Descoberta de petróleo no Brasil

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Duarte

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«Os chamados partidos políticos, por definição e exigências da sua vida própria, não representam nem podem servir a unidade nacional» Salazar
 

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JoseMFernandes

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« Responder #1 em: Novembro 18, 2007, 03:53:09 pm »
Uma entrevista que o presidente da PARTEX concedeu ao jornal PUBLICO, e que me pareceu muito interessante e algo preocupante (mas de que transcrevo  apenas em especial a parte concernente ao Brasil).


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Capital especulativo subiu 30 vezes na energia
18.11.2007


O presidente da Partex Management Oil Services e da Partex Services, a petrolífera totalmente detida pela Fundação Gulbenkian, aconselha a levar a sério o aviso da Agência Internacional de Energia de que nos próximos sete anos o planeta vive sob a ameaça de ruptura de abastecimento de petróleo. É "o dedo na ferida", diz.

(...) (...)

Os sauditas estão sentados em dois activos cruciais. Têm as maiores reservas mundiais (264 mil milhões de barris) de petróleo, equivalentes a 20 biliões (milhões de milhões) de dólares a preços correntes, mas também têm as suas reservas monetárias em dólares, mais de 800 milhões, pelo que a depreciação do dólar tem um grande impacto no país. Acresce que há pressões na OPEP para mudar o sistema de preços do petróleo.

O petróleo pode ser cotado em euros?

Não, mas as pressões existem. Tanto que a OPEP definiu agora mais um cabaz, o Genève, com cinco moedas (dólar, euro, iene, libra esterlina e franco suíço).

E isso vai levar-nos a que preços de equilíbrio?

Não estamos só a lidar com os fundamentos da teoria económica. Perante um preço tão elevado, os economistas diriam claramente que a oferta aumentaria, mas estamos a ignorar uma variável-chave que é a geologia, que pode condicionar muita desta oferta.
O mercado petrolífero tem dois condicionamentos estruturais. Do lado da oferta, é a falta de acesso das grandes companhias às reservas que existem, portanto não se aplica aqui a regra de favorecer a eficiência da produção, dando acesso a quem paga melhor. Do lado da procura, também temos um condicionamento fortíssimo. Em muitos países do mundo os preços dos combustíveis são subsidiados - a China decidiu agora aumentar os preços em 10 por cento, e foi uma convulsão. Quando os preços são subsidiados, não há incentivos à mudança de hábitos de consumo.

O que torna mais difícil fazer previsões...

O preço em cada dia é fixado à partida pelo preço de produção do barril mais marginal que é necessário para responder à procura e, nesta altura, é de cerca de 30 dólares por barril, que corrresponde às areias betuminosas do Canadá e aos óleos extrapesados da Venezuela. Na Península Arábica, os preços de produção são da ordem dos dois dólares por barril, mas em termos económicos é o preço do barril marginal que tem que entrar no cálculo. Somam-se os royalties, que se paga aos países e que podem chegar aos 15/20 dólares, e o preço dos transportes que são cerca de oito dólares. Estas três variáveis são a chave para os custos de produção da matéria-prima. Temos, em cima disto, os 20 dólares do capital especulativo, 15 a 20 do "factor medo", claramente associado ao preço actual e temos o efeito do dólar. Temos outras três variáveis - geopolítica, dólar, hedge funds/capital especulativo - que obscurecem muito toda esta composição.

Por que razão países como o Brasil querem entrar na OPEP?

Também fiquei perplexo com o anúncio da possível entrada do Brasil. Angola é um exemplo. Foi observador muitos anos, depois entrou para a OPEP, mas esta tem quotas de produção e vai impô-las aos angolanos, que estão, no entanto, numa trajectória de aumento da produção até dois milhões de barris por dia.

É contraditório?

O próprio Brasil, entrando para a OPEP, a médio prazo, será submetido a essa questão. Penso que é um pouco a ilusão de que o cartel pesa na economia mundial, que dá maior capacidade de negociação, que reforça a posição geopolítica destes países.
A OPEP é uma força económica relevante, mas com todos os constrangimentos que existem e com a necessidade de o modelo energético mudar, talvez o preço mítico dos 100 dólares seja decisivo para os decisores políticos.

Quando diz que as companhias nacionais não se desenvolvem tecnologicamente, não é verdade que a Petrobras investiu muito na exploração de petróleo em águas ultraprofundas?

O caso Petrobras é quase uma excepção no âmbito das companhias nacionais. A companhia tem um centro tecnológico que é o Cenps, que procurou sempre aglutinar investigadores de todo o mundo. A Petrobras nunca se isolou, não só atraves do centro, mas também através da ligação a universidades americanas. A Petrobras beneficiou também do fim do monopólio, há alguns anos. Todas as grandes companhias estão no Brasil e há uma interacção muito forte.
É um caso de sucesso, sem dúvida a melhor companhia do mundo em águas ultraprofundas e as últimas descobertas [campo de Tupi Sul] provam-no mais uma vez. São descobertas importantes para o Brasil e para a Galp.
Para ilustrar o que representa a descoberta de Tupi, veja-se que o planeta está hoje a consumir 85 milhões barris/dia, é uma piscina olímpica que se esvazia em cada 15 segundos, o que dá 5500 piscinas por dia. O planeta está a consumir à volta de 29 a 30 mil milhões de barris/ano, mas em termos de reservas médias que se repõem por ano são nove mil milhões de barris. Quer dizer, por cada três barris que consumimos só estamos a conseguir repor um e o campo de Tupi representa, se for o valor máximo (oito mil milhões de barris), o consumo mundial de três meses.

Tem-se dado atenção suficiente ao facto de a Rússia querer controlar o fornecimento de gás à Europa como também o mercado asiático até ao Japão, no gás natural?

Na relação Europa-Rússia, esta não deve ser diabolizada. A Rússia é dirigida por um mestre da geopolítica moderna e do lado da UE temos 27 anões políticos, sem um pensamento geopolítico unificado. A Europa é ainda muito importante para a Rússia porque toda a sua rede de gasodutos está montada para o lado europeu, de onde saem as receitas que alimentam o bem-estar do Governo russo e do país.
Veja-se o que aconteceu com o gasoduto Nabbuco, o projecto que a petrolífera austríaca OMV estava a dinamizar com o apoio de todos os Governos europeus e que ia ligar o centro da EU à Turquia e depois esta à Ásia Central. Isso ia evitar a dependência em relação à Rússia e ao Irão - mas Moscovo fez um ataque demolidor e o Nabbuco foi liquidado.
A Europa tem de repousar na Rússia, é um parceiro privilegiado, mas tem que diversificar as suas fontes de abastecimento. Desde 1989, com a queda do muro, a Europa passou a olhar apenas para leste em termos de energia, descurou a bacia atlântica e o Norte de África.
Se olharmos para os investimentos russos, verificamos que a maior parte é na distribuição. A produção de gás russo provém, em 75 por cento, de cinco ou seis campos que já estão em depleção. Sem investimento na produção, podemos ter aqui, no gás, também um bloqueamento.

Por que é que a Rússia não investe na produção?

É aí que está o pensamento geopolítico de Vladimir Putin. Esta fase crucial, estabelecida pelo próprio Presidente, é como transformar um regime de partido único num gasoduto de regime único. Quer dominar toda a rede de distribuição pela Europa e Ásia. Já se associou aos dois grandes produtores da Ásia (Cazaquistão e Turquemenistão), fez uma cimeira do mar Cáspio, quer dominar a rede de gasodutos investindo na aquisição de activos na Europa.

O peso da Alemanha e da França impede a UE de olhar para o Atlântico, em termos energéticos?

Pesa bastante. A Alemanha continua a ser uma das locomotivas da Europa. Se olharmos para o projecto dos anos 90 de criação das redes com o Norte de África, está paralisado. Se olharmos para a bacia atlântica, não há fluxos de gás natural (de Trindade e Tobago, Venezuela, Guiné Equatorial, Angola, etc.) para a Europa representativos.

Portugal podia desempenhar um importante papel.

Prevejo que a Europa vá ter uma falta de gás a partir de 2011 na ordem dos 70 mil milhões de metros cúbicos, equivalente à soma do consumo da Espanha e França, e vai ter necessidade de muitos terminais como o de Sines, para importar gás do exterior. L.F.


Presente em dez blocos petrolíferos no Brasil, a Partex vai ficar de fora do leilão que o Governo de Lula da Silva marcou para o próximo dia 26. "Decidimos não participar", declara Costa Silva. "Para já, foram retirados [da licitação inicialmente prevista] muitos blocos apetecíveis e nós já lá temos dez. Para a nossa dimensão, mantemo-nos aqui, mas continuamos a trabalhar com a Petrobras. Somos operadores na bacia de Potiguar, onde já fizemos várias descobertas, e vamos continuar".

O gestor da Partex considera que os últimos resultados do campo de Tupi Sul, na bacia de Santos, no Brasil - e que decuplicou a capacidade de produção da Galp Energia - são muito positivos, tanto para a petrolífera portuguesa como para a Petrobras. A Partex não está neste consórcio de Tupi Sul, mas está muito expectante na mesma. "Estamos [no bloco] ao lado e pensamos que é dos melhores daquela zona".
Com concessões distribuídas pelo Médio Oriente, Cazaquistão, Brasil e Angola, a primeira região continua a ser "parte fundamental da estratégia". O campo do Cazaquistão vai passar à fase de desenvolvimento, esperando-se que dê "uma contribuição importante no futuro". Quanto a Angola, e ao bloco 17 do qual a francesa Total é operadora e a Partex é parceria do consórcio, "as indicações até agora são extremamente positivas". "Pensamos que vai gerar um pólo de produção no futuro, assim como evidentemente o Brasil".
As concesões da Partex representavam, no final de 2006, uma capacidade de produção equivalente a 46 mil barris por dia, perto de um sexto do consumo nacional. As suas reservas provadas eram de 215 milhões de barris no fim de 2005, o que representou um aumento superior a 13 por cento face ao ano anterior.
As concessões já em produção estão em Omã e Abu Dabi, representando a primeira cerca de 60 e 40 por cento do total, respectivamente. O bloco do Brasil poderá produzir a partir de 2008. Os testes-piloto decorrem na bacia de Potiguar. "Veremos se consolidamos e expandimos", é a expectativa de Costa Silva.


A Partex Oil & Gas é totalmente detida pela Fundação Calouste Gulbenkian. Incorpora uma série de holdings detentoras das suas várias concessões petrolíferas. A gestão destas é assegurada através da Partex Services e PMO-Partex Managment Oil Services, às quais preside Costa e Silva.

 

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Paisano

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(sem assunto)
« Responder #2 em: Junho 14, 2008, 04:04:46 pm »
Produção começa em dezembro de 2010

Fonte: http://www.diariodovale.com.br

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Teste de longa duração começa em março de 2009 e previsão é de 100.000 barris de petróleo por dia

A Bacia de Santos deverá ter um poço em produção comercial no fim de 2010. A afirmação foi feita pelo Gerente Executivo do Pré-Sal da empresa, José Formigli, durante palestra realizada na semana passada no Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Depois de passar por um período de teste de longa duração, que vai começar em março do ano que vem, a produção comercial de cinco poços na área de Tupi começa em dezembro de 2010 e o volume previsto é de 100.000 barris por dia. De novembro de 2007 até a semana passada, a Petrobras já anunciou seis descobertas – quase uma por mês. A mais recente foi de mais uma jazida no bloco BM-S-9, em águas ultra-profundas, e foi anunciada menos de duas semanas depois que chegou ao conhecimento do público uma jazida em águas rasas no bloco BM-S-40.

O volume de petróleo descoberto tem sido objeto de análises otimistas, como a do presidente da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, Haroldo Lima, que calculou entre 5 e 8 bilhões de barris as jazidas, e a previsões de que o Brasil possa, em pouco tempo, se tornar um grande exportador de petróleo.

As descobertas da Petrobras

A primeira confirmação oficial de descoberta de petróleo na Bacia de Santos aconteceu em novembro de 2007, na área Tupi foi analisada e testada pela Petrobras. O volume recuperável de óleo leve, apenas nessa área, foi estimado pela estatal em 5 a 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural. A Petrobras é operadora da área e detém 65%, a empresa britânica BG detém 25% e a portuguesa Petrogal - Galp Energia, 10%.

No dia 20 de dezembro do ano passado, a petroleira comprovou a ocorrência de uma jazida de óleo leve no pré-sal da Bacia de Santos, no bloco BM-S-21, com a perfuração do poço 1-BRSA-526-SPS (1-SPS-51) . O poço está localizado a 280 km da costa do Estado de São Paulo (Figura abaixo), em lâmina d‘água de 2.234 metros . A profundidade do poço, a partir do leito marinho, é de 5.350m.

Em 21 de janeiro de 2008, a Petrobras comunicou que o consórcio formado pela Petrobras (80% - Operadora) e Galp Energia (20%) para exploração do bloco BM-S-24, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, comprovou a existência de uma grande jazida de gás natural e condensado no pré-sal da Bacia de Santos. O poço pioneiro, 1-BRSA-559-RJS (1-RJS-652), denominado Júpiter, está a uma profundidade final de 5.252 metros, localizado a 290 km da costa do estado do Rio de Janeiro e a 37 km (a leste) da área do Tupi, em profundidade d’água de 2.187 m.

No dia 21 de maio, veio o anúncio da quarta descoberta: a Petrobras comprovou a existência de petróleo nos reservatórios do pré-sal, no bloco BM-S-8, em águas ultra-profundas na Bacia de Santos, com a perfuração do poço 1-BRSA-532A-SPS (1-SPS-52A). Análises preliminares indicam que a densidade do petróleo está entre 25 e 28º API, comparável à de outras descobertas do pré-sal da Bacia de Santos.

Oito dias depois, em 29 de maio, a perfuração do poço 1-BRSA-607-SPS (1-SPS-56) em águas rasas da parte sul da Bacia de Santos, comprovou a presença de petróleo leve em reservatórios acima da camada de sal. Análises preliminares indicam que a densidade do petróleo é de 36º API (leve). A Petrobras é concessionária exclusiva do bloco BM-S-40, onde se localiza a nova descoberta. O teste comprovou as altas vazões esperadas para o tipo de reservatório de petróleo encontrados, com um potencial de produção, por poço, estimado de mais de 12.000 barris por dia. Essa descoberta teve um atrativo extra por se tratar de uma jazida localizada a pequena profundidade.

A descoberta mais recente foi anunciada na última quinta feira pela Petrobras. A estatal comprovou a ocorrência de mais uma jazida de óleo leve, com densidade em torno de 28º API, nos reservatórios do pré-sal.

O bloco BM-S-9 é composto por duas áreas exploratórias. Na maior delas foi perfurado o primeiro poço 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50), informalmente chamado de Carioca, que resultou na descoberta anunciada em 5 de setembro de 2007 e cujo Plano de Avaliação foi recentemente aprovado pela ANP.

O novo poço, 1-BRSA-594-SPS (1-SPS-55), denominado informalmente de Guará, localiza-se na área menor do bloco, a cerca de 310 km da costa do Estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.141 metros (figura abaixo). O poço ainda se encontra em perfuração, na busca de objetivos mais profundos.

Bacia de Santos terá investimentos de US$ 12 bilhões

A Petrobras investirá na bacia de Santos cerca de US$ 12 bilhões até 2012. “Só com o projeto Mexilhão deveremos atingir a produção diária de 15 milhões de metros cúbicos de gás natural, o que representa aproximadamente 30% da atual demanda nacional” informou o Gerente Geral da Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Santos, José Luiz Marcusso.

Os projetos com participação da Petrobras em Santos incluem a implantação do campo de Lagosta, com a construção da Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba; o desenvolvimento dos campos de Mexilhão (SP); Uruguá e Tambaú (RJ); Caravela (PR) e Cavalo Marinho (SC). A expectativa é de uma produção de 30 milhões de metros cúbicos diários de gás e a extração de 100 mil barris de óleo por dia.

Marcusso ressaltou a importância histórica das recentes descobertas de Tupi e Júpiter. “Estamos passando por uma fase muito importante na bacia de Santos. Com essas descobertas recentes vamos consolidar, a longo prazo, nossa já conquistada auto-suficiência em petróleo, além de diminuir significativamente a dependência do gás natural importado, podendo inclusive pensar na auto-suficiência também em gás”.

Para o escoamento da produção destas reservas a Petrobras está elaborando um Plano Diretor de Escoamento e Tratamento de Gás da Bacia de Santos. Este plano diretor analisará as possibilidades para o escoamento, como, por exemplo, a ampliação da capacidade da unidade de tratamento em Caraguatatuba, a criação de novos pontos de escoamento e recebimento na costa e até outras formas de transporte como o de gás natural liquefeito e gás comprimido.

Nível de sucesso é muito elevado, diz Petrobras

A descoberta da jazida de gás natural e condensado na área denominada Júpiter, na Bacia de Santos, reforça que praticamente não há risco exploratório no pré-sal. “Todos os blocos do pré-sal tiveram sucesso exploratório, o que confirma a alta prospectividade da região”, disse o diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella, durante entrevista coletiva na sede da Petrobras. Somente na Bacia de Santos a companhia tem participação em 13 blocos em fase exploratória no pré-sal.

Estrella também ressaltou as semelhanças entre as dimensões de Tupi e Júpiter. “A estrutura geológica dessa nova jazida indica uma área de 1.200 km2, semelhante à de Tupi”. O poço pioneiro, 1-BRSA-559-RJS (1-RJS-652), denominado Júpiter, está a uma profundidade final de 5.252 metros, localizado a 290 km da costa do Estado do Rio de Janeiro e a 37 km da área do Tupi, em profundidade d’água de 2.187 m. A descoberta está localizada em reservatórios com profundidade de aproximadamente 5.100 metros. A espessura da rocha com hidrocarbonetos é de mais de 120 metros, considerada acima da média encontrada em outros reservatórios produtores de gás.

O consórcio dará continuidade às atividades e aos investimentos necessários para a verificação das dimensões desta nova jazida, assim como das características dos reservatórios de gás natural e condensado. Um plano de avaliação de descoberta está sendo elaborado e será encaminhado à ANP, conforme previsto no contrato de concessão.


Ilustração mostra esquema da exploração comercial de petróleo na Bacia de Santos



Bacia de Santos já conta com diversas jazidas confirmadas e há muito a ser explorado
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zocuni

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« Responder #3 em: Junho 14, 2008, 11:28:53 pm »
Muito bem explicado,Paisano.
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« Responder #4 em: Setembro 13, 2008, 03:08:03 am »
Petrobras comprova descoberta de poço com 3 a 4 bilhões de barris

Fonte: www.diariodovale.com.br

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A Petrobras comunicou oficialmente que o consórcio formado por ela (operadora com 65%), BG Group (25%) e Galp Energia (10%), para exploração do bloco BM-S-11, em águas ultra profundas da Bacia de Santos, concluiu a perfuração do poço 1-BRSA­618-RJS (1-RJS-656) e comprovou relevante descoberta de óleo leve nos reservatórios do pré-sal. A estimativa de volume recuperável é de 3 a 4 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural, dentro da área.
 
Segundo a Petrobras, quando do anúncio da descoberta de óleo leve em 7 de agosto de 2008 em Iara, o poço ainda encontrava-se em perfuração na busca de objetivos mais profundos. “Estes objetivos foram alcançados e a qualidade e a espessura porosa dos reservatórios portadores de óleo revelaram-se melhores que as expectativas iniciais. A nova descoberta, comunicada hoje à ANP, foi confirmada por teste a cabo e revelou a existência de petróleo leve, com densidade entre 26° e 30°API, numa área de cerca de 300 km2, bem definida sismicamente”, afirma a nota da empresa.

Os técnicos da Petrobras afirmaram que o conjunto de dados coletados, associados ao conhecimento já adquirido no pré-sal permitiu estimar o volume de barris de petróleo divulgado, que é aproximadamente a metade do potencial estimado do poço Tupi, que fica no mesmo bloco do Iara, o BM-S-11.

O bloco BM-S-11 é composto por duas áreas exploratórias. Numa delas foi perfurado o primeiro poço 1-BRSA-369A-RJS (1-RJS-628A), conhecido como Tupi, que resultou na descoberta anunciada em 11 de julho de 2006, com estimativa de volume recuperável entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural, cujo Plano de Avaliação aprovado pela ANP encontra-se em execução.

O poço descobridor, denominado 1-BRSA-618-RJS (1-RJS-656), conhecido como lara, localiza-se na área ao norte de Tupi, a cerca de 230 km do litoral da cidade do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 2.230 metros. A profundidade final atingida foi de 6.080 metros.

O consórcio dará continuidade às atividades exploratórias e investimentos nesta área através de um Plano de Avaliação de Descoberta a ser encaminhado à ANP, conforme previsto no Contrato de Concessão, a fim de melhor caracterizar a jazida.


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