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quinta-feira, 28 de fevereiro de 2013

Produção de petróleo e gás da Petrobras em janeiro

A produção total de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil atingiu, em janeiro, a média de 2.368 mil barris de óleo equivalente por dia (boed). A produção total, incluída a parte operada pela empresa para seus parceiros, foi de 2.455 mil boed. Esse volume indica um decréscimo de 2,5% em relação à produção de dezembro.

O volume total produzido pela Petrobras no Brasil, somado à produção da empresa no exterior, atingiu a média de 2.611 mil (boed), apresentando uma redução de 2,7% em relação a dezembro de 2012.

A produção exclusiva de petróleo (óleo mais Líquido de Gás Natural - LGN) da Petrobras no Brasil, em janeiro, foi de 1.965 mil barris por dia (bpd), resultado 3,3% inferior ao alcançado em dezembro do ano passado. Somado à parcela operada pela empresa para seus parceiros, no país, esse volume chega a 2.010 mil bpd.

A queda do volume produzido decorreu, principalmente, do encerramento da produção da plataforma semissubmersível SS-11, que operava o Sistema de Produção Antecipada (SPA) no campo de Baúna, no pós-sal da Bacia de Santos, para preparar a entrada em operação do FPSO Cidade de Itajaí, no mesmo local; do término do Teste de Longa Duração na área de Oliva, no pós-sal da Bacia de Campos; de parada programada, para manutenção, da plataforma P-33; e de problemas operacionais na P-53 (Marlim Leste) e  no FPSO Capixaba (Parque das Baleias), na Bacia de Campos.

A queda da produção foi parcialmente compensada pelo início da operação do FPSO Cidade de São Paulo no projeto-piloto de Sapinhoá, em 5 de janeiro, e pelo crescimento progressivo da produção do FPSO Cidade de Anchieta no campo de Baleia Azul, no pré-sal da Bacia de Campos.

Produção de gás natural

A produção de gás natural - sem liquefeito - dos campos da companhia no Brasil alcançou 64.090 mil metros cúbicos por dia, mantendo-se nos mesmos níveis do mês anterior. A produção total de gás, incluída a parte operada pela empresa para seus parceiros, foi de 70.809 mil metros cúbicos por dia.

Produção no exterior

A produção total no exterior foi de 243.436 boed, correspondendo a um crescimento de 0,4% em relação ao mês anterior. Desse total, 149.287 barris diários foram de petróleo, representando um aumento de 2,8% na comparação com o mês anterior, devido à retomada total de produção do campo de Akpo, na Nigéria, após parada programada para manutenção da plataforma de produção.

A produção internacional de gás natural chegou a 15.996 mil metros cúbicos/dia, 3,3% abaixo do volume produzido em dezembro de 2012. A queda da produção decorreu do fechamento dos poços nos campos de Aguada de La Arena e El Mangrullo, localizados na Argentina, por causa de fortes chuvas no local e de menor demanda pelo gás boliviano.

Informação à ANP

A produção total do mês, no Brasil, informada à ANP, foi de 9.386.946,65 m³ de óleo e 2.313.026,53 mil m³ de gás em janeiro de 2013. Essa produção corresponde à produção total das concessões em que a Petrobras atua como operadora. Não estão incluídos os volumes do xisto, LGN e produção de parceiros onde a Petrobras não é operadora.

quarta-feira, 9 de janeiro de 2013

NOVA DESCOBERTA NO PÓS-SAL DE MARLIM SUL

A Petrobras comunicou a descoberta de uma nova acumulação de petróleo em reservatório do pós-sal, em águas ultraprofundas da Bacia de Campos (RJ).


A descoberta foi feita pelo poço 4-MLS-105D-RJS, informalmente conhecido como Mandarim, que está localizado no campo de Marlim Sul, a cerca de 126 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade de água de 1.874 m.

A acumulação ocorre em reservatórios arenosos, de idade eocênica, a aproximadamente 2.965 m de profundidade.

Estimativas preliminares indicam uma coluna de hidrocarboneto de aproximadamente 100 m, com qualidade de petróleo similar ao produzido no campo de Marlim (13 a 16 graus API). A previsão é que os testes para avaliar a produtividade do reservatório sejam concluídos em 2013.

O poço está localizado em área próxima à plataforma P-56, que opera atualmente no campo de Marlim Sul, onde já há estrutura instalada de produção e de escoamento, o que permitirá acelerar sua entrada em produção, que poderá ocorrer no ano de 2014.






A Petrobras comunicou a descoberta de uma nova acumulação de petróleo em reservatório do pós-sal, em águas ultraprofundas da Bacia de Campos (RJ).







A descoberta foi feita pelo poço 4-MLS-105D-RJS, informalmente conhecido como Mandarim, que está localizado no campo de Marlim Sul, a cerca de 126 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade de água de 1.874 m.







A acumulação ocorre em reservatórios arenosos, de idade eocênica, a aproximadamente 2.965 m de profundidade. Estimativas preliminares indicam uma coluna de hidrocarboneto de aproximadamente 100 m, com qualidade de petróleo similar ao produzido no campo de Marlim (13 a 16 graus API). A previsão é que os testes para avaliar a produtividade do reservatório sejam concluídos em 2013.







O poço está localizado em área próxima à plataforma P-56, que opera atualmente no campo de Marlim Sul, onde já há estrutura instalada de produção e de escoamento, o que permitirá acelerar sua entrada em produção, que poderá ocorrer no ano de 2014.

terça-feira, 8 de janeiro de 2013

Nova descoberta de petróleo de boa qualidade em área da Cessão Onerosa

A Petrobras informa que o quinto poço perfurado após a assinatura do contrato de Cessão Onerosa descobriu petróleo de boa qualidade na área denominada Sul de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos.

O poço 4-BRSA-1047-RJS (4-RJS-698), informalmente conhecido como Sul de Tupi, está situado ao sul do campo de Lula, em profundidade d´água de 2.188 metros e a uma distância de 302 km da costa do Estado do Rio de Janeiro.

O poço comprovou a presença de reservatórios de excelente qualidade, em rochas carbonáticas, situadas abaixo da camada de sal.

Avaliações preliminares indicam a existência de comunicação entre os reservatórios da Cessão Onerosa Sul de Tupi e o Campo de Lula, onde já foi constatado petróleo com cerca de 28º API.

O poço ainda está sendo perfurado, atualmente na profundidade de 5.220 metros, e a perfuração prosseguirá até o nível previsto no contrato de Cessão Onerosa, a aproximadamente 5.600 metros.  

De acordo com as atividades e investimentos previstos no Programa Exploratório Obrigatório (PEO) do contrato de Cessão Onerosa, após a conclusão da perfuração, está programada a realização de um teste de formação para avaliar a produtividade dos reservatórios portadores de óleo.

Conforme prevê o contrato, a fase exploratória tem seu término previsto até setembro de 2014, sendo que a Petrobras poderá declarar comercialidade até essa data.

Fonte: Petrobras/Gerência de Imprensa/Comunicação Institucional

imprensa@petrobras.com.br



segunda-feira, 7 de janeiro de 2013

Petrobras inicia produção comercial do campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos

Com a entrada em operação do navio-plataforma Cidade de São Paulo, na manhã do último dia 5, a Petrobras deu início à produção comercial do campo de Sapinhoá, localizado no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos. O campo teve seu início de produção antecipado. A previsão original de entrada em operação, conforme o Plano de Negócios e Gestão da Petrobras  2012-2016, era 13 de janeiro de 2013.

A plataforma Cidade de São Paulo é do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere petróleo). Está ancorada na profundidade de água de 2.140 metros, a 310 km da costa, tem capacidade para processar, diariamente, 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m3 de gás. O poço 1-SPS-55, o primeiro a ser interligado à plataforma, tem potencial de produção superior a 25 mil barris de petróleo por dia. Sua produção, entretanto, ficará restrita a cerca de 15 mil barris por dia, até que sejam concluídas as ações de comissionamento dos sistemas para processamento e reinjeção do gás natural, com duração prevista de 90 dias. O petróleo produzido, de média densidade (30º API) e de elevada qualidade, será escoado por navios aliviadores.

O escoamento da parcela do gás não utilizado para reinjeção no campo será feito pelo gasoduto Sapinhoá-Lula-Mexilhão até a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), localizada em Caraguatatuba, no litoral paulista. Outros 10 poços (cinco produtores e cinco injetores) serão interligados à plataforma ao longo dos próximos meses. A previsão é que o pico de produção, de 120 mil barris de petróleo por dia, seja atingido no primeiro semestre de 2014.

O campo de Sapinhoá é um dos maiores campos de petróleo do Brasil, com volume recuperável total estimado em 2,1 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), e entra em produção comercial quatro anos e meio após a sua descoberta, ocorrida em julho de 2008.

O Plano de Desenvolvimento do campo de Sapinhoá prevê, ainda, uma segunda plataforma: o FPSO Cidade de Ilhabela, cujo casco está em fase de conversão, e terá capacidade para 150 mil barris por dia de petróleo e 6 milhões de m3/dia de gás. A previsão é que entre em operação no segundo semestre de 2014.

O bloco BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (30%) e a Repsol Sinopec Brasil S.A. (25%).

Fonte: Gerência de Imprensa/Comunicação Institucional

imprensa@petrobras.com.br

sexta-feira, 4 de janeiro de 2013

PETROBRAS E EMPRESAS BRASILEIRAS BUSCAM NO REINO UNIDO PARCERIAS PARA A INDÚSTRIA NAVAL

Missão brasileira formada por dirigentes da Petrobras, Transpetro e Associação Brasileira das Empresas de Construção Naval e Offshore (Abenav) inicia nesta segunda-feira, dia 10 de dezembro, uma visita aos principais polos produtores do setor naval no Reino Unido (Aberdeen, New Castle, Leiscester, além de Londres). O objetivo é apresentar a empresários ingleses a carteira da demanda brasileira de navipeças nesta década e explicar em detalhes a política de conteúdo local em vigor.

O coordenador executivo do Prominp (Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural), Paulo Sergio Rodrigues Alonso, que integrará a missão, explicou que as encomendas até 2020, que exigirão investimentos da ordem de US$ 103,7 milhões, incluem 48 sondas, 198 barcos de apoio, 38 plataformas de produção e 88 navios. A intenção é mostrar, no mercado internacional, o potencial desse segmento e atrair empresas para atuarem no país, seja com unidades produtivas instaladas em solo brasileiro ou em parceria com empresas nacionais do setor. “As oportunidades são muitas e não se esgotam nas atuais encomendas”, disse o coordenador durante o 9º Encontro Nacional do Prominp, em Belo Horizonte (MG).

Além das apresentações, os encontros com empresários ingleses também terão espaço para reuniões com dirigentes de indústrias produtoras de bens de interesse do Brasil (hélices, motores, módulos de acomodação de pessoas, turbinas e sistemas de posicionamento dinâmico, entre outros itens).

Em 2013, a missão comercial brasileira também planeja visitar o Japão e a Alemanha com a mesma proposta de trabalho.

Fonte: Petrobras



PETROBRAS FINANCIA TECNOLOGIA PARA MONITORAMENTO DE EMISSÕES ATMOSFÉRICAS

O Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis (CTGAS-ER), localizado em Natal (RN), começou, esta semana, a testar um moderno sistema para monitoramento de concentrações do gás de efeito estufa (CO2) e outros contaminantes atmosféricos, como óxido de nitrogênio (NOx), dióxido de enxofre (SO2), monóxido de carbono e ozônio.

O equipamento, denominado Differential Optical Absorption Spectroscopy (DOAS), será usado no monitoramento em tempo real da qualidade do ar no entorno de usinas termelétricas que utilizam diferentes tipos de combustíveis (gás natural, óleo combustível e diesel) para geração de energia elétrica.

O DOAS foi desenvolvido na Suécia pela empresa Opsis e faz parte de um projeto de pesquisa e inovação do CTGAS-ER financiado pela Petrobras. Esse projeto consiste na avaliação comparativa com métodos convencionais cujos custos e tempo de resposta são altos e com ganhos adicionais na interpretação e aquisição simultânea dos parâmetros de qualidade do ar.

O monitoramento das emissões gasosas dos processos de combustão e da qualidade do ar é uma exigência dos órgãos ambientais e está definido em Resoluções do Conselho Nacional de Meio Ambiente (Conama).

Fonte: Petrobras

V&M INSTALA BASE LOGÍSTICA PARA SETOR PETRÓLEO NO PORTO DO AÇU

A V&M Brasil fechou um contrato com a LLX para a instalação de uma base logística na retroárea do Porto do Açu. A base atenderá companhias de petróleo que atuam na Bacia de Campos, através de armazenagem e fornecimento de tubos e serviços especializados.

Base da V&M terá uma área de até 150 mil metros (LLX)

O contrato terá a duração de 20 anos, renováveis por mais 20, de acordo com comunicado divulgado pelo braço de logística da EBX. A base ficará no Polo Metalmecânico do complexo e terá uma área até 150 mil metros. A implementação será partir da instalação de uma base de apoio offshore no canal do TX2.

“A nova base nos permitira ampliar o oferecimento de serviços e soluções à indústria de petróleo, incluindo, por exemplo, a OGX", afirmou em nota o diretor-geral da V&M Brasil, Alexandre Lyra. A empresa não informou quanto será investido na construção da base, nem a previsão de conclusão.

Fonte: Petrobras