E&P obtém sucesso na instalação a cabo de equipamentos em águas ultraprofundas do Pré-Sal

by Carlos Guedes | 22:45 in | comentários (0)

E&P obtém sucesso na instalação a cabo de equipamentos em águas ultraprofundas do Pré-Sal

Operação realizada sob lâmina d´água de 2.152 metros possibilita redução do uso de sondas e, com isso, reduz custos em instalações submarinas. A conquista é resultado de um trabalho integrado do E&P

A área de E&P Serviços concluiu com sucesso, na última segunda-feira (14/01), a primeira instalação a cabo de um equipamento submarino (no caso, uma base adaptadora de produção, ou BAP) em profundidade maior que 2.000 metros na área do Pré-sal.

A operação foi realizada com uso de uma embarcação especial do tipo Subsea Equipment Support Vessel (SESV), que tornou possível a instalação da BAP no poço RJS-678 no campo de Lula, em profundidade d´água de 2.152 metros. A relevância desse evento se pauta em dois fatores: a reafirmação da viabilidade desse tipo de operação no Pré-sal e o efetivo potencial de contribuição para a otimização de custos.

A prática de utilização da embarcação especial do tipo SESV, que utiliza cabos para a instalação, possibilitará a redução do uso de sondas em operações de instalação de equipamentos submarinos, o que torna os custos menores nessas operações. Essa ação vai diretamente ao encontro do PRCPoço (Plano de Redução de Custos de Poços), recentemente lançado no E&P, cujo objetivo é reduzir os custos de poços marítimos.

A conquista é resultado de mais um trabalho integrado do E&P, que envolveu as áreas de E&P Serviços (E&P-SERV), E&P Engenharia de Produção (E&P-ENGP) e E&P Construção de Poços Marítimos (E&P-CPM).

Afetado pelo Brasil, lucro da Chevron cai 33% no trimestre

by Carlos Guedes | 21:53 in | comentários (0)

Afetado pelo Brasil, lucro da Chevron cai 33% no trimestre

NOVA YORK - A parada na produção de petróleo no Campo do Frade, após dois vazamentos de óleo, tem pesado no resultado mundial da Chevron. A gigante de energia divulgou ontem que registrou lucro de US$ 5,25 bilhões no terceiro trimestre, uma queda de 32,95% frente aos US$ 7,83 bilhões de igual período do ano passado. Nos primeiros nove meses do ano, o ganho foi de US$ 16,930 bilhões, 26,94% abaixo dos US$ 19,049 bilhões obtidos entre janeiro e setembro de 2011.

Em comunicado, a empresa destacou que o lucro foi afetado pela queda nos preços de petróleo e pela menor produção, que caiu de uma média diária de 2,6 milhões de barris no terceiro trimestre de 2011 para 2,52 milhões de barris no terceiro trimestre deste ano.

Com a economia global em crise, a demanda por produtos de energia se enfraqueceu. Nesse cenário, o preço médio do barril do tipo Brent caiu de US$ 110 no terceiro trimestre de 2011 para US$ 108 em igual período deste ano.

Já a menor produção, segundo a companhia, se deve a paradas programadas em alguns campos, declínios normais na produção e à continuidade na paralisação do campo do Frade, além de algumas paradas no Golfo do México por causa de furacões. Esses fatores acabaram anulando a alta da produção em Tailândia, Nigéria e Estados Unidos.

Expectativa de melhora

Para o quarto trimestre, no entanto, a expectativa da Chevron é de expansão na produção frente ao terceiro trimestre, refletindo o fim das paradas de manutenção e a retomada de produção no Golfo do México.

Em setembro, a Chevron foi multada em R$ 31 milhões pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) pelo vazamento de petróleo de novembro de 2011. O segundo vazamento no Campo do Frade foi em março.

O analista da Morningstar Allen Good destacou que a produção de gasolina, diesel e outros produtos refinados foi "particularmente fraca" por causa da saída de operação da refinaria de Richmond, na Califórnia, que sofreu um incêndio em agosto. Já Phil Weiss, da Argus Research, disse que a Chevron ainda está em uma boa posição com uma série de projetos em andamento.

Bacia de Santos é a área que mais contribuirá para o crescimento da produção

by Carlos Guedes | 14:52 in | comentários (0)

Bacia de Santos é a área que mais contribuirá para o crescimento da produção

Ao apresentar PNG 2012-2016 na Santos Offshore Oil & Gás 2012, gerente geral da UO-BS, José Luiz Marcusso, lembrou que 25 dos 38 novos sistema de produção estão naquela bacia

Na abertura da sexta edição da Santos Offshore Oil & Gás 2012, nesta quarta-feira (17/10), o gerente-geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Petrobras na Bacia de Santos (UO-BS), José Luiz Marcusso, apresentou um resumo do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016, com ênfase em projetos que serão implantados até 2020.

Marcusso reforçou a contribuição da Bacia de Santos para que o plano seja executado. "Podemos destacar que a Bacia de Santos é a área que mais vai contribuir para o crescimento da produção nacional de petróleo e gás natural, considerando-se que, dos 38 novos sistemas de produção que constam do Plano, 25 localizam-se na Bacia de Santos", afirmou durante o painel "Desenvolvimento do Setor Offshore & Implicações para a Bacia de Santos".

O executivo destacou, ainda, que a produção de gás natural na Bacia de Santos teve crescimento significativo com o início das operações da Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), localizada em Caraguatatuba-SP. "Atualmente a Bacia de Santos entrega na costa do estado de São Paulo cerca de 12 milhões de m3 por dia de gás. Há um ano e meio, essa entrega era de apenas 1,5 milhão de m3 por dia na Baixada Santista", disse.

A Bacia de Santos possui mais de 350 mil km2, estende-se de Cabo Frio-RJ a Florianópolis-SC e possui cinco polos de produção: Uruguá, Mexilhão, Merluza, Sul e Pré-Sal, este último com jazidas localizadas a aproximadamente 300 km da costa e em lâmina d'água superior a 2000 metros.

Atualmente operam sete sistemas de produção na Bacia de Santos, mais a UTGCA. A Petrobras prepara-se para receber mais 25 novos sistemas de produção que entrarão em atividade até 2020. Até o final de 2012 entra em operação o FPSO Cidade de Itajaí, nos campos de Baúna e Piracaba, localizados no sul da bacia. Em 2013, entram em operação o FPSO Cidade de São Paulo, no campo de Sapinhoá, e o FPSO Cidade de Paraty, na área nordeste do campo de Lula. Em 2014, estão previstos entrar em operação o FPSO Cidade de Ilhabela, na área norte do campo de Sapinhoá, e o FPSO Cidade de Mangaratiba, na área de Iracema Sul. Em 2015, entra em operação um sistema de produção para operar na área de Iracema Norte. E, de 2016 a 2020, entram em operação os demais 20 sistemas de produção previstos.

Durante a apresentação, Marcusso falou sobre o projeto de construção da sede definitiva da Petrobras em Santos, que contribui para o processo de revitalização do centro histórico da cidade. "O projeto prevê até três prédios, sendo que o primeiro já começou a ser construído. A conclusão da primeira fase da obra, iniciada no final de 2011, e que contempla o primeiro prédio e o Centro Integrado de Operações da Bacia de Santos, está prevista para o início de 2014", concluiu.

Petrobras terá o 1º terminal flutuante

by Carlos Guedes | 23:27 in | comentários (0)

Petrobras terá o 1º terminal flutuante

Em menos de dois anos, a Transpetro estará operando o primeiro terminal flutuante do mundo. Batizado de Uote (Unidade Offshore de Transferência e Estocagem), o sistema instalado no mar receberá petróleo dos campos de produção das bacias de Campos e do pré-sal de Santos para ser exportado.

A Uote reúne tecnologias já conhecidas, mas que serão integradas pela primeira vez, diz Paulo Penchiná, gerente-executivo de desenvolvimento de logística para o pré-sal da Transpetro, braço de transporte da Petrobras.

"Todo terminal tem uma entrada, uma saída e uma área de armazenamento. Na Uote, a área de armazenamento será um navio."

Se em terra os terminais têm o cais e as estradas, na Uote a entrada e a saída são 600 metros de tubos flexíveis ligados a monoboias e a um conjunto de válvulas e conexões submarinas, espalhadas por uma área de cinco quilômetros. O sistema ficará a 70 quilômetros da costa.

A Uote reproduz o funcionamento dos 28 terminais da Transpetro em terra. Nesses terminais, os navios chamados aliviadores trazem o petróleo dos campos para ser armazenado e depois transferido para petroleiros que farão a exportação do produto.

Os navios aliviadores têm um alto custo, porque possuem um sistema sofisticado que permite a movimentação próximo às plataformas, o que os navios comuns não conseguem.

Quanto mais rápido esses navios puderem retornar para se abastecer nos campos produtores, menor o custo de produção para a empresa, informou o executivo.

CUSTO ELEVADO

O primeiro Uote, que depois de testado deverá ser replicado para outros lugares, significará investimentos de US$ 318 milhões, além do afretamento de um navio (FSO) com capacidade para armazenar 2 milhões de barris, que está sendo construído na China pela indiana Tanker Pacific.

O FSO deve chegar ao Brasil em outubro de 2013. O custo do afretamento será de US$ 60 mil por dia. A previsão é que comece a operar em junho de 2014.

O processo de licenciamento no Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e Recursos Naturais) já foi iniciado e, segundo Penchiná, "está andando bem".

De acordo com o oceanógrafo David Zee, a solução encontrada pela Transpetro, em parceria com a Petrobras, terá um processo de licenciamento menos complexo porque não será avaliada por impactos socioambientais.

"No meio do mar não tem cidade perto, não tem pescadores, não mora ninguém. Por isso seria mais simples."

Att,

Carlos Guedes

Comprovada nova descoberta de petróleo em águas ultraprofundas na Bacia de Sergipe-Alagoas

by Carlos Guedes | 12:52 in Notícias | comentários (0)

Exploração e Produção

Comprovada nova descoberta de petróleo em águas ultraprofundas na Bacia de Sergipe-Alagoas

Poço está localizado a 85 km do município de Aracaju e a cerca de 35 km a sudoeste da acumulação de Barra, onde foi perfurado o poço 1-SES-158

A Petrobras comprovou a ocorrência de petróleo e gás de boa qualidade no bloco BM-SEAL-10, em águas ultraprofundas da Bacia de Sergipe-Alagoas. Esse bloco é parte da concessão SEAL-M-499, operado pela Petrobras com 100% de participação.

A descoberta ocorreu durante a perfuração do poço 1-BRSA-1088-SES (1-SES-168), informalmente conhecido como Moita Bonita e situado em águas onde a profundidade é de 2.775 metros.

Localizado a 85 km do município de Aracaju, o poço está a cerca de 35 km a sudoeste da acumulação de Barra, onde foi perfurado o poço 1-SES-158, que revelou a primeira descoberta significativa de gás em águas ultraprofundas da Bacia de Sergipe-Alagoas. Ainda nesta Bacia a Petrobras anunciou, no dia 22/08, a conclusão da perfuração do poço de extensão de Barra, o 3-SES-165 (Barra 1), também portador de petróleo e localizado a cerca de 30 km do poço Moita Bonita.

A descoberta de Moita Bonita foi constatada por indícios de petróleo identificados durante a perfuração do poço, pela análise dos perfis e por amostras de fluidos recuperadas em testes.

A partir da profundidade de 5.070 m foi verificada uma coluna de hidrocarbonetos (petróleo e gás) de cerca 300 m, dos quais 52 m são formados por arenitos porosos portadores de petróleo leve, gás e condensado.

A companhia dará continuidade aos estudos da área, incluindo a análise dos dados de rocha e fluido obtidos nesse poço, com objetivo de apresentar o Plano de Avaliação de Descoberta para a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Att,

Carlos Guedes

Petrobras comprova a ocorrência de petróleo em águas profundas da Bacia do Ceará

by Carlos Guedes | 18:25 in | comentários (0)

Exploração e Produção

Petrobras comprova a ocorrência de petróleo em águas profundas da Bacia do Ceará

Conhecido informalmente como Pecém, o poço está localizado a cerca de 76 km do município de Paracuru, na costa do Estado do Ceará

A Petrobras comprovou a ocorrência de petróleo em águas profundas da Bacia do Ceará durante a perfuração do poço 1-BRSA-1080-CES (1-CES-158).

Conhecido informalmente como Pecém, o poço está localizado a cerca de 76 km do município de Paracuru, na costa do Estado do Ceará, em profundidade de água de 2.129m. A profundidade atual do poço é de 4.410m e a perfuração prosseguirá até 5.500m.

A descoberta ocorreu em reservatórios da Formação Paracuru, constatada por indícios de hidrocarbonetos durante a perfuração, análise dos perfis e resultados de testes. As amostras de fluido obtidas no poço indicaram a presença de hidrocarbonetos líquidos, que serão caracterizados por análise de laboratório.

A Petrobras é operadora da concessão BM-CE-2, com 60% de participação, em consórcio com a empresa BP Energy do Brasil Ltda, que detém 40%.

O consórcio dará continuidade às operações para concluir o projeto de perfuração do poço até a profundidade prevista, verificar a extensão da nova descoberta e caracterizar as condições dos reservatórios encontrados.

Att,

Carlos Guedes