quinta-feira, 28 de junho de 2012

Opções de financiamento estimulam petróleo e gás

Com a perspectiva de consumir aportes totais de R$ 354 bilhões de crédito até 2015, o setor de petróleo e gás vê os programas e opções para captação de financiamento se multiplicarem. Só o BNDES prevê desembolsar cerca de R$ 63 bilhões entre 2012 e 2015, 66% mais que nos últimos quatro anos. Do total previsto, R$ 33 bilhões são de projetos já firmados.
Segundo o superintendente da área de indústria de base, Rodrigo Bacellar, um dos destaques será a construção local de sondas de perfuração - a Petrobras prevê a construção de 33 sondas nacionais a partir de 2016 com até 65% de conteúdo local e a Sete Brasil já assinou contratos com estaleiros brasileiros para construir 28 sondas no valor total de US$ 27 bilhões. "Vai demandar desenvolvimento da cadeia em capacitação de pessoal, inovação e capacidade financeira para tocar os projetos", diz Bacellar.
O plano de investimentos da Petrobras, de US$ 236 bilhões até 2016, está à frente do movimento. Destes, US$ 80 bilhões serão captados no mercado - US$ 15 bilhões são do caixa próprio existente no início do plano; US$ 136 bilhões do caixa operacional após pagamento de dividendos a acionistas; e US$ 15 bilhões de desinvestimentos e reestruturações.
Segundo a presidente da empresa, Graça Foster, 980 projetos devem receber investimentos no período. Destes, 833 estão em andamento e valem US$ 208 bilhões. Os outros 147 em planejamento disputarão US$ 27,4 bilhões entre si. Não serão emitidas novas ações e o objetivo é manter classificação de grau de investimento e o nível de endividamento abaixo de 35% do capital.
Empresas do grupo EBX também fazem bonito no mercado internacional. A OSX já obteve mais de US$ 1,7 bilhão em financiamentos para sua frota de unidades de produção de petróleo (FPSO) - US$ 420 milhões para a OSX-1, que entrou em operação em janeiro; US$ 850 milhões para a OSX-2 e US$ 500 milhões para a OSX-3. Para o projeto da Unidade de Construção Naval Açu, contratou financiamento local, cerca de R$ 2,7 bilhões com repasse de recursos oriundos do Fundo de Marinha Mercante, junto ao BNDES e à Caixa Econômica Federal.
Tanta atividade anima os bancos privados. De janeiro a maio, a carteira do Bradesco BBI somou R$ 9 bilhões, com iniciativas como a estruturação do projeto de suplementação para o Porto Sudeste da MMX e da captação de R$ 1,7 bilhão para financiar o alcoolduto da Logum, a oferta de CRIs da Petrobras ao lado do líder Itaú e a captação de debêntures atreladas à variação cambial da Petropar.
"O mercado local está derrubando as barreiras de volume e prazos", diz o diretor Leandro Miranda. "A redução da taxa Selic sem redução da TJLP deve fomentar maior participação do mercado bancário no financiamento de infraestrutura", complementa Silvana Bianco, responsável por Óleo e Gás na área de Project Finance do Itaú BBA, que tem mais de R$ 13 bilhões financiados na cadeia. O Santander criou a Mantiq este ano para gerenciar quatro fundos de investimento em participações (FIP) no setor de infraestrutura. Entre eles, Brasil Petróleo I e II, com R$ 750 milhões.

quarta-feira, 27 de junho de 2012

Petrobras descobre petróleo e gás no sul da Argentina

A Petrobras Argentina, filial local da Petrobras, anunciou essa semana, que descobriu em solo argentino uma reserva de petróleo e gás estimada em 6 milhões de barris de óleo equivalente.

A área corresponde à concessão de exploração "Estancia Agua Fresca", localizada a 230 quilômetros a noroeste da cidade de Río Gallegos, capital da província patagônica de Santa Cruz.

"Resultados preliminares das provas realizadas indicam a presença de gás e petróleo com uma estimativa de reservas aproximadas de 6 milhões de barris de óleo equivalente", afirmou a empresa em comunicado.

O poço exploratório "La Cancha" é "o segundo descobrimento da concessão, que já possui outra reserva, denominada 'Agua Fresca', com uma produção diária atual de 473 metros cúbicos de petróleo e 90.000 metros cúbicos de gás", acrescentou a empresa controlada pela estatal brasileira Petrobras.

A Petrobras Argentina é a operadora do consórcio para a exploração da reserva descoberta, que compartilha com a Companhia Geral de Combustíveis com uma participação cada uma de 50 por cento.
Reuters

quarta-feira, 20 de junho de 2012

Técnicas de extração de petróleo e de gás podem causar terremoto

Algumas operações petrolíferas ou de extração de gás que implicam a injeção de água subterrânea podem causar terremotos, embora o risco da técnica de fratura hidráulica seja geralmente baixo, destacou na última sexta-feira (15/6) um relatório científico publicado nos Estados Unidos.

O estudo do Conselho Nacional de Pesquisas dos Estados Unidos descobriu que o risco sísmico mais significativo está relacionado com a injeção secundária de águas residuais no subsolo para extrair vestígios de hidrocarbonetos de uma jazida de petróleo. Além disso, uma técnica denominada Captura e Armazenamento de Carbono (CCS, na sigla em inglês), que tem como objetivo reduzir as emissões de dióxido de carbono na atmosfera através da captura, liquefação e injeção subterrânea de grandes volumes de carbono, "pode potencialmente induzir grandes eventos sísmicos", destacou o relatório.

No entanto, a fratura hidráulica, técnica que permite aumentar a extração de gás e petróleo do subsolo e que esteve sob intenso escrutínio dos ambientalistas, não é, segundo o estudo, um fator de risco de tremores suficientemente fortes para ser percebidos pelas pessoas, acrescentou.

"O processo de fratura hidráulica tal como se aplica atualmente para a recuperação de gás de xisto não representa um alto risco de indução de eventos sísmicos que possam ser percebidos", destacou o informe.

Há 35.000 poços de gás de xisto nos Estados Unidos atualmente e só foi reportado um caso no mundo em que a fratura hidráulica de gás de xisto foi confirmado como causador de terremotos em áreas próximas.

Este caso foi na área de Blackpool, na Inglaterra, em 2011. A fratura hidráulica causou um terremoto de magnitude 2,3 em abril e outro de magnitude 1,5 em maio, destacou o informe.

Vinte casos possíveis foram documentados nos Estados Unidos e outros 18 no mundo.

"A atividade humana, inclusive a injeção e extração de fluidos da Terra, pode induzir a eventos sísmicos", destacou o relatório.

"Embora a grande maioria destes eventos tenham intensidades inferiores às que podem ser percebidas pelas pessoas que vivem diretamente no local da injeção do fluido ou de extração, existe um potencial para que ocorram sismos importantes que podem ser percebidos e causar danos e preocupação pública".

Um fator chave no potencial para causar um terremoto parece estar relacionado ao equilíbrio entre o líquido introduzido no subsolo e que logo é retirado e as tecnologias que controlam este equilíbrio são as melhores, explicou.

Enquanto a técnica de CCS consista em injetar grandes volumes de líquido para um armazenamento prolongado e possa causar grandes terremotos, não há projetos em grande escala em andamento, razão pela qual é difícil avaliar o risco real.

"Não existe informação suficiente para compreender este potencial porque não há projetos em grande escala de CCS em funcionamento. É preciso mais investigação sobre o potencial de sismicidade introduzida em grande escala de projetos de CCS", destacou o informe.
France Presse

sábado, 16 de junho de 2012

Integração de dados da Bacia de Santos ganha extensão onshore

O projeto de imageamento subsal da Bacia de Santos pela utilização conjunta de migração pré-empilhamento em profundidade (PSDM), do método magnetotelúrico marinho (MMT) e do método gravimétrico, realizado pelo Observatório Nacional (ON), com recursos da Petrobras, ganhou continuidade.
A nova etapa – que teve seu início em meados de 2011 e finalizará 2013 –, prevê a extensão do perfil geofísico da Bacia de Santos para terrenos onshore da Faixa Ribeira, praticamente em frente a área do levantamento inicial. Os programas de inversão conjunta e 3D serão utilizados para ampliar o conhecimento geológico da área que cobre várias cidades do Sul Fluminense (Parati e Cunha), Vale do Paraíba (Guaratinguetá), em São Paulo e Sul de Minas Gerais (Itajubá e Pouso Alegre).

Linhas contínuas vermelhas com os perfis MMT (Magnetotelúrico Marinho); Pontos vermelhos - estações MT Banda Larga, MT Período Longo, gravimétricas, magnetométricas e de interferometria sísmica. Linha tracejada em amarelo – zonas de suturas sendo que a linha mais a norte separa os terrenos das Faixas Ribeira e Brasília. (Imagem: Google Maps)

O projeto começou em 2008 com a proposta de um estudo geofísico integrado, inicialmente offshore, na Bacia de Santos, onde foram feitos três perfis MT Marinhos de 170 km sobre uma linha sísmica pré-existente. Foram incorporados dados magnetométricos e gravimétricos e, pela primeira vez, foi feita uma inversão conjunta destes métodos.
"Foi apresentado um paper no Congresso Internacional da SBGf, em 2011, e a (revista) Geophysics da SEG deverá publicar um artigo sobre o projeto nas próximas edições", salientou Sergio Fontes, diretor do Observatório Nacional, acrescentando que o financiamento da Rede Temática de Geofísica Aplicada da Petrobras, de cerca de R$ 4 milhões, não foi totalmente gasto na primeira fase, então surgiu a proposta, que foi aceita pela Petrobras, de estender os levantamentos para a área onshore, tornando o perfil anfíbio. "Como sobraram recursos, achamos interessante pesquisar como a Bacia de Santos foi formada, a partir dos processos geológicos ocorridos em terra", explicou Fontes.
Segundo o professor Emanuele Francesco La Terra (ON), um dos coordenadores do projeto, os resultados obtidos com o perfil planejado – magnetotelúrico (MT) / gravimétrico (grav) / magnetométrico (mag) e interferometria sísmica (sísmica passiva) – dentre vários estudos que serão realizados, as informações coletadas deverão trazer também subsídios para o entendimento das geossuturas que separam a Faixa Brasília da Ribeira e entre os dois principais terrenos tectônicos da Faixa Ribeira e sobre a continuidade, na Bacia de Santos, das estruturas e dos terrenos pré-cambrianos.

Equipamentos e equipes

A fase onshore do projeto prevê a instalação de 120 estações magnetotelúricas (MT) de banda larga com espaçamento entre 5 e 30 quilômetros e 24 horas de tempo de aquisição. Também está prevista a medição em 78 estações (MT) de período longo com espaçamento entre 10 e 30 quilômetros e 15 dias de tempo de aquisição. Paralelamente, serão instaladas 78 estações sismográficas banda larga para medir a interferometria sísmica pelo período de seis meses. Serão realizadas 230 medidas gravimétricas relativas e o mesmo número de medidas de magnetometria gradiométrica.
Fazem parte do projeto dois doutores em Geofísica do ON, quatro doutores em Geologia da UERJ, nove engenheiros, técnicos, assistentes de pesquisa e convidados, além de oito alunos de mestrado e doutorado da pós-graduação do ON e dois alunos de Iniciação Científica (graduação).
Com a participação grupo TEKTOS, formado por professores doutores da UERJ – Mônica Heilbron, Miguel Tupinambá, Cláudio Valeriano e Júlio Almeida –, que também atuaram na primeira fase, será feito o levantamento geológico da área, envolvendo a identificação de unidades litoestratigráficas, medidas geológicas estruturais, coleta de amostras de rochas representativas para datação, lâminas petrográficas e análises químicas.
Entre outubro e novembro de 2011 três equipes do ON, formadas por técnicos e estudantes de pós-graduação (mestrado e doutorado), foram a campo realizar 85 medições em estações magnetotelúricas (MT) de banda larga (com 24 horas de aquisição de dados), espaçadas em cinco quilômetros, posicionadas em dois perfis de 210 quilômetros cada. De março a abril deste ano, quatro equipes do ON realizaram 78 estações MT de período longo e o complemento de mais 36 estações MT de banda larga. Simultaneamente, uma equipe do ON executou as medidas gravimétricas e de magnetometria gradiométrica. A partir de abril duas equipes do ON começaram a instalar as estações sismográficas para as medidas de interferometria sísmica.
Os equipamentos utilizados no projeto pertencem ao Pool de Equipamentos de Geofísica do Brasil (PegBr) do Observatório Nacional que foi financiado pela Petrobras.

Formação de pessoal

Um problema grave enfrentado pela coordenação para colocar o projeto em campo foi a falta de pessoal especializado nos levantamentos MT. Para suprir a carência de mão-de-obra, foram realizados diversos cursos internos e treinamentos de campo, ensaios teóricos e práticos com alunos de mestrado e doutorado e alguns técnicos do ON que não conheciam a área de MT. Foi formada uma equipe de 14 pessoas para cumprir a parte do MT banda larga. Atualmente, a equipe está realizando o levantamento MT longo período. No total, cinco divisões estão no campo, sendo quatro participando de levantamentos MT de Longo Período e uma fazendo gravimetria e magnetometria.

Resultados esperados

  • Integração dos dados marinhos e terrestres
  • Inversão 2D e 3D de dados MT
  • Inversão 3D de dados magnetometria e gravimetria
  • Processamento de dados sismográficos utilizando correlação cruzada (interferometria sísmica)
  • Inversão conjunta de dados geofísicos (MT, grav/mag e sísmica)
  • Estudo multidisciplinar integrando a geofísica e geologia (parte onshore e offshore)
  • Estudo detalhado da crosta e manto superior, definindo espessura e a discretização das estruturas geológicas
  • Identificação geofísica/geológical dos Limites Tectônicos (geossuturas) que separam os Terrenos oriental e ocidental e também a Faixa Ribeira da Brasília (Heilbron et al. 2008, Tupinambá et al. 2000)
  • Estudo integrado que contribuirá para o entendimento da formação da bacia de Santos
  • Formação de pessoal (mestres, doutores e alunos de IC)
  • Publicação de artigos em revistas indexadas

Histórico

O projeto inicial, intitulado "Imageamento Subsal pela Utilização Conjunta de Migração Pré-empilhamento em profundidade, do Método Magnetotelúrico Marinho e do Método Gravimétrico", foi aprovado pela Petrobras, na Rede Temática de Geofísica Aplicada, em 2008 e executado até 2011.
O projeto propôs inicialmente a utilização conjunta dos métodos geofísicos magnetotelúrico marinho (MMT), gravimétrico e sísmico para melhoria da migração pré-empilhamento em profundidade (PSDM). O objetivo é contribuir para a melhoria do modelo de velocidade e, consequentemente, do imageamento sísmico no PSDM das grandes estruturas como base e topo do sal e embasamento.
O principal resultado esperado é a implantação de um fluxo de trabalho integrado MMT/PSDM que melhore a imagem em áreas onde somente a sísmica é utilizada. Neste caso específico, as sequências pré-sal. Pretende-se chegar a este resultado por dois modos: o uso integrado da informação sísmica, magnetotelúrica e gravimétrica ou a inversão conjunta dos dados geofísicos.

Outros resultados parciais incluem:

  • Inversão 2D e imageamento eletromagnético do perfil (perfis)
  • Modelos gravimétricos 2D
  • Reestimativas de velocidade com vínculos MT e gravimetria e reinterpretação dos dados PSDM com os novos valores de velocidade;
  • Desenvolvimento de novo algoritmo de inversão conjunta dos dados sísmicos, magnetotelúricos e gravimétricos;
  • Avaliação 3D de estruturas subsal

Outros produtos relevantes do projeto:

  • Capacitação de profissionais em novas tecnologias geofísicas para exploração de petróleo, incluindo estudantes de graduação, pós-graduação e pós-doutoramento.
  • Apresentações em Congressos e publicações em periódicos indexados.
Inversão conjunta - O programa de inversão utiliza grid baseado em diferenças finitas para as diversas grandezas geofísicas (resistividade elétrica, suscetibilidade magnética, densidade, tempos de chegada da onda) e aplica como vínculo o produto vetorial de pares de gradientes das grandezas físicas se igualar a zero, o que pode ser intuitivamente associado com vínculos estruturais em subsuperfície.
Interpretação de dados potenciais da bacia de Santos: novas abordagens - O trabalho vem se desenvolvendo em duas linhas. Na primeira delas, inteiramente nova, é desenvolvido um método para análise de mapas de propriedades geofísicas diversas utilizando o produto vetorial e diferenças angulares entre gradientes. Nos trabalhos de Gallardo e Meju (Gallardo, Meju et al., 2003; 2004; 2005; 2007) foi desenvolvido método de inversão conjunta de imagens baseado no produto vetorial entre resistividades e velocidades das ondas em perfis. Neste trabalho, os gradientes e seus ângulos estão sendo aplicados em mapas de propriedades geofísicas, especialmente dados gravimétricos e gravimétricos, conjuntamente com dados geomorfológicos e batimétricos da plataforma continental brasileira, com ênfase na bacia de Santos. Dois trabalhos foram recentemente concluídos e estão sendo submetidos ao Geophysical Research Letters e Geophysical Journal International ("Correlations between bathymetric and free-air gravity anomaly maps" e "Determination of correlation between sources of Free-air Gravity and Magnetic Anomalies using Morphologic Criteria").

Saiba mais

Método MT - O magnetotelúrico (MT) é uma técnica geofísica, eletromagnética (EM), no domínio da frequência, não invasiva, que envolve medidas simultâneas na superfície da Terra das variações temporais naturais dos campos magnéticos (H) e elétrico (E) em direções ortogonais, com objetivo de estimar a distribuição das condutividades das estruturas da Terra em subsuperfície, desde alguns metros a algumas centenas de quilômetros.
A diferença entre o MT Banda Larga e o MT Longo Período é o tempo de aquisição. Enquanto este último método leva 15 dias para obter o dado, o primeiro leva apenas 24 horas para fazer os registros.
Faixa de frequências do MT
  • AMT (audiomagnetotelúrico), CSAMT (fonte controlada) - 10 Hz – 100 KHz
  • MT (banda larga) – 0.001Hz -1000 Hz
  • MT (longo período) – 0.000025 Hz - 1 Hz
  • MMT (magnetotelúrico Marinho) – 0.001 Hz – 100 Hz
Magnetometria - Medidas das anomalias magnéticas causadas por contrastes das susceptibilidades magnéticas dos materias geológicos de subsuperfície.
Gravimetria - Medidas das anomalias gravimétricas causadas por contrastes das densidades dos materias geológicos de subsuperfície.
Interferometria Sísmica - É baseado na medida da propagação das ondas elásticas naturais que através de medidas por correlação cruzada entre duas estações sismográficas pode-se obter a diferenciação das estruturas geológicas da crosta continental, assim como a sua espessura. È um método não invasivo.

sexta-feira, 15 de junho de 2012

Novos poços em agosto e setembro



A exploração de petróleo e gás em águas profundas será ampliada no Ceará. Duas novas perfurações estão previstas para agosto e setembro deste ano. Em maio último, a Petrobras iniciou a perfuração de poços a 1.400 metros de lâmina d´água, conforme divulgou o Diário do Nordeste com exclusividade, na edição de 16 de maio deste ano.

Era a primeira exploração em água profundas. A sonda Ocean Courage SS-75, da estatal petrolífera, começou a operar no poço exploratório Pecém bloco BM-CE-2, situado na Bacia do Ceará, localizado a cerca de 76 quilômetros de Paracuru.
Novas investidas
Segundo informou ontem a assessoria de imprensa da Petrobras, na Bacia Potiguar, também no Ceará, no bloco BM-POT-16, a previsão de início da perfuração é agosto de 2012.
No bloco BM-CE-1, a ser perfurado no Estado do Ceará, a expectativa é que a operação seja iniciada em setembro de 2012.
De acordo ainda com a nota da estatal divulgada ontem, "o investimento total para perfuração dos poços depende das condições operacionais e dos testes a serem realizados, mas devem ser de aproximadamente R$ 200 milhões". Segundo a estatal informou em nota, em maio, a primeira exploração tinha duração estimada de quatro meses.
Exploração esperada
De acordo com o presidente do Sindipetro (Sindicato dos Petroleiros dos Estados do Ceará e Piauí), Orismar Holanda, este tipo de perfuração estava previsto "há muito tempo". "E sempre foi adiada por conta das questões ambientais", disse ao Diário. "Essa perfuração deve-se a um trabalho do sindicato, que realizou uma reunião com o governador Cid Gomes em abril. Citamos a necessidade de investimentos da Petrobras no Estado, um deles era essa perfuração que nunca saía porque não tinha licença do Ibama".
Cronograma atrasado
Em outubro do ano passado, a Petrobras garantia começar a exploração em água profundas ainda em 2011. A informação era de que seriam quatro poços. Adquiridos na terceira rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo (ANP), ocorrida no ano passado, os poços estão localizados na Bacia do Ceará, nas concessões chamadas BM-CE-1 e BM-CE-2. No intuito de definir a área onde os poços seriam perfurados, a empresa realizou estudos com análises de dados geológicos e geofísicos na bacia, concluídos no primeiro trimestre do ano passado, e que indicaram a presença de petróleo líquido, além de não descartarem a possibilidade de presença de jazidas de gás natural. O prazo de concessão concedido no pleito à estatal foi de oito anos, mas teve prorrogação até o ano de 2013. Atualmente, a Petrobras possui no mar cearense os campos de Curimã, Atum, Espada e Xaréu, todos classificados como rasos e localizados também na Bacia do Ceará, em parte no litoral de Paracuru. De acordo com informações anteriores da estatal, os dados da perfuração serão "imediatamente comunicados à ANP, respeitando os prazos legais".
Resultados
Para Orismar Holanda, qualquer previsão sobre o resultado da exploração é "mera especulação". Ele, no entanto, não descarta a possibilidade de que seja encontrada uma camada de pré-sal, que refere-se a águas ultraprofundas. "Mas isto não é o que está previsto", afirmou. "O que estão procurando é petróleo e gás em águas profundas. Nada indica a existência de pré-sal".
Mas, se confirmada a possibilidade, a descoberta vai "mudar a economia do Estado", segundo o gestor do Sindipetro. "Se encontrar óleo e gás, o projeto se completa, dependendo da análise, e da viabilidade econômica, será colocada uma plataforma ou navio", disse. "A viabilidade econômica depende da quantidade e qualidade da jazida. Se for algo que cubra despesas da exploração e dê lucro, será explorada".
Meta de produção fica 23% menor
São Paulo. A meta da produção de óleo, LGN (líquido de gás natural) e gás natural da Petrobras, no Brasil e no exterior, para 2016 é de 3,3 milhões de barris por dia (boe/dia), sendo 3 milhões de boe/dia no Brasil e o restante no exterior, de acordo com o Plano de Investimentos da Petrobras. No Plano divulgado no ano passado, essa meta era de 3,7 milhões, 23% superior à nova apresentada.
A queda prevista na produção para 2020, de acordo com o novo plano, foi de 11%. Passou a 5,7 milhões de barris de óleo e gás diários, contra os 6,4 milhões previstos pelo plano do ciclo 2011-2015. Para os próximos dois anos, foi mantida estável, mesmo com investimentos robustos. "A perspectiva de aumento da produção somente em 2014 leva investidores a questionar por que deveriam comprar ações da empresa agora", disse o analista Marcus Sequeira do Deutsche Bank, em relatório.
Em relação à produção de óleo e LGN no Brasil, a expectativa da petroleira é de alcançar uma produção de 2,5 milhões barris por dia em 2016. O maior crescimento da produção é esperado para ocorrer a partir de 2014, com expectativa de crescimento entre 5% e 6% ao ano para o período 2014-2016. Para os anos de 2012 e 2013, a expectativa é de manutenção da produção em linha com o nível de 2011 (+/- 2%).
"A nova curva de produção está baseada na revisão da eficiência operacional dos sistemas em operação na Bacia de Campos e no cronograma de entrada de novas unidades ao longo do período do Plano. Estamos implantando o Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos e uma contribuição maior para a produção está prevista para ocorrer a partir de 2016, com a entrada de diversas novas unidades no pré-sal da Bacia de Santos e na área da Cessão Onerosa", informa a empresa.
Exterior em 2º plano
O Plano de Negócios 2012-2016 prevê que apenas 2,5% do investimento total de US$ 236,5 bilhões a ser feito pela empresa no período será para operações internacionais. O montante previsto para o exterior, de US$ 6 bilhões, corresponde a um desembolso médio de pouco mais de US$ 1 bilhão por ano até 2016.
No ano passado, essa participação já era pequena, de 5%. O valor a ser investido, de US$ 11,2 bilhões, contudo, era mais de 80% superior ao previsto no novo plano.
Estratégia
Os números reforçam a intenção da Petrobras de ter participação cada vez menos expressiva no mercado externo. Até 2016 a companhia prevê captar US$ 14,8 bilhões com a venda e reestruturação de ativos.
As operações de venda terão "foco" em ativos estrangeiros, conforme destacado pela própria estatal. O valor previsto de desinvestimentos entre 2012 e 2016 é superior à estimativa anunciada no ano passado para o período de 2011 a 2015, de US$ 13,6 bilhões.
Redução
2,5% dos investimentos da Petrobras ficarão com os projetos da empresa no exterior. No ano passado, essa participação era maior: 5% do total
Fonte: Diário do Nordeste (CE)

sábado, 9 de junho de 2012

Renovando a frota terrestre

A Petrobras está dando os primeiros passos para renovar sua carteira atual de sondas de workover e perfuração terrestre. A área de E&P Norte e Nordeste da petroleira está concluindo um processo de licitação, aberto em meados do ano passado, para afretar 28 sondas de perfuração. Para o segundo semestre é esperado o lançamento de uma concorrência destinada a adquirir 38 novas sondas, sendo 25 de workover e 13 de perfuração.
Todo o processo de renovação deve durar por volta de três anos e ter conteúdo local médio de cerca de 75%. A construção das novas unidades pode movimentar algo em torno de US$ 300 milhões – cifra que já está mexendo com o setor.
 Estimativas de mercado dão conta de que a construção das sondas no país pode variar entre US$ 3 milhões e US$ 5 milhões por unidade, dependendo da capacidade e do tipo de cada sonda. As unidades mais baratas e simples tecnologicamente são as de workover.

Quatorze lotes

Na licitação aberta no ano passado, a Petrobras convidou cerca de 30 empresas e dividiu as sondas em 14 lotes. O conteúdo local requerido na concorrência está na casa dos 75% para novas sondas. Os prazos de entrega das unidades são de até um ano a partir da assinatura do contrato.
A ETX, do Grupo UBX, foi a grande vencedora da concorrência e apresentou o melhor preço para 18 das 28 unidades. A empresa já possui hoje US$ 127 milhões em contratos de afretamento de sondas com a Petrobras. A Empercom, que também já afreta unidades à Petrobras, ofertou o menor preço para o afretamento de seis sondas. E a Braserv levou o contrato de quatro sondas.
Até o fechamento desta edição, os contratos da concorrência não haviam sido fechados. Por isso já circulam no mercado rumores de que a licitação pode ser cancelada. Como no Brasil não existe hoje nenhuma fábrica instalada para construção de sondas, os vencedores terão de suar para cumprir prazo e índices de conteúdo local. Isso reforça ainda mais os rumores.

Cinco mil poços em terra

A Petrobras possui hoje 83 sondas terrestres em sua carteira, sendo nove próprias e 74 contratadas. Para se ter ideia do que isso representa, a segunda maior carteira onshore do país atualmente é da OGX, com cinco sondas afretadas para campanhas na Bacia do Parnaíba.
Há no mercado brasileiro 83 sondas de perfuração e workover autorizadas pela ANP a operar. De acordo com dados da Baker Hughes, 47 delas estavam atuando durante o mês de abril do Espírito Santo ao Solimões, onde a HRT mantém quatro sondas helitransportáveis operando.
Por falar em HRT, a petroleira decidiu vender duas das quatro sondas encomendadas ao consórcio Andrews Technologies-Sichuan Honghua Petroleum, que estão sendo construídas na China. As outras duas sondas serão trazidas para o Brasil, ampliando, assim, o portfólio da companhia para seis sondas.

Idade avançada

Boa parte da frota brasileira de sondas terrestre está sucateada e precisa realmente ser renovada. Assim como fez ao contratar sondas offshore, a Petrobras está tentando estimular o mercado para renovar a sua frota sem necessidade de contratar equipamentos no exterior.
O planejamento da petroleira é conseguir ampliar sua campanha de perfuração nos próximos três anos e conseguir perfurar cerca de 5 mil poços até 2015. Para um mercado que perfurou 600 poços em 2010, é de fato um desafio considerável.
Procurada pela Brasil Energia para falar sobre o assunto, a Petrobras não atendeu aos pedidos de entrevista até o fechamento desta edição.
Brasil Energia

quarta-feira, 6 de junho de 2012

Crise pode afetar também investimento em petróleo

O impacto da crise econômica global no setor de óleo e gás ainda é pouco visível no Brasil. As grandes empresas até agora mantiveram os investimentos planejados para este ano e os próximos. Mas essa situação poderá ser revertida por pelo menos dois fatores. O primeiro deles é o acirramento da crise europeia, com a saída da Grécia da zona do euro. O segundo, uma eventual queda dos investimentos da Petrobrás detalhados no plano de negócios 2012-2016, a ser tornado público até agosto.

Para o coordenador de Relações Externas do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), Flávio Rodrigues, ainda é imperceptível a retração dos investimentos das companhias que atuam no País, já que os planejamentos da indústria costumam ser de longo prazo. 'O preço do barril de petróleo não está tendo muita flutuação. Ele é fator muito importante para a validação dos cenários. As projeções se mantêm, embora cada empresa tenha suas dificuldades', afirmou Rodrigues, para quem 'as grandes empresas, de modo geral, estão com caixa para investimentos'.

No relatório 'Perspectivas de Investimento na Indústria: 2012-2015', o BNDES aponta para a manutenção do crescimento dos investimentos acima do Produto Interno Bruto (PIB), com destaque para as atividades vinculadas à exploração de petróleo e gás natural na camada pré-sal.

Segundo o relatório, o segmento (responsável por 59% dos investimentos mapeados em toda a indústria brasileira), no período de 2012 a 2015, planeja investir R$ 354 bilhões em extração e refino. O montante representa 48,5% a mais que os R$ 238 bilhões que constavam de relatório similar do BNDES com as perspectivas do ciclo 2007-2010.

Essa previsão de gastos poderá ser afetada se a derrocada financeira na Europa agravar-se, avalia Eloy Fernández y Fernández, diretor-superintendente da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip). Ele preferiu não fazer estimativas sobre o quanto o setor poderá vir a ser afetado. 'A cautela recomenda que a gente aguarde. Existem sinais de turbulência na economia. Em quanto vai atingir o setor, a gente não sabe dizer. O fato é que as companhias estão com os programas em andamento. O setor está pujante', disse Fernández y Fernández.

Uma das grandes expectativas da indústria de óleo e gás é a definição pela Petrobrás de seu novo plano de negócios. O plano em vigência (2011-2015) prevê investimentos de US$ 224,7 bilhões. O mercado vê com ceticismo a possibilidade desse valor aumentar muito, disseram ao Estado dois analistas que acompanham o setor diariamente, mas preferiram não formalizar entrevista.

Reforça a suspeita de que a Petrobrás poderá vir a conter os investimentos as declarações recentes de diretores, quando da apresentação do balanço financeiro do primeiro trimestre, de que a petroleira passará a investir no que for 'realizável'.

Ansiedade. As falas do diretor financeiro, Almir Barbassa, e do diretor de Exploração e Produção, José Formigli, estão sendo interpretadas como um prenúncio de que as metas poderão ser até menores, em razão da crise mundial e da necessidade de a Petrobrás cumprir de fato os investimentos traçados. 'Está todo mundo ansioso, aguardando pela revisão do plano de negócios da Petrobrás. Enquanto isso não se define, a gente deve aguardar', disse o diretor da Onip.

A Shell se antecipou ao comunicado da Petrobrás e anunciou ao Estado a intenção de manter o planejado para o País. Em resposta a questionário, a petroleira informa que 'considera o Brasil uma área estratégica e está interessada em continuar a investir e ampliar seu portfólio no País'.

'A empresa acredita que tem o conhecimento e a capacidade necessários, tanto financeiros quanto técnicos, para seguir contribuindo com o desenvolvimento das reservas de petróleo e gás do Brasil', informou a Shell, acrescentando que desde 1998 'investiu mais de US$ 3 bilhões em atividades de upstream' no País. Em todo o mundo, a companhia tem mantido os investimentos anuais em torno de US$ 30 bilhões. Não houve cortes motivados pela crise.

O diretor-geral da Maersk Oil no Brasil, Luis Paulo Costa, também fala em manutenção dos investimentos. Segundo ele, a crise não levou à revisão dos planos. A petroleira da Dinamarca participa de quatro blocos offshore e aguarda a definição de novas rodadas de licitação de áreas para expandir sua carteira.

'Só em 2011 investimos US$ 2,4 bilhões no País através da aquisição da SK do Brasil. E vamos investir mais. Este ano planejamos furar oito poços. Nossas perspectivas são de desenvolvimento das atividades em água profundas, independentemente da crise', disse o executivo.

Para a advogada Beth Ramos, da Ernst & Young Terco, o mercado brasileiro do petróleo tende a não ser tão afetado pelas complicações financeiras que atingem o mundo. Com 18 anos de experiência na Shell e no IBP, ela saúda com entusiasmo 'a muito grande quantidade de empresas estrangeiras vindo para o Brasil na área de suprimentos'.

'Acho que o setor não será tão afetado. O Brasil é uma nova fronteira. O mercado global tem muitas oportunidades aqui. Acredito que o movimento de reação virá a partir de agosto. O governo está mostrando maturidade ao oferecer às empresas, neste momento de crise, todos os indicativos de segurança, necessários ao investidor', disse.

A 11.ª rodada de licitação de blocos é esperada com ansiedade pelas empresas estrangeiras. A última rodada ocorreu em 2008. O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, já disse que o novo leilão só deverá ocorrer em 2013, o que frustrará os planos de investimentos das companhias. 'A falta de leilões tem efeitos ruins na cadeia produtiva', disse Rodrigues, do IBP. O diretor da Onip vai no mesmo tom. 'Isso é muito ruim pois desmobiliza e pode causar um gap de falta de encomendas. O leilão deveria ser realizado logo', opinou Fernández y Fernández.
O Estado de S. Paulo

ANP multará Chevron por vazamento em Frade, diz diretora

A diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Magda Chambriard, disse nesta segunda-feira que a autarquia vai multar a petrolífera Chevron por conta do vazamento de mais de dois mil barris de óleo ocorrido no no campo de Frade, na Bacia de Campos, em novembro do ano passado.
Segundo ela, o valor da multa deverá ser divulgado em julho.

"Estamos indo na direção do desfecho do processo em Frade. A conclusão (do procedimento de investigação) tem que gerar algum tipo de pagamento e melhoria por parte da empresa", disse Magda a jornalistas em evento no Rio de Janeiro.

"Não existe a hipótese de não haver pagamento em dinheiro na conclusão deste caso", acrescentou ela.

O derrame aconteceu em novembro do ano passado, e o poço onde foi detectado o vazamento teve de ser selado. Mais tarde, a companhia norte-americana anunciou a suspensão de sua produção no campo de Frade.

A diretora-geral da ANP disse ainda que a permissão para que a Chevron volte a perfurar e produzir no Brasil ainda não está definida pela agência.

"O concessionário (Chevron) tem que identificar as causas do acidente e nos convencer de que aquelas são as causas de fato do incidente e mostrar para a agência como estão pensando em fazer para mitigar. Essa questão para nós não está resolvida ainda e não há como a Chevron voltar a perfurar em Frade, pelo menos até que os condicionantes sejam satisfeitos", disse Magda Chambriard.

Segundo ela, o pagamento das multas que venham a ser aplicadas à Chevron não são garantia de que a empresa norte-americana poderá voltar a produzir óleo no Brasil.

A diretora-geral da ANP afirmou que a autarquia aplicou 25 autuações à Chevron. "A Chevron já exerceu o seu direito do contraditório, mas avaliamos que acrescentou muito pouco ao que a gente já sabia", destacou.

Magda declarou que a agência tem mantido contato permanente com outros órgãos, como Ibama e Ministério Público, para uma atuação conjunta nesse vazamento.

A diretora-geral acrescentou que paralelamente à análise do vazamento em Frade a ANP está sugerindo ao governo federal a elevação do valor das multas a serem aplicadas daqui para frente pelos órgãos reguladores em casos de novos vazamentos. Ela explicou que a lei em vigor foca muito em segmentos de distribuição e comercialização de combustíveis e menos nas atividades de exploração e produção de petróleo.

"Estamos sugerindo ao Ministério de Minas e Energia uma revisão da lei das penalidades para aumentar (o valor), sem dúvida. A lei das penalidades é de 1999 e foi feita mais com a percepção da distribuição e revenda de combustíveis do que da atividade de exploração e produção", disse ela.

"Só vai poder voltar a perfurar quando a regulamentação for cumprida. Tem que mostrar, assumir o erro e mostrar como se mitiga o problema", afirmou Chambriard. "O que queremos além do ressarcimento pecuniário é o estabelecimento de normas e critérios sérios. Queremos que a Chevron seja um benchmark de bom comportamento."
Reuters

sexta-feira, 1 de junho de 2012

Bacia do Parnaíba - Produção da OGX

Com a declaração de comercialidade dos campos de Gavião Real e Gavião Azul já apresentada à ANP, a produção de gás natural da OGX na Bacia do Parnaíba será iniciada no segundo semestre de 2012. A OGX se tornará a primeira empresa a iniciar um projeto de produção na região. Os investimentos exploratórios e no desenvolvimento da produção desta reserva de gás representam importante passo para sinergia entre a OGX e a MPX.

A produção de gás da OGX será destinada às termoelétricas que serão construídas pela MPX em área próxima aos campos de gás. A MPX já possui Licença de Instalação para duas termoelétricas, com capacidade de geração de até 4 mil MW. A produção de gás bruta deve atingir até 6 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia em 2013. Este volume significa dobrar a produção atual de gás natural em terra no Brasil.

Em fevereiro deste ano foi iniciada a fase de construção da Unidade de Tratamento de Gás (UTG), onde será realizado o tratamento para remover os líquidos existentes no gás produzido, filtrar e aquecer o produto e colocá-lo nas especificações exigidas. Desta unidade, partirá um gasoduto, que entregará o gás já tratado para a Unidade Termoelétrica Parnaíba (UTE) da MPX.

O investimento previsto no projeto é de US$ 450 milhões. Em janeiro de 2012, a OGX realizou a captação de R$ 600 milhões para financiar o desenvolvimento dos campos de Gavião Real e Gavião Azul.
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