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PETROBRAS – FUP entra na justiça contra venda de fatia da Gaspetro.

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A Federação Única dos Petroleiros (FUP), entidade que reúne 14 sindicatos da categoria, ingressou ontem com ação civil pública na Justiça Federal contra a venda, pela Petrobras, de 49% das ações da Gaspetro para a Mitsui Gás e Energia do Brasil. Na ação, a instituição pede a paralisação do negócio, aprovado na sexta-feira pelo conselho de administração da estatal, sob pena de multa diária de R$ 1 milhão, em caso de descumprimento.
Conforme antecipado na manhã de ontem pelo Valor PRO, serviço de informações em tempo real do Valor, um dos argumentos da FUP é o conflito de interesses envolvendo o presidente licenciado do conselho de administração da Petrobras, Murilo Ferreira, que também é diretor-presidente da Vale, parceira da Mitsui em uma série de empreendimentos, segundo a entidade. Além disso, a Mitsui é acionista da Valepar, holding que detém participação relevante no capital da mineradora.
A FUP questiona ainda o valor da transação, de R$ 1,9 bilhão, anunciado pela Petrobras. A entidade lembra que análises dos bancos JP Morgan e Brasil Plural indicaram que a companhia poderia obter até US$ 1,3 bilhão (cerca de R$ 5 bilhões) com o negócio. A federação ressalta também que a operação diminuirá a geração de receita da Petrobras em até US$ 1 bilhão por ano.
A FUP tem posição aberta contrária ao plano de venda de ativos da Petrobras, que prevê levantar US$ 15,1 bilhões em 2015 e 2016 e US$ 57,7 bilhões ao longo de todo o período do plano de negócios e gestão, entre 2015 e 2019.
O Valor apurou que o representante dos funcionários da Petrobras no conselho de administração, Deyvid Bacelar, ligado à FUP, votou contra a venda da fatia na Gaspetro para a Mitsui. O restante do conselho votou a favor, mas alguns integrantes fizeram ressalvas ao negócio.
Nos últimos meses, as negociações entre a Petrobras e a Mitsui, envolvendo a Gaspetro, receberam críticas de outros agentes. A operação já foi questionada pela Termogás, o governo da Bahia e a Fiesp.
Fonte: Valor Econômico


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PETROBRAS – Rota 3 vai entrar em operação em 2018.

Rota 3 está programado para o segundo trimestre de 2018

Gasoduto vai elevar em 18 milhões de m³/dia a capacidade de escoamento do pré-sal

A Petrobras adiou para o segundo semestre de 2018 a previsão de entrada em operação do gasoduto Rota 3, ramal de escoamento de gás natural do pré-sal da Bacia de Santos, que estava programado para entregar em operação em outubro de 2017. O gasoduto vai interligar os campos da cessão onerosa ao Comperj, em Itaboraí (RJ), onde está sendo construída uma UPGN.
O investimento no Rota 3 vai ampliar em 18 milhões de m³/dia a capacidade de escoamento de gás do pré-sal, atualmente, de 20 milhões de m²/dia, com o Rota 1 (Lula-Mexilhão-UTGCA). O sistema ainda contará com o Rota 2, que começa a operar no primeiro trimestre de 2016, com 16 milhões de m³/dia de capacidade.
Neste mês, as obras da UPGN do Comperj foram interrompidas após o consórcio QGIT (Queiroz Galvão, Iesa e Tecna) e a Petrobras não chegarem a um acordo sobre o pagamento de aditivos. Em setembro, a Petrobras informou que não faria repactuação de valores e objeto do contrato e relicitaria as obras, caso o QGIT não aceitasse as condições vigentes.
O investimento previsto para o Rota 3 é da ordem de R$ 2,76 bilhões a serem 100% arcados pela Petrobras. O projeto inclui um trecho marítimo de 184 km, com diâmetro de 24 polegadas, além da instalação de equipamentos 02 ILTs (in-line tee), 02 PLEMs, 03 PLETs, 03 jumpers rígidos de conexão e um sistema de interligação ao Gasoduto Rota 2 (Cabiúnas).
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Em terra, serão instalados, em parte com furo direcional, 48 km de 22 polegadas, a partir da praia de Jaconé, em Maricá. Também serão necessários lançadores e receptores de pigs em Maricá e no Comperj.
Fonte: Brasil Energia


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PETROBRAS – Foco nas explorações mais rentáveis.

Sangue negro – A Petrobras decidiu mudar seu portfólio de exploração de petróleo. Em busca de projetos com maior rentabilidade, a estatal vai sair gradualmente dos poços situados em terra e em águas rasas e passar a se concentrar na extração de óleo e gás em águas ultraprofundas, o que inclui o pré-sal. A petroleira quer ajudar a capacitar empresas de médio porte para que possam, o mais breve possível, assumir os atuais negócios da Petrobras nos campos considerados por ela menos atrativos.
Fonte: Folha de S. Paulo – coluna Painel


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PETROBRAS – Gás do pré-sal na pauta da PPSA

Empresa elabora estudos e análises sobre o aproveitamento do gás do pré-sal na geração termelétrica.
Buscar novas tecnologias para baratear o gás natural do pré-sal e assegurar seu aproveitamento em larga escala a preços competitivos, nos diversos segmentos da cadeia. Essa é uma das preocupações da PPSA no longo prazo, sobretudo em relação aos reservatórios onde há presença confirmada de CO2 e contaminantes.
A questão foi apresentada pelo assessor de Planejamento Estratégico da PPSA, Antonio Claudio França Corrêa, durante painel na OTC Brasil 2015 sobre o Desenvolvimento do Pré-Sal. Entre as alternativas em estudo hoje pela PPSA estão a utilização de termelétricas offshore e de unidades produção cilíndrica de maior capacidade.
Corrêa afirmou que para que o gás do pré-sal seja utilizado na geração termelétrica é essencial que isso seja feito na base, pois não há como interromper a produção por se tratar de reservatórios de gás-associado. Até o momento, o escoamento do gás via gasoduto mostra-se ainda a opção mais competitiva disponível no mercado.
“Isso requer uma política de governo. A ideia é continuar trabalhando para baixar o custo e viabilizar esse tipo de aproveitamento no futuro”, reforçou o assessor da PPSA.
Fonte: Brasil Energia


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COMENTÁRIOS DO O PRESIDENTE DA GALP.

O português Carlos Gomes da Silva, que assumiu a presidência executiva da Galp Energia em abril, disse que a empresa está “confortável” com os atuais preços internacionais do petróleo. O executivo evitou comentar as declarações feitas no mês passado pelo presidente da Pré-sal Petróleo S/A (PPSA) Oswaldo Pedrosa, de que o pré-sal é inviável com o preços do brent abaixo de US$ 55 o barril. Ontem o brent para entrega em dezembro fechou cotado a US$ 46,81.
Em entrevista por email, Silva disse que desconhece “o rigor e o contexto” das declarações e por isso preferiu não comentar. Mas afirmou que a seu ver a declaração se referia “a um valor médio” para uma carteira de diferentes projetos com custos diferentes no pré-sal brasileiro. A Galp tem fatias em 25 áreas no país.
“Em relação aos projetos em que estamos envolvidos e em que já estamos produzindo – e em concreto o projeto Lula/Iracema – a excelente produtividade dos reservatórios, a experiência e conhecimento obtido até ao momento e o potencial de otimização que antevemos, nos faz sentir confortáveis com valores bastante inferiores a esse”, disse.
A Galp divulgou ontem lucro líquido de € 27 milhões no terceiro trimestre de 2015, ante um prejuízo de € 8 milhões em igual período de 2014. Na comparação com o trimestre anterior, o lucro líquido caiu 73%. A produção diária de petróleo e gás atingiu 50 mil barris de óleo equivalente (BOE), o dobro do registrado no ano passado, foi impulsionada pela participação em áreas do pré-sal operadas pela Petrobras, além de Angola e Moçambique. No Brasil, produz 40 mil barris.
Silva admitiu que a Galp foi afetada pela queda das cotações do petróleo, mas observou que a empresa está em fase de “crescimento muito acelerado” o que ele atribuiu aos “extraordinários projetos” dos quais participa no pré-sal com a estatal brasileira.
Segundo o executivo, enquanto o aumento da produção permitiu “amortecer parte dos efeitos da queda das cotações do petróleo”, a queda dos preços da commodity também não trouxe apenas efeitos negativos.
E afirmou que acompanhando a queda das cotações do petróleo também caem, na mesma proporção, os custos de operação das refinarias, o preço dos combustíveis e outros produtos petrolíferos. O efeito é um aumento do consumo de combustíveis que ajuda as margens de refino. “Esta integração entre o upstream [exploração e produção] e o downstream [refino e comercialização] confere uma estabilidade muito importante às nossas contas. A Galp é uma empresa pequena mas muito resistente. Combina como poucas empresas deste setor um perfil tão equilibrado entre crescimento e solidez”, disse da Silva.
Segundo o executivo, o Brasil será o principal foco dos investimentos da Galp Energia nos próximos anos. Silva disse que os projetos no país consumiram 90% dos € 852 milhões investidos pela Galp até o terceiro trimestre de 2015 e o perfil deve se manter no próximo ano.
Sobre a admissão da Agência Nacional do Petróleo (ANP) de que poderá flexibilizar regras de conteúdo local no país, Silva disse que a Galp está “confortável” com os compromissos de nacionalização dos projetos no Brasil.
Fonte: Valor Econômico


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PETROBRAS – Dados positivos do pré-sal.

Em conferência, Petrobras apresenta dados positivos do pré-sal

Autor: Alex Prado
Durante a conferência sobre tecnologias offshore, no Rio, a Petrobrás divulgou dados que demonstram a eficiência da empresa na exploração do pré-sal. Segundo a diretora da Exploração e Produção (E&P), Solangue Guedes, a construção dos poços  apresenta uma redução significativa de mais de 50% do tempo, desde 2010, estando situada hoje numa média de 134 dias e o custo de produção (lifting cost) por barril nesta camada – de US$ 9 em comparação com a média das principais petroleiras, de US$ 15
A Petrobras também informou sobre o projeto exploratório de Libra, onde já foram perfurados quatro poços, dois na área nordeste e dois na área central. A primeira fase do desenvolvimento da produção se concentrará na área nordeste de Libra. O primeiro Teste de Longa Duração está previsto para o primeiro trimestre de 2017 e o Projeto Piloto para 2020


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BOLÍVIA – Repsol Bolívia destina US$ 400 milhões para assegurar mais gás para o Brasil.

Repsol Bolívia, com os seus parceiros, vai investir US $ 400 milhões para perfurar quatro poços no bloco de Margarita-Huacaya, a fim de assegurar a disponibilidade de gás natural à frente da renegociação do contrato com o Brasil.
“Até 2019 é esperado para perfurar quatro poços, com um investimento de 400 milhões, para garantir o fornecimento de gás para o Brasil, se o contrato for prorrogado para além de 2019″, informou a rede ATB Presidente empresa petrolífera espanhola, Diego Diaz Baldasso.
Ele ainda ressaltou que a empresa planeja continuar os investimentos, apesar da queda nos preços internacionais do petróleo, que até agora este ano não exceda US $ 50 por barril.
No curto prazo, a principal tarefa da Repsol é eliminar os estrangulamentos nas infraestruturas existentes, com a engenharia, para aumentar a produção de Margarita-Huacaya, que já ultrapassa 18 milhões de metros cúbicos de gás por dia (MCF) disse que a empresa, em resposta a um questionário enviado por este meio.
“Este trabalho visa contribuir para substituir os volumes dos campos que estão agora em declínio. Deve ser reiterado que o destino do gás é definido pela YPFB “, disse ele.
Ele também enfatizou que, no objectivo de médio prazo da empresa é contribuir para o país, tendo em vista a negociação da venda de gás para o Brasil em 2019.
Por exemplo, há alguns dias, a perfuração de Huacaya 2 começou, no departamento de Chuquisaca.
Em setembro, a empresa disse que o reservatório Huamampampa H1C é um objetivo secundário do futuro perfuração de Huacaya 2, a existência de um novo reservatório é presumida após a sísmica 3D realizada norte de Caipipendi.
“Para o próximo ano, Margarita-Huacaya ter fornecido um investimento de US $ 30 milhões em trabalhos de sísmica”, disse Diaz.
O bloco consórcio Margarita-Huacaya é composto por Repsol E & P Bolívia (37,5% e operadora), BG Bolívia Corporation (37,5%) e PAE E & P Bolívia (25%), no âmbito do contrato operacional assinado com YPFB .
Reservas e contrato
Em 31 de dezembro, 2013, a Bolívia tem um Certified reservas de gás natural de 10,45 trilhões de pés cúbicos (TCF), além de 211.45 milhões de barris de condensado de petróleo.
O Contrato de Fornecimento de Gás contrato (GSA) entre a Petrobras ea YPFB (Bolívia e Brasil), foi assinado em Agosto de 1996 e estabelece um volume mínimo de compra de 24 MMmcd e um máximo de 30,08 entrega MMmcd.
Em agosto de 2014, a companhia petrolífera estatal Petrobras assinou um contrato adicional para a entrega de outros 2,24 MCF de gás natural até 2016, que visa fornecer Cuiabá termelétrica, Brasil.
Em outubro, a média foi de 31 MMmcd transporte de gás.
Os projetos da petrolífera espanhola
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Exploração – Repsol produz atualmente 18 milhões de metros cúbicos / dia de gás no país e atingir o volume comprometido para Janeiro de 2016. Margarita-Huacaya é um dos dez projetos-chave no Plano Estratégico 2012-2016 da Repsol. As operações são feitas na área Caipipendi.
Operação na Bolívia Repsol possui direitos minerários sobre um total de 26 blocos, quatro dos 22 exploração e desenvolvimento. A produção total líquida em 2014 atingiu 14,6 milhões de barris de óleo equivalente e estão concentrados principalmente no bloco de Margarita-Huacaya.
Fonte: Reporte Energía (Bolívia)


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GASBOL – Bolívia e Brasil discutirão em novembro novo contrato de gás natural.

Bolívia e Brasil discutirão em novembro um novo contrato de abastecimento de gás natural, que substituirá em 2019 o que está atualmente em vigor, informaram nesta quinta-feira as autoridades dos dois países.
O ministro de Hidrocarbonetos e Energia boliviano, Luis Sánchez, confirmou uma reunião com o brasileiro Eduardo Braga, para o dia 24 de novembro, com o objetivo de tratar “um tema muito importante para os dois países”.
“Um dos temas principais que discutiremos nesse dia e que avançamos fundamentalmente é em ver a possibilidade de ampliar o contrato de compra e venda de gás a partir de 2019, um tema muito importante para ambos os países”, informou Barata, segundo a agência estatal ABI, após se reunir com o ministro Sánchez.
O encontro foi confirmado pelo secretário-executivo do ministério de Minas e Energia do Brasil, Luiz Barata, que participa do congresso da Organização Latino-americana de Energia (Olade), no departamento boliviano de Tarija.
A Bolívia exporta cerca de 31 milhões de metros cúbicos diários (mmcd) de gás natural para o Brasil, previstos em um contrato de 1996 e ajustado periodicamente em seus volumes.
Na reunião ministerial que acontecerá no Brasil, se discutirá ainda uma eventual sociedade para uma usina de fertilizantes no Mato Grosso e o fornecimento de gás natural a uma termoelétrica em Cuiabá.
Também serão debatidos outros projetos, como a interconexão elétrica entre Bolívia e Brasil e a construção de hidrelétricas no Rio Madeira, e nos territórios bolivianos Cachuela Esperanza, El Bala e Rositas.
O Brasil é o principal mercado para o gás boliviano, seguido pela Argentina, que consume aproximadamente 17 mmcd.
O gás natural, nacionalizado pelo presidente Evo Morales em 2006, é o principal produto de exportação da Bolívia.
Fonte: UOL


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PETROBRAS – Em estudo a construção de uma plataforma gigante para o pré-sal.

Petrobras estuda construir plataforma gigante para o pré-sal

A Petrobras estuda a construção de uma plataforma gigante de produção de petróleo para o campo de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos.
A unidade em estudo teria capacidade para produzir 225 mil barris de petróleo e 18 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.
Hoje, as maiores unidades em operação no Brasil podem produzir 180 mil barris de petróleo e 8 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.
No mundo, as maiores plataformas estão instaladas na costa oeste da África —o campo de Dalia, em Angola, por exemplo, tem uma plataforma de 240 mil barris por dia.
A busca por plataformas de maior porte tem por objetivo reduzir custos e garantir capacidade de processamento dos grandes volumes de petróleo e gás dos poços do pré-sal.
Em Libra, por exemplo, a vazão de cada poço pode chegar a 50 mil barris por dia —os melhores poços em operação no país atualmente estão na casa dos 40 mil barris.
Além disso, o reservatório tem uma grande razão gás/óleo, o que significa que, para extrair o petróleo, a Petrobras e seus sócios terão que produzir grandes quantidades de gás.
Por isso, o projeto piloto de produção no campo terá uma plataforma com capacidade para produzir 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia, maior que todas as unidades instaladas no país.
A licitação para a compra da plataforma já foi iniciada e deve ser concluída até o fim do ano. O projeto deve entrar em operação em 2019.
Segundo Fábio Queiroz, técnico responsável pela área de sistemas de produção do grupo que desenvolve o projeto de Libra, a construção de uma plataforma gigante esbarra, principalmente, no prazo de construção do casco —uma vez que, dado o tamanho das instalações, não seria possível converter um navio existente.
Maior descoberta de petróleo do Brasil, Libra foi a primeira área leiloada sob o regime de partilha da produção. O leilão foi vencido por um consórcio formado por Petrobras, a francesa Total, a anglo-holandesa Shell e as chinesa CNOOC e CNPC.
Em 2017, o consórcio dá início a um teste de longa duração do reservatório, com uma plataforma com capacidade para produzir 50 mil barris de petróleo por dia.
Fonte: Folha de S. Paulo


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OUTROS ENERGÉTICOS – Recuperação da indústria do etanol.

 

Receitas maiores por vendas no mercado doméstico e no exterior estão permitindo a primeira onda de investimentos na complicada indústria de etanol no Brasil em quase uma década, com empresas se expandindo ou aumentando a capacidade.

A desvalorização do real melhorou as perspectivas do etanol brasileiro no exterior e os recentes aumentos nos preços nas refinarias feitos pela estatal Petrobras e impostos sobre a gasolina impulsionaram a demanda doméstica para o biocombustível a níveis recordes.

No acumulado do ano até setembro, as vendas de etanol hidratado aumentaram 42,2%, para 13,14 bilhões de litros, segundo dados da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), enquanto a comercialização de gasolina tem queda acentuada.

A Cargill e a Odebrecht são as maiores entre pelo menos outras oito empresas a investir na expansão nos últimos meses, mesmo quando o país mergulha de maneira profunda em sua pior recessão em mais de uma década.

A usina privada Rio Verde, de porte médio, disse que dobraria a produção de etanol ao longo dos próximos dois anos para capturar o retorno da demanda por biocombustível. “O cenário para o etanol se iluminou, mesmo com a economia geral parecendo mais difícil,” disse Luis Galan, gerente de operações da usina, que fica no Estado de Goiás.

Uma vez finalizada, a produção expandida da Rio Verde corresponderá apenas por uma porção pequena da capacidade total do Brasil, mas este e outros projetos são o maior sinal até agora de que o etanol passou pelo momento mais crítico depois que os subsídios do governo aos preços da gasolina não puderam mais ser sustentados.

Muitas das 360 usinas do país não estão em posição para construir novas fábricas conforme lutam com a sufocante dívida acumulada na última década. Usineiros ainda estão céticos de que o governo tenha abandonado sua prática de reprimir os preços dos combustíveis para limitar a inflação, o que ajudou a levar quase 80 usinas à falência nos últimos anos.

Mas o governo está rapidamente ficando sem maneiras de substituir as receitas em queda pelo aprofundamento da recessão econômica. Isto torna os aumentos adicionais de impostos na gasolina mais prováveis, o que pode fortalecer ainda mais a vantagem do etanol nas bombas de combustível.

Fonte: Folha de S. Paulo