Consultor de petróleo e gás fala sobre os próximos leilões da ANP

A 5X Petróleo desta semana é com o consultor de petróleo e gás, Jean Egito, que explica aos leitores do NNpetro,  as perspectivas para os próximos leilões de petróleo no Brasil e a projeção da Petrobras após as negociações.

1X) NNpetro - A Petrobras será operadora de todos os blocos licitados na Província Pré-Sal e ainda terá 30% de participação nos mesmos. A estatal também tem a opção de participar dos consórcios para adquirir os 70% restantes. O senhor acredita que a Petrobras terá dificuldades financeiras para realizar investimentos nos próximos leilões?

Jean Egito - A formação de consórcios é uma prática adotada pelas empresas de petróleo para mitigar riscos e dividir os investimentos em exploração e desenvolvimento da produção em blocos adquiridos.

O primeiro leilão do Pré-sal está previsto para novembro de 2013 e será o primeiro realizado em regime de partilha de produção. Normalmente, leva-se até oito anos entre o período de exploração e avaliação das descobertas antes de declarar comercialidade de um campo.

 No Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 prevê-se uma produção diária de 4 milhões e 200 mil barris em 2020 - o que representa o dobro da produção atual da Petrobras e consequentemente um caixa igualmente maior.

Com este dado, junto ao fato dos investimentos serem divididos entre os consórcios e o abatimento da parcela do óleo custo, acredito que não haverá dificuldades financeiras para a Petrobras desenvolver novas áreas.

2X) NNpetro - Como o senhor enxerga o cenário da Petrobras no mercado após a realização dos próximos leilões?

Jean Egito - A Petrobras é uma das maiores indústrias de petróleo no mundo e referência mundial em águas ultra profundas. Com o cumprimento das metas do Plano de Negócios e Gestão anunciado em junho passado, o mercado reavaliará a situação.

Acredito que a desconfiança maior não é diretamente em relação à Petrobras e sim em relação à capacidade da indústria nacional em atender as demandas da empresa. Desta forma, a companhia reestruturou sua área de engenharia e criou uma nova gerência executiva no E&P para atuar junto aos estaleiros, fornecedores de itens críticos e demais parceiros para garantir a entrega nos prazos contratados. Particularmente estou muito otimista com o futuro da companhia. 

3X) NNpetro - Exceto a Petrobras, que já terá participação garantida de no mínimo 30% de todos os blocos licitados no próximo leilão do Pré-Sal, quais são as empresas que o senhor acredita que realizarão mais  investimentos na 11ª rodada de licitações de petróleo e gás?

Jean Egito - Acredito que as empresas que já operam no país são as grandes investidoras. Acho também que empresas petrolíferas chinesas vão procurar participação em consórcios para garantir um maior fornecimento de petróleo para seu país, visto que a projeção é de aumento na demanda de petróleo na China. 

4X) NNpetro - O senhor acredita que a demora na realização dos leilões de petróleo – o último foi ofertado em 2008 -  trouxe algum impacto negativo para a industria de óleo e gás brasileira?

Jean Egito - O hiato ocorrido entre o último leilão e o previsto para 2013, não afeta significativamente a expansão brasileira na indústria de petróleo e gás.

No momento vários empreendimentos de grande porte estão ocorrendo mesmo sem termos tido leilões recentemente. Há várias encomendas de navios petroleiros, sondas de perfuração, unidades de produção e outros produtos e serviços que serão fornecidos pela indústria brasileira. Estaleiros estão sendo construídos para atender a esta demanda criada pela Petrobras, OGX e operadoras estrangeiras que atuam no Brasil. Há fornecedores de dutos, árvores de natal molhadas e outros equipamentos se estabelecendo ou ampliando suas fábricas no país.

Os ganhadores dos próximos leilões encontrarão um mercado fornecedor  brasileiro  mais preparado e competitivo para atender às suas demandas por bens e serviços para a exploração e produção de Petróleo e Gás.

5X) NNpetro - Recentemente, a ANP divulgou que a produção média de agosto do pré-sal caiu 2,7% em relação a julho deste ano. O senhor acredita que poder existir nos próximos meses mais reduções? Elas poderão impactar negativamente o leilão do pré-sal?

Jean Egito - A queda de produção se deu por problemas operacionais no Piloto de Lula. A natureza deste primeiro projeto implantado no polo pré-sal da Bacia de Santos de adquirir conhecimento sobre esta nova fronteira exploratória e normal acontecerem alguns contratempos. Mesmo com a queda de produção 03 pontos deste piloto ficaram entre os 5 maiores produtores de acordo com o mesmo relatório. Isso mostra que o potencial do pré-sal muito grande e vai, cada vez mais, atrair o interesse da indústria de petróleo.

O petróleo virou gás para Marcio Mello

O empresário Marcio Mello prometeu encontrar um segundo pré-sal na Amazônia e na Namíbia. Até agora, só achou gás — e quem disse que ele desistiu?

 

Márcio Mello, da HRT: o petróleo amazônico ainda não apareceu

  São Paulo - Uma ideia na cabeça, uma lata de Coca-Cola na mão — foi desse jeito que, um ano e meio atrás, o geoquímico mineiro Marcio Mello convenceu gente do mundo inteiro a investir 2,6 bilhões de reais em sua empresa de exploração de petróleo, a HRT.

Sua ideia: enquanto a concorrência se acotovelava para disputar a exploração do pré-sal na costa brasileira, havia espaço para enriquecer achando petróleo em dois lugares bem diferentes — a inóspita Amazônia e a distante Namíbia, no sudoeste africano.

Para tentar provar que a ideia era viável, Mello, que fez carreira na Petrobras antes de se tornar empreendedor, lançava mão da latinha de refrigerante. Nas reuniões com investidores, ele subia na mesa mais próxima e, teatral, abria sua Coca-Cola. Segundo ele, aquela era a metáfora perfeita para mostrar o potencial daquilo que apelidou de “pré-sal amazônico”.

O gás que deixa a lata, dizia, é um indício do líquido que está logo abaixo. Na bacia do rio Solimões, onde a HRT tinha o direito de explorar uma área de 49 000 quilômetros quadrados, seria parecido.

Bastava perfurar, deixar o gás sair e ganhar bilhões com o petróleo escondido sob a floresta. Pena, para ele e quem acreditou na metáfora da Coca-Cola, que, dois anos depois, sua latinha tenha expelido gás, e mais nada.

O contraste entre o que Mello prometeu nas reuniões com investidores e a atual situação da HRT é de impressionar. Ele garantiu que, até junho de 2011, faria jorrar 10 000 barris de petróleo por dia da bacia do Solimões. O “pré-sal amazônico” teria, segundo suas­ estimativas, reservas de 2,6 bilhões de barris — volume que ajudaria a transformar a HRT numa das maiores empresas de óleo e gás do mundo.

Para chegar lá, perfuraria 12 poços na região e teria oito sondas em funcionamento em dezembro de 2011. Na África, a promessa era explorar uma reserva de 7 bilhões de barris de petróleo — equivalente ao campo de Tupi, o maior da bacia de Santos — na Namíbia. Nada disso aconteceu.

A HRT perfurou apenas quatro poços na Amazônia e encontrou petróleo em somente um deles — mas em profundidade tal que a exploração se mostrou economicamente inviável. No resto, só achou gás. “Essa região já havia sido explorada pela Petrobras, que não julgou a extração viável”, diz Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura.

 

Revista EXAME

BACIA DO RIO SÃO FRANCISCO É NOVA FRONTEIRA DE EXPLORAÇÃO

A nova fronteira exploratória terrestre de gás natural no País, forma como foi batizada a bacia sedimentar do Rio São Francisco, deflagrou uma febre em busca do insumo em Minas Gerais.

A promessa de grandes reservas do produto resultou em muitos investimentos em prospecções por empresas como Petra Energia e Shell. Mas o início de produção nos lotes já sob concessão é apenas uma expectativa, e companhias que exploram a área estimam que sejam necessários mais dois ou três anos de pesquisas para se ter uma ideia precisa do volume das reservas.

Apenas a Petra, proprietária da concessão de 24 blocos exploratórios na área, previa investimentos de aproximadamente R$ 970 milhões até o ano que vem para viabilizar a exploração de gás na bacia. Dona da maior área de exploração terrestre de gás no País, a empresa já perfurou ou está em fase de finalização de 14 poços na região e fez levantamento sísmico de 20 mil quilômetros.

Apesar de encontrar indícios do combustível, ainda não tem dados para estimar o tamanho das reservas. Segundo a assessoria da companhia, o valor investido até o momento "apenas será conhecido no final de 2012" e a estimativa do volume de gás nos blocos "vai se dar apenas após concluir a fase de avaliação, a partir de 2013".

Atualmente, há 39 blocos sob concessão e o mercado aguardava a realização de leilão de pelo menos outros nove ainda em 2012. Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), porém, há planejamento para a realização de novo leilão a princípio em maio de 2013.

A ANP informou que não tem estimativas do potencial das reservas e que "os blocos a serem ofertados" no leilão "ainda serão divulgados".

Otimismo. Mesmo sem conhecimento preciso do volume das reservas, no entanto, as empresas que investem na área estão otimistas com as prospecções. Um dos trabalhos mais avançados é o do consórcio Cebasf, operado pela Orteng Equipamentos e Sistemas, com participação da Companhia de Desenvolvimento Econômico de Minas (Codemig) - controlada pelo governo mineiro -, da Delp Engenharia e da Imetame.

Em agosto, a ANP aprovou um Plano de Avaliação de Descoberta apresentado pelo grupo, com vencimento em 2019, para avaliação do potencial de uma reserva próxima a Morada Nova de Minas, na região central do Estado, onde foi perfurado o primeiro poço da Bacia do São Francisco.

De acordo com o diretor de Óleo e Gás da Orteng, Frederico Macedo, a estimativa é de que o volume acumulado na reserva possa chegar a 34 trilhões de pés cúbicos (TCF), equivalentes a 962,7 bilhões de metros cúbicos de gás.

Segundo Macedo, os testes de viabilidade econômica devem ser feitos no início de 2013, quando a empresa planeja perfurar "mais três ou quatro poços". "Devemos iniciar a produção em dois anos", afirmou. A expectativa é de extração de até 8 milhões de metros cúbicos diários de gás.

GÁS DE XISTO TEM FUTURO PROMISSOR

Apesar do baixo investimento, o País tem potencial para se transformar no segundo maior produtor de gás proveniente das rochas de xisto (shale gas) das Américas, ficando apenas atrás dos Estados Unidos, segundo relatório do Instituto de Energia da KPMG Global.

A consultoria se baseia em um levantamento da Agência Internacional de Energia (AIE) sobre reservas estimadas dessa fonte energética, no qual o Brasil aparece em 10.º lugar no mundo. Os três primeiros líderes em disponibilidade projetada são China, Estados Unidos e Argentina.

"O Brasil tem uma reserva importante de shale gas e deve considerá-la em uma política de mercado envolvendo todas as matrizes energéticas. Isso deve constar no planejamento de médio e longo prazos", diz Manuel Fernandes, sócio da KPMG na área de Óleo e Gás.

De acordo com ele, ainda não foi dada a devida atenção ao shale gas porque há muito foco nas reservas tradicionais. "O gás do pré-sal terá de ser processado, há todo um investimento a ser feito", comenta.

Contudo, ele acredita que o governo federal deverá colocar mais ênfase nessa discussão daqui para a frente. "O governo não pode desprezar essa questão. A presidente Dilma Rousseff sabe a complexidade que é garantir energia de boa qualidade em todos os cantos de um país continental."

No mundo, os Estados Unidos já utilizam o gás proveniente das rochas de xisto em escala comercial. Alguns países do Leste Europeu também têm produzido comercialmente, embora em pequenos volumes.

O estudo da KPMG mostra que, na América do Sul, o governo argentino é o que tem dado maior atenção ao tema e o país concentra mais investimentos. Segundo a consultoria, a China, por sua vez, conta com um plano estratégico do governo e tem fechado parcerias com empresas americanas para adquirir tecnologias e, assim, reduzir a dependência de fornecedores de gás natural, principalmente da Rússia.

O levantamento da KPMG também aponta que, apesar da abundância e do preço competitivo, um dos fatores de risco que é discutido globalmente é que o fraturamento hidráulico das rochas de xisto para a retirada do gás pode causar contaminações nos lençóis freáticos.

Na visão de Adriano Pires, sócio-fundador e diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), a Agencia Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) deveria realizar levantamentos sísmicos, estudos aprofundados sobre o potencial do País em gás não convencional.

O governo, segundo ele, tem de analisar a questão, e não pode ficar fora do processo. Nos Estados Unidos, a extração do gás não convencional foi impulsionada após incentivos dados pelo governo, como a redução dos royalties.

"Aqui poderia acontecer o mesmo. São necessários estímulos, incluindo desoneração fiscal e linhas de financiamento com juros mais baixos do BNDES", avalia Pires.

De acordo com Marcelo Mendonça, gerente técnico da consultoria Gas Energy, o País necessita de um marco regulatório adequado para que as empresas possam investir com segurança. "A nossa legislação não está preparada, é relacionada ao gás natural, que tem o modelo baseado na produção de petróleo", destaca o especialista.

Quanto aos possíveis riscos ambientais, Mendonça afirma que foram desenvolvidas técnicas e parâmetros a serem seguidos para controlá-los. "Não há nada de proibitivo. Cada tipo de exploração exige cuidados específicos", comenta.

Pioneirismo. A Petra Energia pode ser considerada a pioneira na investigação do gás não convencional no Brasil, especialmente na Bacia do São Francisco, em Minas Gerais.

Isso porque a companhia, que mantém uma equipe de 150 profissionais, concentra sua atuação em bacias terrestres de fronteiras exploratórias, locais que ficaram sem investigação no País. Dessa forma, a Petra não descarta qualquer possibilidade de descobertas de gás ou óleo relacionadas aos reservatórios não convencionais do tipo shale gas (proveniente das camadas das rochas de xisto) e tight sands (proveniente de um tipo de arenito).

A Petra já coletou 21 mil quilômetros de sísmica 2D, o maior levantamento aerogeofísico realizado, além de ter feito 17 perfurações exploratórias. "Nossos levantamentos indicam existência de diferentes tipos de prospectos, entre eles, alguns não convencionais, cujo volume está em avaliação", informou em nota a companhia.

Atuação. A Petra detém concessão de 24 blocos exploratórios na Bacia do São Francisco, numa área que envolve cerca de 103 municípios mineiros. Na Bacia do Amazonas, a empresa possui a concessão de um único bloco.

Já na Bacia do Paraíba, a empresa conta com mais 7 áreas exploratórias em parceria com as empresas OGX e MPX, do empresário Eike Batista, onde já foram anunciadas duas descobertas de gás em reservatórios convencionais.
A produção de gás natural da Petra Energia está programada para o início de 2013.

ANP QUER INICIAR EM JANEIRO AS EXPOSIÇÕES SOBRE 11.ª RODADA

O diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP) Helder Queiroz afirmou nesta quarta-feira que a autarquia pretende iniciar em janeiro exposições para apresentar às empresas as áreas a serem ofertadas na 11.ª rodada de licitações. Serão 87 áreas em terra e 87 em mar, mas o número está em processo de revisão e pode ser reduzido marginalmente.

O cronograma da ANP depende da aprovação da Lei dos Royalties no Congresso e do agendamento de data para o leilão pelo governo. O Ministério de Minas e Energia (MMA) previu a realização para maio, embora condicionada à aprovação da Lei dos Royalties. No momento, a agência revê, junto com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), licenciamentos ambientais concedidos. Caso haja algum impedimento, blocos poderão ser retirados para evitar atrasos no programa exploratório mais à frente.

Queiroz, no entanto, disse que a redução do número de blocos, se ocorrer, será marginal, inferior a 10%. As exposições serão feitos também no exterior para detalhar os estudos geológicos e de sísmica feitos pela ANP. Ele afirmou acreditar que, depois de definida a data do leilão, a agência precise de cem dias para organizar a rodada, uma vez que há etapas a serem cumpridas com prazos regimentais. Em mar, o foco estará na Margem Equatorial. Em terra, no Recôncavo e na Bacia de São Francisco.

O diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP) Helder Queiroz afirmou nesta quarta-feira que a autarquia pretende iniciar em janeiro exposições para apresentar às empresas as áreas a serem ofertadas na 11.ª rodada de licitações. Serão 87 áreas em terra e 87 em mar, mas o número está em processo de revisão e pode ser reduzido marginalmente.

O cronograma da ANP depende da aprovação da Lei dos Royalties no Congresso e do agendamento de data para o leilão pelo governo. O Ministério de Minas e Energia (MMA) previu a realização para maio, embora condicionada à aprovação da Lei dos Royalties. No momento, a agência revê, junto com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), licenciamentos ambientais concedidos. Caso haja algum impedimento, blocos poderão ser retirados para evitar atrasos no programa exploratório mais à frente.

Queiroz, no entanto, disse que a redução do número de blocos, se ocorrer, será marginal, inferior a 10%. As exposições serão feitos também no exterior para detalhar os estudos geológicos e de sísmica feitos pela ANP. Ele afirmou acreditar que, depois de definida a data do leilão, a agência precise de cem dias para organizar a rodada, uma vez que há etapas a serem cumpridas com prazos regimentais. Em mar, o foco estará na Margem Equatorial. Em terra, no Recôncavo e na Bacia de São Francisco.

Técnica Inovadora na Perfuração Revitaliza Campos Maduros na Bahia

O projeto de retomada das atividades na região apresenta um caráter inovador, especialmente pela utilização de modernas tecnologias em campo maduro, fato esse descoberto há 64 anos. O processo consiste na perfuração dos poços, a partir do continente, com alto ângulo de inclinação, com a finalidade de atingir reservatórios de óleo e gás situados abaixo do mar.

Sonda Cross River em Dom João

A região possui uma reserva de por volta de 20 milhões de barris que foi explorada entre o início dos anos de 1950 até 1990, período em que a produção em mar foi suspensa devido a questões ambientais e também pela queda do preço do petróleo, sendo mantida somente a extração de gás natural.

Retomada da produção

A estratégia da Petrobras que consiste na revitalização dos campos maduros teve início em 2003, com investimentos e implantação de novas tecnologias para produzir em reservatórios de petróleo e gás que estão em atividade há vários anos. O principal problema em retomar a produção petrolífera do Recôncavo Baiano, naquela época, era a impossibilidade da perfuração com sondas convencionais em mar, devido a questões ambientais.

A solução pensada foi a perfuração dos poços da terra para o mar. Devido ao reservatório raso, com cerca de 280 metros de profundidade, a exploração na região por meio de sondas convencionais ficava limitada, sem condições de um maior afastamento da costa. A solução encontrada foi realizar a perfuração de forma horizontal, a partir da terra, com a utilização da sonda Cross Rig River (sonda de travessia).

Com investimentos de R$ 230 milhões, espera-se que haja aumento da produção de petróleo, com a perfuração de cerca de 40 poços horizontais que devem aumentar mais 2.500 barris por dia para o Estado.
Segundo a Petrobras, essa é uma experiência pioneira na indústria do petróleo mundial, desenvolvida na Bahia, com o intuito de perfurar poços de petróleo com o uso de sonda Cross Rig, comumente utilizada nas atividades de engenharia, especialmente na construção de pontes.

Com a adaptação desse equipamento, foi possível perfurar poços de petróleo a partir da terra, com cercade três quilômetros de distância em direção ao mar.
A técnica inovadora foi aprovada e a Petrobras está em processo de efetuar o registro da patente no Instituto Nacional da Propriedade Industrial (INPI).

A execução de poços horizontais tem como base o princípio da sustentabilidade, associada também à atual metodologia. No modelo utilizado anteriormente na exploração e produção, os poços de Dom João eram perfurados e depois produziam em instalações localizadas no mar. Com essa nova tecnologia idealizada na Bahia, as águas do manguezal e o litoral da região de São Francisco do Conde ficaram sem a presença das sondas e poços de petróleo.

Base dos Poços Horizontais

Reservas Não Convencionais- As Areias Betuminosas do Canadá

Conhecidas em inglês como oil sands ou tar sands, as areias betuminosas canadenses são gigantescos depósitos de betume localizados no norte da província de Alberta, com ramificações na vizinha Saskatchewan . Forma semissólida de petróleo cru, mais pesado e de menor valor comercial, esse betume impregna as rochas, compostas basicamente por areia e argila. Quase totalmente imóvel dentro da rocha matriz, o betume não flui para dentro de um poço, como o petróleo cru convencional, e tem de ser extraído por métodos diferentes.

 

O maior depósito de areia betuminosa do mundo fica em Alberta: o Athabasca, nome do rio que atravessa a região. Ele e dois depósitos menores, Peace River e Cold Lake, perfazem uma área de cerca de 140,2 mil quilômetros quadrados, pouco menor que a do Amapá. São terras escassamente povoadas, nas quais predominam a floresta boreal e jazidas de turfa. 

A particularidade maior do depósito de Athabasca é que, ali, o petróleo está perto da superfície – cerca de 10% do campo fica a menos de 75 metros de profundidade. É praticamente uma mina a céu aberto, o que permite que o óleo seja retirado por técnicas de mineração em larga escala.

A extração de petróleo na região começou modestamente, em 1967, num empreendimento da Great Canadian Oil Sands Limited (subsidiária canadense da Sun Oil Company, dos Estados Unidos, hoje independente e renomeada Suncor Energy), mas as cotações internacionais da commodity tornaram o negócio desinteressante por várias décadas. Foi só com a subida dos preços no início deste século que a exploração se consolidou ali. Já em 2001, o Canadá se tornou o maior exportador de petróleo para os Estados Unidos, superando a Arábia Saudita.

No entanto, diferentemente do petróleo saudita, fácil de retirar, o das areias betuminosas canadenses envolve formidáveis custos ambientais. Até meados de 2008, a mineração respondia pela derrubada de 470 quilômetros quadrados de floresta e pela criação de 130 quilômetros quadrados de lagoas de decantação repletas de resíduos tóxicos. Ambientalistas e profissionais da saúde alertam que essa atividade polui substancialmente a atmosfera, ameaça os ecossistemas da área, mata peixes e já contabiliza casos de câncer em humanos.

BP lança projeto de US$ 10 milhões em universidades

A BP, petrolífera britânica, anunciou recentemente um projeto de pesquisa de US$ 10 milhões que envolve a colaboração de cinco universidades brasileiras e três universidades britânicas. O objetivo do projeto é estudar o entendimento da formação da bacia do Parnaíba, nas regiões norte e nordeste do Brasil, por meio de dados sísmicos de reflexão da crosta profunda, sismologia e estudos geológicos.

Indícios de petróleo e gás e os anúncios de recentes descobertas demonstram o potencial da Bacia do Parnaíba, mas esta ainda não é uma província de petróleo estabelecida.

"Isso demonstra o compromisso de longo prazo da BP com o Brasil, onde estamos presentes em cinco bacias, a maioria das quais são fronteiras exploratórias", disse o presidente Regional da BP Brasil, Guillermo Quintero.

Em nota, a empresa declara que algumas bacias cratônicas - grandes bacias terrestres sub-circulares - têm produzido bilhões de barris de hidrocarbonetos, especialmente no Hemisfério Norte, mas a maioria ainda é pouco explorada.

A BP contratou a Global Geophysical em uma base não-exclusiva para adquirir uma linha sísmica regional de 1.440 quilômetros através da bacia, passando pelos estados do Pará, Tocantins, Maranhão, Piauí e Ceará.

Estes dados serão disponibilizados para as universidades, que irão integrar dados geofísicos e geológicos adicionais para a construção de um modelo que irá ajudar a compreender a evolução da bacia.

O projeto vai envolver estudantes das universidades federais do Rio Grande do Norte, Pernambuco, Bahia, Brasília e, ainda, do Observatório Nacional. As universidades de Aberdeen, Cambrigde e Oxford irão representar os centros de estudo de fora do país.

7ª SPEtro da Poderosa e Imbatível Poli da UFRJ - Imperdível!!!

Universidade Federal do Rio de Janeiro
Escola Politécnica
Capítulo de Estudantes SPE/UFRJ

Sobre a 7ª SPEtro
Um evento consolidado e em expansão.

Chegando a sua 7ª edição, a SPEtro, Semana de Petróleo da SPE/UFRJ, consolida-se como um dos eventos acadêmicos de maior repercussão na Escola Politécnica e em todo o setor petrolífero do Rio de Janeiro. O evento ocorrerá no Centro de Tecnologia da UFRJ entre os dias 29 de outubro e 1 de novembro de 2012 e as inscrições on-line iniciam-se em 22 de setembro.

Essa edição vem com o tema Excelência Tecnológica:

Construindo o Futuro. Nesse contexto, a indústria do petróleo desponta como geradora de novas tecnologias devido aos desafios que surgem em um cenário próximo, envolvendo as mais diversas engenharias e geociências.

A 7ª SPEtro, organizada pelo Capítulo de Estudantes SPE/UFRJ juntamente com o Curso de Engenharia de Petróleo da UFRJ, caminha para ser a maior edição já realizada. A expectativa de público é de cerca de 1000 pessoas, superando o sucesso do ano anterior. Serão realizadas palestras, mini-cursos, exposição de materiais e estandes das maiores empresas petrolíferas do mundo.

Além disso, realizaremos pelo quarto ano o concurso estudantil de trabalhos científicos na área de Petróleo e Gás, IV Student Paper Contest, premiando os primeiros colocados nas categorias graduação e pós-graduação com R$1.500,00. As inscrições dos trabalhos vão de 19 de agosto à 7 de Outubro. Essa é uma grande oportunidade para destacar-se tanto para o mundo acadêmico, quanto para o mercado de trabalho.

Nos últimos seis anos, a SPEtro contou com a presença de profissionais renomados na indústria e com o patrocínio das maiores empresas do mundo petrolífero, como Shell, Baker Hughes, Devon, Petrobras, BG Brasil, BP, Halliburton, Schlumberger, OGX, HRT, Chemtech, COPPE/UFRJ, Escola Politécnica/UFRJ, LAMCE, IBP, PRHANP/ UFRJ, Nicomex, LabOceano, Radix, Synergia Editora, Sonangol Starfish e CGG Veritas.

Um trabalho de destaque

A SPE, Society of Petroleum Engineers, é a maior organização que atende engenheiros, estudantes e diversos profissionais da indústria de petróleo em todo o mundo. Através de seus programas e atividades, oferece uma oportunidade única ao desenvolvimento da carreira.

O Capítulo de Estudantes da SPE/UFRJ tem por finalidade o compartilhamento de conhecimento e o estímulo a toda atividade relacionada à Indústria de Petróleo. Recentemente, o Capítulo SPE/UFRJ foi condecorado pela SPE com o prêmio Outstanding Student Chapter 2012, como reconhecimento pelo trabalho desenvolvido à nível de mérito excepcional. Além disso, recebemos o Gold Standard Award, identificando que o capítulo cumpriu um grau admirável de atividades. Dentre as atividades realizadas estão o Ciclo de Palestras, a participação nas edições anteriores do PetroBowl regional, conquistando o primeiro lugar em todas, e principalmente as 6 edições da Semana de Petróleo e Gás SPE/UFRJ (SPETRO).