de petróleo, o T-Oil, é operado em parceria com a alemã Oiltank. O de combustíveis, o Tecma, com a BP Marine, e multicargas, o T-Mult, será utilizado por um conjunto de clientes, em regime de arrendamento. Serão gerados 6 mil empregos diretos e indiretos.

O terminal de petróleo começa a operar, de fato, em agosto, atendendo a Shell/BG, que deve movimentar 200 mil barris por dia no local, podendo chegar a 320 mil barris por dia. Já no terminal de combustíveis haverá movimentação de combustíveis marítimos. Hoje, o terminal recebe óleo diesel importado.

Fonte: Macaé Offshore

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Produção de petróleo ultrapassa 1 milhão de bpd na área do pré-sal

2016-06-07T20:30:00.002-03:00

A produção de petróleo operada pela Petrobras no pré-sal brasileiro alcançou, no último dia 8 de maio, um novo recorde ao superar o patamar de 1 milhão de barris por dia (bpd). Desse total, mais de 70% do volume produzido correspondem à parcela da Petrobras. Com isso, os campos do pré-sal localizados nas bacias de Santos e de Campos já respondem, hoje, por cerca de 40% da produção de petróleo operada pela Petrobras no Brasil.

Esse resultado foi alcançado em menos de dez anos após a descoberta dessas jazidas, ocorrida em 2006. E em menos de dois anos depois de atingida a produção de 500 mil barris por dia, em julho de 2014. Isso comprova não só a viabilidade técnica e econômica do pré-sal, como também a sua alta produtividade. Em termos comparativos, o primeiro milhão de barris diários de petróleo produzido pela Petrobras só foi alcançado em 1998, decorridos 45 anos da sua criação.

O recorde de agora foi obtido com a contribuição de apenas 52 poços produtores, o que comprova o excelente retorno dos investimentos no pré-sal. É importante ressaltar que o primeiro milhão de barris produzido por dia pela companhia, em 1998, foi obtido com a contribuição de mais de 8 mil poços produtores.

“Os projetos de produção do pré-sal são, hoje, a principal aposta e foco de investimentos da Petrobras, por sua importância estratégica e alta rentabilidade. Eles são a garantia, junto aos demais projetos do nosso portfólio, de maior previsibilidade para as nossas metas e curva de produção”, afirma a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Solange Guedes.

Capacidade instalada

Hoje, já operam no pré-sal da Bacia de Santos sete sistemas de produção de grande porte, interligados a plataformas flutuantes que produzem, estocam e exportam petróleo e gás. São os FPSOs Cidade de Angra dos Reis (em operação desde 2010, no campo de Lula); Cidade de São Paulo (2013 – campo de Sapinhoá); Cidade de Paraty (2013 - campo de Lula); Cidade de Mangaratiba (2014 – campo de Lula, área de Iracema Sul); Cidade de Ilhabela (2014 – campo de Sapinhoá, área Norte); Cidade de Itaguaí (2015 – campo de Lula, área de Iracema Norte); e Cidade de Maricá (2016 – campo de Lula, área de Lula Alto).

Outros oito sistemas de produção operam tanto no pré-sal, quanto no pós-sal da Bacia de Campos. Seis dessas unidades já estavam produzindo no pós-sal, mas, como apresentaram capacidade disponível de processamento, viabilizaram a rápida interligação de novos poços perfurados nas camadas mais profundas do pré-sal. São os sistemas interligados às plataformas P-48, em operação no campo de Barracuda-Caratinga; P-53 e P-20, ambas no campo de Marlim Leste; FPSO Capixaba, no campo de Baleia Franca; P-43, em operação no campo de Barracuda e o FPSO Cidade de Niterói no campo de Marlim Leste.

Duas outras unidades foram implantadas para operar prioritariamente no pré-sal - os FPSOs Cidade de Anchieta (2012) e a plataforma P-58 (2014), ambas para a produção nos campos de Jubarte, Baleia Azul e Baleia Franca.

Alta produtividade

O volume expressivo produzido por poço no pré-sal da Bacia de Santos, em torno de 25 mil bpd, está muito acima da média da indústria. Dos dez poços com maior produção no Brasil, nove estão localizados nessa área. O mais produtivo está localizado no campo de Lula, com uma vazão média diária de 36 mil barris de petróleo.

Esses resultados devem-se à evolução do conhecimento da geologia e comportamento dinâmico das acumulações, ao aumento progressivo da eficiência dos projetos e à introdução de tecnologias de última geração. Em reconhecimento às soluções tecnológicas que foram decisivas para o sucesso da implementação dos projetos no pré-sal, a Petrobras recebeu, em maio de 2015, pela terceira vez, o OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions, o mais importante prêmio da indústria offshore mundial.

Custos competitivos

A combinação de novas tecnologias com a aceleração da curva de aprendizado técnico, com foco em custos e produtividade, torna os projetos do pré-sal altamente rentáveis para a companhia. Dentre as novas fontes de petróleo atualmente em desenvolvimento no mundo, o pré-sal brasileiro é reconhecido como uma das mais competitivas, em função da alta produtividade dos poços, do baixo custo de extração e da aplicação de tecnologias de produção inovadoras desenvolvidas pela Petrobras e seus parceiros.

O custo médio de extração, em decorrência desses fatores, também vem sendo reduzido gradativamente ao longo dos últimos anos. Passou de US$ 9,1 por barril de óleo equivalente (óleo + gás) em 2014, para US$ 8,3 em 2015, e atingiu um valor inferior a US$ 8 por barril no primeiro trimestre deste ano. Um resultado bastante significativo se comparado com a média da indústria, que oscila em torno dos US$ 15 por barril de óleo equivalente.

Os custos de investimentos nessa fronteira também estão sendo reduzidos em decorrência da alta produtividade dos reservatórios, o que tem exigido menor número de poços por sistema de produção. Além disso, a melhoria da eficiência na construção de poços tem permitido uma expressiva redução no tempo de perfuração e completação. A combinação desses fatores tem garantido uma expressiva redução nos investimentos dos projetos em implantação e aumentado a sua rentabilidade. Como exemplo, o tempo médio para construção de um poço marítimo no pré-sal da Bacia de Santos era, até 2010, de aproximadamente 310 dias. Em 2015, esse tempo baixou para 128 dias e, nos primeiros cinco meses deste ano, para cerca de 89 dias. A redução obtida na duração total do tempo de construção dos poços entre 2010 e 2016 foi de 71%.

Fonte: Macaé Offshore

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