Arquivo da tag: Óleo & Gás

ANP Divulga novo recorde de produção de petróleo e gás em Dezembro de 2010.

por ANP

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) está divulgando hoje (31/1) seu Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural referente a dezembro de 2010, que registra novo recorde tanto na produção brasileira de petróleo, quanto na de gás natural. A produção de petróleo foi de 2,18 milhões de barris por dia (bbl/d) em dezembro de 2010, o que representa um aumento 4,4% em relação a novembro de 2010, com 2,09 milhões de bbl/d. A produção de gás natural foi de aproximadamente 69 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) em dezembro de 2010, uma elevação de 4,5% em relação aos 66,2 milhões de m³/d produzidos em novembro do ano passado.

Na comparação com dezembro de 2009, o aumento registrado foi de 9,1% na produção de petróleo e 14,5% na produção de gás natural.Clique aqui para consultar o Boletim de Produção de dezembro de 2010.

Pré-sal
A produção do pré-sal em dezembro de 2010 superou a do mês anterior, com 65,2 mil bbl/d e 2,312 milhões m³/d de gás natural, por meio dos poços 1BRSA108AESS e 6BRSA639ESS, em Jubarte, e 3BRSA496RJS e 9BRSA716RJS, no teste de longa duração do bloco BM-S-11. A área do teste de longa duração de Tupi (BM-S11) foi declarada comercial em 29/12/2010, mas, para fins de elaboração do Boletim da Produção foi considerada integralmente na fase de exploração. Em novembro de 2010 a produção foi de 63,7 mil bbl/d de petróleo e de 2,301 milhões m³/d de gás natural.

Queima de gás
Em dezembro de 2010 houve redução de aproximadamente 11,4% na queima de gás natural em relação ao mesmo mês de 2009 e de 2% em comparação a novembro de 2010. Do volume total queimado 79,23% são oriundos de campos na fase de produção e 20,77% de testes de longa duração (TLDs) de concessões na fase de exploração.

O índice de utilização de gás natural, considerando-se apenas concessões na fase de produção, foi de 92,27%.

Campos produtores
Considerando-se a produção de petróleo e gás natural, o crescimento em relação a novembro foi de 110 mil de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), sendo os campos de Jubarte, Cachalote e Marlim, na Bacia de Campos, os principais responsáveis pelos resultados.

Foram extraídos de campos marítimos aproximadamente 91,4% da produção de petróleo e 75,7% da produção de gás natural no Brasil, em dezembro de 2010. Os três maiores campos terrestres produtores de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente, foram Leste de Urucu, Rio do Urucu (Bacia do Solimões) e Carmópolis (Bacia de Sergipe). Merecem destaque cinco poços terrestres no campo de Rio Urucu, na relação dos 30 com maior produção de gás natural.

Em torno de 92,53% da produção de petróleo e gás natural são provenientes de campos operados pela Petrobras. Dos 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente, dois são operados por empresas estrangeiras Frade (Chevron) e Ostra (Shell), na Bacia de Campos.

Bacias maduras terrestres
A produção das bacias maduras terrestres – o que inclui campos produtores e testes de longa duração nas bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas – foi de 184 mil boe/d, sendo 149 mil bbl/d de petróleo e 5,614 milhões m³/d de gás natural.

Plataforma
A plataforma P-52, localizada no Campo de Roncador, Bacia de Campos, produziu aproximadamente 151,4 mil boe/d e continua sendo a unidade com maior produção pelo quarto mês consecutivo.

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Repsol anuncia descoberta de novas reservas de petróleo no Brasil.

por Isto É Dinheiro

Um consórcio petroleiro integrado pela espanhola Repsol descobriu uma reserva de petróleo de alta qualidade em águas brasileiras, anunciou a empresa nesta quarta-feira.

“A Repsol Sinopec (antiga Repsol Brasil, que recentemente recebeu capital da empresa chinesa) e seus sócios, a Petrobras e a britânica BG Group, descobriram petróleo de boa qualidade em águas profundas da bacia de Santos”, informa um comunicado da empresa.

“É uma reserva de 200 metros com petróleo de alta qualidade”, completa o texto.

O consórcio tem participação de 45% da Petrobras, 30% do BG Group e 25% da Repsol Sinopec.

A reserva foi descoberta no poço Carioca Nordeste, situado no bloco BM-S-9, a 275 quilômetros da costa de São Paulo”, uma área onde aconteceram “algumas das descobertas mais importantes do mundo”, segundo a Repsol.

Na mesma região estão as áreas de avaliação de Guará e Carioca, “dois importantes campos identificados pela Repsol como projetos chave que garantirão o crescimento da companhia”.

A Repsol Brasil e a chinesa Sinopec anunciaram em outubro a venda para esta última de 40% da filial brasileira da Repsol com uma ampliação de capital de 7,111 bilhões de dólares, processo concluído em dezembro.

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Ministério diz que estuda regras mais rígidas para setor de petróleo.

por Folha.com

O Ministério do Meio Ambiente está elaborando medidas para tornar mais rigorosa a liberação de licenças ambientais para os setores de petróleo e gás natural no país, afirmou nessa sexta-feira a ministra de Meio Ambiente, Izabella Teixeira.

“Isso é resultado de 5 anos de discussão e estudos com base na consulta a órgãos estaduais, técnicos e do Ibama”, disse ela a jornalistas nessa sexta-feira na sede do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social), no Rio de Janeiro.

Sem dar maiores detalhes, a ministra disse que as regras já passariam a valer para as novas rodadas de licitação de blocos dentro e fora da região do pré-sal.

“É claro que sim”, respondeu ao ser perguntada se as novas regras valeriam para os leilões do governo previstos para este ano, sendo um com áreas fora da região pré-sal (11ª rodada) e outro com blocos na cobiçada nova fronteira.

A ministra classificou as novas regras como “medidas de modernização das licenças” ambientais concedidas no Brasil.

“É uma modernização de procedimentos. Por exemplo, um teste de longa duração ninguém sequer sabe como é feito, é um processo mais sofisticado de tomada de decisão, é isso que estamos incorporando para modernizar o licenciamento ambiental”, declarou.

Ela acrescentou que a modernização tornará a concessão de licenças para o setor de petróleo e gás mais rigorosa.

“É mais rigoroso, mais minucioso, com custos reais mais efetivos e práticas ambientais mais sustentáveis sem trabalhar com o lixo da burocracia que tem muito na área ambiental nesse país”, avaliou.

“A modernização vai dotar o Estado de mais força, transparência e mais controle da informação”, adicionou.

Desde o acidente com um plataforma da BP no Golfo do México americano, no ano passado, houve manifestações de maior preocupação dos órgãos ambientais brasileiros com a exploração e a produção segura e sustentável de petróleo e gás no país.

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Produção de Petróleo e Gás Natural foi recorde em novembro de 2010.

por ANP

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou hoje (27/12) seu Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural referente a novembro de 2010, que registra recorde na produção brasileira de petróleo e gás natural. A produção de petróleo foi de aproximadamente 2,089 milhões de bbl por dia e a de gás natural, de 66,2 milhões de metros cúbicos por dia. O aumento na produção de petróleo ficou em torno de 5,2% em comparação a novembro de 2009 e em 4,6% em relação a outubro de 2010.  No gás, a elevação foi de aproximadamente 12% na comparação com novembro de 2009 e de 2% em relação a outubro de 2010. A íntegra do Boletim de Produção de novembro de 2010 pode ser consultada na página da ANP na internet, na área de Desenvolvimento e Produção.

Aproximadamente 91,2% da produção de petróleo e gás natural foram extraídos de campos explorados pela Petrobras. Foram produzidos em campos marítimos 91,3% do petróleo e 75,3% do gás natural brasileiros. Os três maiores campos terrestres produtores de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente, foram Leste do Urucu, Rio do Urucu e Carmópolis.

A produção do pré-sal em novembro foi de 63.679 bbl/d de petróleo e de 2.301 mil m³ por dia de gás natural (no campo de Jubarte e nos testes de longa de duração na área de Tupi) Em outubro de 2010, a produção no pré-sal foi de 43.978 bbl/d de petróleo e 1.607 mil m³ por dia de gás natural.

A plataforma P-52, localizada no Campo de Roncador, produziu aproximadamente 156.673 boe/d e continua sendo a unidade com maior produção pelo terceiro mês consecutivo. O campo de Roncador foi o maior produtor de petróleo e o de Manati, o maior produtor de gás natural.

A queima de gás natural teve redução de 15,1% em novembro de 2010 em comparação ao mesmo mês do ano passado. Em relação a outubro de 2010, houve aumento de 22,8% na queima de gás. Do volume total de gás queimado, 80,45% são oriundos de campos na fase de produção e 19,55% de testes de longa duração em campos na fase de exploração (que ainda não iniciaram a produção).

Dos 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural (em barris de óleo equivalente), três são operados por empresas estrangeiras: o campo de Ostra (Shell), Frade (Chevron) e Polvo (Devon).

Ao todo, 296 concessões, operadas por 22 empresas distintas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 72 são concessões marítimas e 224 são terrestres. Vale ressaltar que das 296 concessões, 12 se encontram na Fase de Exploração e produziram através de Testes de Longa Duração (TLD), e outras oito são de campos licitados contendo Acumulações Marginais.

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Governo lança decreto de regulamentação da Lei do Gás.

por Canal Energia

O presidente Luiz Inácio Lula da Silva assinou nesta quinta-feira, 2 de dezembro, o decreto de regulamentação da Lei do Gás. O texto trata das inovações trazidas pela Lei 11.909, de 4 de março de 2009, regulamentando a atividade do gás no país, à excessão daquela relativa à contingência no suprimento de gás natural, que será objeto de regulamentação específica em razão de suas peculiaridades.

Os principais pontos do decreto são a instituição do Plano Decenal de Expansão da Malha de Gasodutos – PEMAT, que passará a ser publicado pelo Ministério de Minas e Energia e reforça o seu papel de formulador de políticas públicas para o setor; e a regulamentação do acesso de terceiros aos gasodutos de transporte e de troca operacional de gás (swap), que permitirão que novos agentes ofertem gás natural ao mercado brasileiro, aumentando a competitividade do setor. Outro ponto do decreto trata da regulamentação do período de exclusividade, instrumento importante para atrair novos carregadores nos futuros leilões de gasodutos.

De acordo com o MME, a Lei do Gás e o Decreto de Regulamentação são um marco no estabelecimento de regras claras e estáveis para atrair mais investimentos para o setor. A expectativa é de que a introdução dos contratos de concessão traga mais competitividade para a atividade de transporte e, consequentemente, mais investimentos em exploração e produção, o que resultará em mais investimentos em infraestrutura, criando um círculo virtuoso para o setor. Para ler o decreto na íntegra, clique aqui.

 

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Queima de gás em outubro de 2010 foi a menor desde 2008.

por ANP

No mês de outubro de 2010, foi registrado no Brasil o menor nível de queima de gás (5,495 milhões de m³ por dia) desde abril de 2008, quando o volume de gás natural queimado foi de 4,706 milhões de m³ por dia. A redução na queima foi de 33,7% se comparada ao mesmo mês em 2009 e de 16,2% em relação ao mês de setembro de 2010. As informações são do Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural de outubro de 2010, que pode ser consultado no sítio da ANP.

Houve recorde pelo segundo mês consecutivo em produção de gás natural, aproximadamente 65 milhões de m³ por dia, o que representa um aumento de 9,3% em comparação com o mesmo mês em 2009 e de 1,64% em relação a setembro de 2010. Houve também aumento de 64,1% na produção de gás não associado se comparada ao mês de outubro de 2009.

A produção de petróleo e gás natural no Brasil em outubro de 2010 foi de aproximadamente 1.998 mil barris por dia e 65 milhões de m³ por dia, respectivamente, totalizando em torno de 2.406 mil barris de óleo equivalente por dia. Os níveis de produção de petróleo e gás natural em outubro de 2010 permaneceram estáveis em relação a setembro deste ano. Houve um aumento quase nulo: algo em torno de 29 barris por dia. Em relação ao mesmo mês em 2009, o aumento foi de 0,36%.

Foram produzidos do pré-sal 43.978 bbl/d de petróleo e 1.607 mil m³ por dia de gás natural, redução de 13,7% na produção, em barris de óleo equivalente, em relação ao mês de setembro de 2010.

Em outubro de 2010, 91% da produção de petróleo e 77% da produção de gás natural do Brasil foram explotados de campos marítimos. O campo de Roncador foi o maior produtor de petróleo e o campo de Manati, o maior produtor de gás natural. De acordo com os dados de outubro de 2010, 92,4% da produção de petróleo e gás natural são provenientes de campos operados pela Petrobras e, dos 20 maiores campos produtores, três são operados por empresas estrangeiras (Ostra/Shell, Frade/Chevron e Polvo/Devon). Os três maiores campos terrestres produtores de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente, foram Leste do Urucu, Rio do Urucu e Carmópolis.

A plataforma P-52, localizada no Campo de Roncador, produziu aproximadamente 159.639 boe/d, um aumento de 6% em relação a setembro, e continua sendo a unidade com maior produção pelo segundo mês consecutivo. O grau API médio do petróleo produzido no mês de outubro foi de aproximadamente 24,6°.

Ao todo, 294 concessões, operadas por 23 empresas distintas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 74 são concessões marítimas e 220 são terrestres. Vale ressaltar que das 294 concessões, 11 se encontram na Fase de Exploração e produziram através de Testes de Longa Duração (TLD), e outras nove são de campos licitados contendo Acumulações Marginais. O boletim de outubro traz uma inovação, divulga a produção de petróleo por concessionária e não apenas por operadora, conforme os boletins anteriores.

 

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ANP adia para 2011 decisão sobre BP e Devon no Brasil.

por Folha.com

A decisão da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) sobre se aprova a compra de ativos da Devon no Brasil pela BP só deverá sair em 2011, afirmou à Reuters nesta segunda-feira o diretor-geral da agência, Haroldo Lima.

De acordo com Lima, que se encontrou na semana passada com o presidente executivo da BP, Robert Dudley, no Rio de Janeiro, a empresa ainda precisa encaminhar informações requisitadas pela ANP envolvendo o grave acidente com vazamento de petróleo no golfo do México, além de outros dados relacionados à estratégia da companhia para operar no Brasil.

A BP não tem nenhum bloco de concessão no Brasil e no início deste ano anunciou que chegou a um acordo com a norte-americana Devon para a compra de blocos no Brasil por US$ 7 bilhões, a maior parte situados na bacia de Campos.

A companhia britânica busca superar o desgaste financeiro e de imagem após o maior desastre na história da exploração de petróleo nos Estados Unidos, em abril, quando a plataforma Deepwater Horizon explodiu, matando 11 operários e provocando um vazamento de centenas de milhões de litros de petróleo no mar ao longo de quase três meses.

Na reunião com Robert Dudley na semana passada, Lima disse ao executivo que além da documentação técnica já apresentada em junho o órgão regulador exigia mais dados para deliberar sobre o assunto.

LEILÕES INTERROMPIDOS

“Nós observamos a eles que a entrada natural [no Brasil] seria através dos leilões, mas que nós entendíamos que como não existiu leilão nos últimos dois anos, tem existido por parte das empresas os mecanismos de chegar [aos blocos] através da compra de direitos de outras concessionárias”, disse Lima.

Além da BP, outras empresas têm se utilizado dos processos de farm in (compra de participação em blocos) para iniciarem operações no Brasil enquanto a ANP não retoma os leilões de direitos de exploração em áreas no país, que foram interrompidos desde 2008 após o governo propor modificações no marco regulatório do setor.

“Nós colocamos para eles que estávamos desejosos de observar, além do aspecto técnico do processo, uma apreciação mais geral sobre o ocorrido no Golfo do México, sobre as providências que estão tomando lá e suas disposições sobre o Brasil”, explicou Lima.

“Solicitamos que eles agregassem aos documentos mais técnicos da venda de direitos um documento mais geral, ressaltando o que aconteceu e como eles estão se colocando diante do Brasil”, completou.

BP RECLAMA

Dudley, segundo Lima, reclamou do longo período de análise do negócio e da demora na aprovação.

“Eles falaram que o pedido tem bastante tempo aqui, e eu disse que tem bastante tempo porque estamos esperando eles completarem as informações”.

Segundo o diretor da ANP, a BP terá que dizer se sua intenção com o Brasil é de curto ou longo prazo; o motivo da compra dos blocos da Devon para entrar no país; se há interesse de participar dos futuros leilões do governo; e como estão se reorganizando no mundo após o acidente do golfo.

“Eu pedi por escrito explicações a respeito disso para juntar essa parte complementar com a parte já posta e deliberar sobre o assunto”, disse Lima, prevendo para o primeiro trimestre uma decisão sobre o assunto.

De acordo com ele, o presidente da BP expressou informalmente o interesse de participar dos futuros leilões do governo e aumentar a presença no Brasil.

“Eles disseram que vieram para ficar, têm interesse no pré-sal mas também no pós-sal, águas profundas, terra…”, disse Lima.

 

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ANP confirma descoberta de nova reserva de petróleo no pré-sal.

por Ambiente Brasil

O diretor-geral da ANP (Agência Nacional do Petróleo), Haroldo Lima, confirmou nesta quinta-feira (28) que a agência divulgará nesta sexta-feira (29) o tamanho da reserva de óleo no campo de Libra, na área da camada do pré-sal da bacia de Santos que ainda não está sob concessão.

Lima não quis adiantar o volume de óleo previsto na reserva, que é explorada pela Petrobras, contratada pela ANP com esse objetivo.

A estimativa feita por um consultoria internacional, feita para a ANP, indicou potencial entre 7,9 bilhões de barris a 16 bilhões de barris de petróleo na reserva de Libra, volume superior ao campo de Tupi, cuja reservas estimadas são de 5 bilhões a 8 bilhões de barris.

Se for confirmado esse potencial de Libra, o poço pode ser o maior já perfurado no pré-sal.

As ações da Petrobras subiram hoje pelo quinto dia consecutivo. Inicialmente, a recomendação de um grande banco estrangeiro foi usada como justificativa para a recuperação desses papéis, mas desde ontem, pelo menos, já circulavam especulações mas mesas de bancos e corretoras sobre a descoberta de um “megapoço”.

Desde sexta-feira, somente a ação preferencial (a mais negociada) valorizou quase 10%.

Leilão – Em setembro, o governo já havia informado que pretendia licitar as primeiras áreas do pré-sal sob o novo marco regulatório, que prevê regime de partilha, já na primeira metade do ano que vem. Na época o governo afirmou que o poço de Libra deveria ser o primeiro a ser licitado.

Na ocasião o poço de Libra já estava sendo perfurado pela Petrobras, a pedido da ANP. Inicialmente, a intenção era que a área entrasse no processo de capitalização da Petrobras, mas outras áreas foram utilizadas.

Pré-sal – A chamada camada pré-sal é uma faixa que se estende ao longo de 800 quilômetros entre os Estados do Espírito Santo e Santa Catarina, abaixo do leito do mar, e engloba três bacias sedimentares (Espírito Santo, Campos e Santos). O petróleo encontrado nesta área está a profundidades que superam os 7 mil metros, abaixo de uma extensa camada de sal que, segundo geólogos, conservam a qualidade do petróleo.

Vários campos e poços de petróleo já foram descobertos no pré-sal, entre eles o de Tupi, o principal. Há também os nomeados Guará, Bem-Te-Vi, Carioca, Júpiter e Iara, entre outros.

Estimativas apontam que a camada, no total, pode abrigar algo próximo de 100 bilhões de boe (barris de óleo equivalente) em reservas, o que colocaria o Brasil entre os dez maiores produtores do mundo.

 

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BP vende participação em campos do golfo do México por US$ 650 milhões.

por Folha.com

O grupo petroleiro britânico BP anunciou nesta segunda-feira que venderá sua participação em quatro campos de exploração de petróleo no golfo do México, recentemente adquiridas do grupo japonês Marubeni Oil and Gas, por US$ 650 milhões.

A oferta inclui 25% do campo Magnolia, operado pela ConocoPhilips, 50% dos poços de Merganser e Nansen, ambos operados pela Anadarko, e 65% do campo Zia, explorado pelo próprio grupo britânico, indicou a BP em um comunicado.

A parte da produção destes poços ativos representa 15 mil barris equivalentes diários de petróleo (bep/d), segundo a companhia.

A BP havia comprado estas participações em março, quando também adquiriu ativos de sua concorrente americana Devon Energy no Brasil, no golfo do México e no Azerbaijão.

 

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Odebrecht Óleo e Gás se capitaliza com ingresso da Temasek.

por Brasil Econômico

Collapse Odebrecht Óleo e Gás anunciou nesta terça-feira (19/10) a sua capitalização com o ingresso do acionista Temasek Holdings, empresa de investimentos com portfólio de US$ 133 bilhões e sede em Cingapura.

A Temasek investiu US$ 400 milhões na Odebrecht Óleo e Gás (OOG).

Os recursos serão utilizados para novos investimentos e consolidarão a OOG como uma empresa integrada de serviços para a indústria de petróleo, expandindo sua atuação no Brasil e em mercados internacionais onde a Odebrecht já está presente, com destaque para Angola e América Latina.

“O investimento representa mais um importante passo na estratégia de crescimento da OOG, que investirá US$ 3,5 bilhões no próximo triênio”, afirma a empresa em comunicado.

Matheus Villares, diretor-geral da Temasek no Brasil, explica que “a descoberta e exploração de grandes reservas de petróleo e gás em águas profundas, inclusive aquelas na costa brasileira, terão grande impacto econômico e criarão importantes oportunidades a médio e longo prazo”.

Com o investimento, a Temasek irá deter uma participação minoritária na empresa. O novo conselho de administração da OOG continuará sendo presidido por Marcelo Odebrecht.

 

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