domingo, 19 de julho de 2009

Odebrecht Óleo e Gás descobre petróleo em Angola





Primeira descoberta internacional da empresa tem vazão de 6.850 barris por dia.

A Odebrecht Óleo e Gás, empresa da Organização Odebrecht, confirma a descoberta de petróleo no poço Chissonga-1, localizado no Bloco 16, litoral de Angola, na África. O poço alcançou uma profundidade de 4.725 metros, em lâmina d’água de 1.230 metros e apresentou, em testes iniciais de produção, vazão de 6.850 barris de óleo por dia com densidade de 36 graus API.

Localizado a 315 quilômetros a noroeste de Luanda, é a primeira perfuração exploratória de um programa de três poços selecionados pelo consórcio para serem perfurados em seqüência no Bloco 16 ainda este ano. O consórcio, que atua na região desde 2002, é constituído por Maersk Oil (50% e operador), Sonangol (20%), Odebrecht Óleo e Gás (15%) e Devon Energy Corporation (15%).

No início de 2008, a Odebrecht Óleo e Gás anunciou a viabilidade comercial do primeiro poço exploratório do Bloco POT-T-612 da Bacia Potiguar (Campo Carcará), no Rio Grande do Norte, no Brasil. Com a descoberta em Angola, a empresa consolida a retomada dos investimentos em Exploração & Produção de Petróleo e Gás.

A Odebrecht Óleo e Gás (OOG), além do segmento de Exploração & Produção, atua em Serviços Integrados e Operação de Plataformas de petróleo, provendo soluções para a indústria. Está presente no Brasil, Angola, Reino Unido, Emirados Árabes, Coréia do Sul e Venezuela.

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Petrobras busca recursos para seus fornecedores





A Petrobras está rodando o mundo atrás de financiamentos para os seus fornecedores. Com um enorme gargalo pela frente, devido à grande quantidade de equipamentos necessários para a exploração do pré-sal, a estatal montou uma operação financeira para ajudar as empresas prestadoras de serviços a conseguir mais crédito. O objetivo é aumentar a capacidade de atender aos projetos da estatal. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) vai ajudar. Na terça-feira, a diretoria do banco aprovou a participação nos fundos formatados com a ajuda da Petrobras.
Até 2013, a Petrobras planeja investir US$ 92 bilhões na exploração de petróleo. A empresa precisará de mais de 20 sondas de perfuração e calcula que o número de plataformas para o pré-sal possa chegar a 50. “Não existe crédito suficiente para financiar o plano de produção da Petrobras. As nossas empresas não têm capacidade para se equipar e atender às demandas que serão geradas nos próximos anos”, explica o consultor de negócios da Gerência de Captação da Petrobras, Marcílio Miranda. “Além disso, elas também não teriam capacidade de conseguir um crédito tão grande, devido a seu tamanho”.
Com isso, a companhia está montando fundos de recebíveis junto com bancos gestores . Para captar cerca de US$ 9 bilhões necessários à expansão desses fornecedores nos próximos quatro anos, segundo Miranda, a empresa está participando de road shows pelo mundo para atrair investidores. O fundo passará a co-gerir a companhia num prazo de cinco a dez anos. O dinheiro não poderá ser usado como capital de giro, somente como investimento em infraestrutura, em tecnologia e em treinamento de pessoal. Mas, como se trata de uma injeção de capital e não de uma operação de crédito, a fornecedora não aumentará seu endividamento o que não agravará seu balanço. Em troca, o fundo entra como sócio, indica um diretor, um gerente de controle e pessoal de contabilidade, administração e governança.
O primeiro negócio já foi montado com o Banco Modal em parceria com a Caixa Econômica Federal. Serão R$ 500 milhões num Fundo de Investimento de Participações (FIP), que será apresentado na próxima semana à Comissão de Valores Mobiliários (CVM).
O investimento será direcionado a fornecedores de terra, tais como de refinaria, de carga e de dutos. Em 2010, será montado outro do mesmo valor, para empresas off-shore. E em 2012, será criado um fundo de R$ 1 bilhão para os fornecedores do pré-sal. O Modal já atua na cadeia produtiva da Petrobras desde 2001 e concedeu crédito de curto prazo num total de R$ 7,383 bilhões, no período.
Segundo Marcílio, que participou ontem de Seminário sobre Óleo e Gás promovido pela Associação Brasileira de Private Equity e Venture Capital, outros 14 fundos estão sendo negociados com um volume total de R$ 10 bilhões, um deles será gerido por um banco americano. Alguns deles serão de Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FDIC) e outros FIPs. “A Petrobras não fabrica plataformas nem sondas. Se houver uma falha ou um atraso, gera um prejuízo enorme. Precisamos ter essas empresas fortalecidas”, explica o consultor, que é um dos responsáveis por estruturar os fundos.
Miranda explica que os estrangeiros estão interessados nos FDICs porque a alíquota de Imposto de Renda é de 15% e só é pago na hora de retirar o rendimento. Para brasileiros é de 20%. Além disso, estes investimentos não pagam outros impostos. A própria Petrobras também já participa dos FDICs, no entanto, com um volume pequeno, de R$ 10 milhões, e oferece crédito apenas para fornecedores pequenos e médios.
Só poderão receber a injeção de capital os fornecedores cadastrados na Petrobras. Hoje são 4.460 empresas. No entanto, haverá uma avaliação.
“Nós visitamos mais de mil empresas e selecionamos cerca de 100 candidatas. No entanto, entre oito e 10 receberão dinheiro”, diz o sócio-diretor do Banco Modal, Humberto Tupinambá. “Só vamos investir naquela empresa que tiver condições de ter uma governança e que depois pudermos sair vendendo a participação”.
Marcílio Miranda espera que no próximo mês já esteja disponível R$ 1 bilhão e que nos próximos dois meses outros R$ 4 bilhões também sejam ofertados. “Mas para financiar as operações do pré-sal precisaremos de US$ 3 bilhões para os campos de Iara e Guará e até US$ 6 bilhões para as sondas”, afirma Miranda.
O BNDES vai escolher um gestor de fundo onde aplicará nas próximas semanas, segundo Eduardo Sá, chefe do Departamento de Investimento de Fundos, do BNDES. Para isso colocará em seu site uma proposta para que os bancos se candidatem. O banco deve investir cerca de R$ 500 milhões inicialmente.

(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Paola de Moura, para o Valor, do Rio)

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Para a grande maioria dos estudantes de Petróleo e Gás Natural, a área de Upstream , que compreende desde a fase exploratória até a Explotação (produção) do Petróleo, é uma das mais fascinantes.

E nesse ramo, a perfuração direcional é muito pesquisada por todos, por isso dispobinilizo este excelente material. Tenho certeza que irá ajudar a todos.

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domingo, 28 de junho de 2009

Vale e Petrobras vão acelerar exploração de gás no Estado





Novos negócios no setor de energia é o que pode trazer a parceria anunciada ontem entre a Petrobras e a Vale para a exploração do bloco BM-ES-22, no Litoral Norte do Espírito Santo. Entre os projetos que poderão ser viabilizados está, inclusive, uma fábrica de fertilizantes, dependente do gás natural, que deve ser instalada no Estado.
Para o governador Paulo Hartung, que se reuniu com o presidente da Vale, Roger Agnelli, na quarta-feira, em Vitória, a cada dia que passa, vai se consolidando a tese de que o melhor local para a construção da fábrica de fertilizantes é o litoral do Espírito Santo. Isso facilita e reduz os custos no escoamento de parte da produção para o mercado internacional, diz ele.
A Vale decidiu comprar 25% da concessão desse bloco, que fica próximo à área dos campos de Golfinho e de Canapu, onde possui parte da concessão de outros dois blocos (BM-ES-21 e BM-ES-27).
A intenção, segundo o próprio presidente da companhia, Roger Agnelli, é investir na exploração e na produção de gás, em substituição ao óleo, como combustível tanto nas locomotivas da empresa quanto nas sete usinas pelotizadoras do complexo de Tubarão.
Segundo técnicos ligados ao setor de petróleo, além de os blocos estarem em áreas com vocação para produção de gás, a Vale decidiu investir no Espírito Santo em função da infraestrutura que existe para a produção e para o escoamento. “Aqui já está tudo pronto: já tem gasoduto para escoar para o Rio e para o Sul do país e, a partir de 2010, estará pronto o gasoduto para o Nordeste”, explica o técnico.
Segundo Agnelli, a Vale pretende investir US$ 260 milhões, este ano, em seus blocos no país, ante US$ 60 milhões investidos em 2008. O consumo potencial de gás natural da companhia hoje é de 6,5 milhões de m3 por dia, em suas pelotizadoras, locomotivas e usinas térmicas, segundo Agnelli. Mas ele lembrou que o volume real consumido é de 2 milhões de m3 por dia. “Temos um potencial muito grande para crescer ainda”, afirmou ele.
“Não há essa possibilidade (de parceria no pré-sal). Nós só vamos pensar nisso depois da decisão sobre as novas regras do setor”
José Sérgio Gabrielli Presidente da Petrobras
“Se estatal do petróleo for, eu quero estar de bracinho dado com ela, de mãos dadas com a Petrobras, estamos nessa”
Roger Agnelli - presidente da Vale, sobre possível parceria no pré-sal
Antes inimigas, agora parceiras no gás natural
A parceria entre a Vale e a Petrobras, as duas maiores empresas do país, surpreendeu o mercado, principalmente quem acompanhou, nos últimos anos, as “rusgas” surgidas entre as duas empresas. A mineradora sempre alegou, em tempos passados, que não era possível negociar com a estatal em função dos preços altos cobrado pelo gás natural. Não se sabe se é por causa dessa dificuldade ou por outros motivos, mas a Vale decidiu, há dois anos, ela mesma, ingressar no setor de exploração e produção de petróleo e gás seja para atender às suas próprias necessidades. Ontem, durante a assinatura do protocolo de intenções entre as duas empresas, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, brincou com o presidente da Vale, Roger Agnelli: “Agora, como grande consumidora, a Vale vai saber as dificuldades e os custos para se produzir gás”.(Fonte: A Gazeta/Vitória,ES)

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segunda-feira, 22 de junho de 2009

Navalshore 2009




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Mais uma sonda para o pré-sal





A Petrobras conseguiu mais uma sonda de perfuração para atuar na área do pré-sal na Bacia de Santos. A empresa assinou contrato com Exxon e a empresa de perfuração Seadrill para cessão da sonda West Polaris, que acabou de perfurar um poço para a petroleira norte-americana no pré-sal. A unidade ficará com a estatal brasileira até o fim de 2010, segundo informou na quinta-feira o gerente de recursos humanos da Seadrill no Brasil, Cláudio Cordeiro. Ele não soube informar, porém, para qual bloco a sonda será deslocada.
Na terça-feira, o gerente-executivo do pré-sal da Petrobras, José Formigli, havia anunciado que a estatal negociava com a Exxon a utilização da sonda, dentro de uma estratégia para ampliar o número de unidades disponíveis para avaliar o pré-sal de Santos.
A West Polaris foi responsável por dois poços no bloco BM-S-22, o único da região que não é operado pela Petrobras - a estatal, porém, tem uma participação de 20% no projeto. O primeiro poço, batizado de Azulão, foi concluído no início do ano, com a descoberta de indícios de petróleo e gás. O segundo, concluído recentemente, ainda não teve anúncio de descoberta.
A Seadrill entregará em breve outra sonda para o pré-sal, batizada de West Eminence, que está no Rio de Janeiro em processo de licenciamento. Uma nova unidade, Orion, deverá ser entregue no início de 2010. Outros dois contratos estão em fase de negociações, para entrega até 2012.
Para garantir mão-de-obra para a operação das unidades, a Seadrill cadastrou novos profissionais em seu estande na Brasil Offshore, realizado em Macaé (RJ), na semana passada. A expectativa da empresa é, até 2012, duplicar o quadro de funcionários, hoje com 470 brasileiros.
TUPI. A estatal quer explorar o pré-sal com pelo menos três ou quatro sondas de perfuração em elevadas profundidades que chegam no próximo semestre ao Brasil, contratadas no exterior. O gerente-executivo de Exploração da Petrobras, Mario Carminatti, disse que a prioridade dessas unidades deverá ser a conclusão dos estudos no entorno do Polo de Tupi, mas não só isso. “Temos outras áreas de interesse na Bacia de Santos, todas no pré-sal”, disse.
Segundo Carminatti, a companhia também está negociando com outras empresas que possuam sondas atuando em águas ultraprofundas no Brasil. A ideia é ocupar espaços ociosos entre um e outro contrato para fazer uma perfuração em suas áreas. “Isso já foi feito com a Repsol, com a Anadarko e, agora, com a Exxon”, citou o gerente.(Fonte: Jornal do Commercio/RJ/Nicola Pamplona/Da Agência Estado)

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Por que o transporte do GNL é mais barato?





O gás natural é pouco poluente e tem alto potencial de energia. Isso faz com que tenha um papel cada vez mais importante na matriz energética do Brasil.Por enquanto, quase a totalidade do gás natural consumido aqui chega pelo eficiente sistema de gasodutos – seja da Bolívia ou da costa do Rio de Janeiro e Espírito Santo –, e é utilizado em grandes indústrias e usinas termelétricas.Com a recente inauguração de terminais em Pecém (CE) e na Baía de Guanabara (RJ), já é possível receber o gás transportado em navios vindos de outros continentes. Outros dois terminais estão por vir. Um deles será construído no Nordeste e outro no Sul do país.No estado líquido (GNL), o gás natural ocupa um volume 600 vezes menor, permitindo o transporte em navios. Ao chegar ao Brasil, o GNL é regaseificado nos terminais e entra na rede de gasodutos. A expectativa é que até 2012 a importação por navios deve atender a 36% da demanda de gás natural do Brasil.

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