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:: ‘Petróleo’

Governo repassa R$ 7,7 bilhões do pré-sal para estados e municípios

Valor será pago de hoje até a próxima terça-feira

Publicado em 20/05/2022 – 16:18 Por Agência Brasil – Brasília

Agência Nacional do Petróleo (ANP). (Saulo Cruz/MME)

O governo federal, por meio do Banco do Brasil, vai repassar R$ 7,7 bilhões para todos os estados, para o Distrito Federal e 5.569 municípios do valor relativo à arrecadação dos bônus de assinatura do leilão dos excedentes para exploração de petróleo e gás natural da cessão onerosa dos campos de Sépia e Atapu, no pré-Sal, de acordo com informações do Ministério de Minas e Energia.

O valor será pago desta sexta-feira (20) até a próxima terça-feira (24).

O leilão foi realizado pela Agência Nacional de Pétróleo (ANP) em dezembro de 2021 e rendeu bônus de assinatura total de R$ 11,1 bilhões. Segundo o ministério, os investimentos previstos são de R$ 204 bilhões. 

Desde 2019, oito leilões de petróleo e gás natural garantiram investimentos de R$ 800 bilhões, com expectativa de criação de mais de 500 mil empregos.

Edição: Maria Claudia

ANP leiloa 59 blocos de exploração de petróleo na Oferta Permanente

Leilão arrecadou R$ 422 milhões em bônus de assinatura

Publicado em 13/04/2022 – 14:37 Por Vinícius Lisboa – Repórter da Agência Brasil – Rio de Janeiro

Plataforma semi-submersível P-20. Foto: Geraldo Falcão/PETROBRAS

A sessão pública do 3º Ciclo de Oferta Permanente de blocos de exploração e produção de petróleo e gás natural, realizada hoje (13) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), terminou com 59 blocos arrematados em seis bacias e somou R$ 422 milhões em bônus de assinatura, o que representa um ágio médio de 854% em relação às propostas mínimas exigidas pelo leilão.

Os blocos foram contratados por 13 empresas, que devem investir R$ 406 milhões em atividades de exploração nos próximos anos.

Ao fim do leilão, o ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, destacou que o leilão foi o oitavo em três anos, e considerou o período exitoso. “O resultado de todos esses leilões significa investimentos de mais de R$ 620 bilhões, e arrecadação governamental superior a R$ 1 trilhão ao longo de 30 anos, com expectativa de criação de mais de 500 mil empregos”, afirmou.

Sobre as ofertas recebidas hoje, o ministro sublinhou a presença de empresas brasileiras no leilão. “Podemos destacar o interesse de várias empresas que iniciaram e consolidaram sua atuação no Brasil, adquirindo campos maduros da Petrobras através do processo de desinvestimento”, disse. “Fico feliz de ver a quantidade de empresas nacionais participando desse evento, coisa que deve orgulhar a todos aqueles que elaboram políticas  públicas nesse país.”

Na sessão pública de hoje, empresas podiam fazer propostas por 14 setores de blocos exploratórios localizados em sete bacias: Santos, Pelotas, Espírito Santo, Recôncavo, Potiguar, Sergipe-Alagoas e Tucano. A Oferta Permanente inclui campos devolvidos ou em processo de devolução, blocos não arrematados em leilões anteriores e novos blocos exploratórios em bacias terrestres em estudo na ANP.

Ao abrir a sessão, o diretor-geral da ANP, Rodolfo Saboia, destacou que a recente alta nos preços do petróleo, relacionada à invasão da Ucrânia pela Rússia, lembra a importância da segurança energética, em um contexto de substituição das energias fósseis por renováveis.

“A transição energética precisa ser feita de forma equilibrada. É necessário, sem dúvida, aumentar o investimento em energias renováveis, para garantir a ampliação da oferta de combustíveis limpos, mas, ao mesmo tempo, é imprescindível continuar atendendo à demanda por hidrocarbonetos de forma sustentável e eficiente, ate que as novas soluções sejam capazes possam substituí-lo”, disse Saboia. “Especialmente no Brasil, temos ainda muita riqueza a ser gerada pela indústria de petróleo e gás natural em benefício da sociedade”.

Empresas vencedoras

Os blocos marítimos da Bacia de Santos foram os primeiros a receber ofertas na sessão pública. Houve disputa entre a empresa Total Energies, que arrematou dois blocos, e o consórcio formado pela Shell Brasil (70%) e a Ecopetrol (30%), que venceu a disputa em cinco blocos e fez a única oferta pelo sexto bloco que arrematou.

Ao todo, o bônus de assinatura que será pago pelos blocos do setor somou R$ 415,5 milhões, o que representa um ágio de 895,99% sobre a oferta mínima exigida. As licitações também devem gerar R$ 307 milhões em investimentos e preveem um programa exploratório mínimo de 1,3 mil unidades de trabalho.

A Bacia de Pelotas foi a segunda na ordem de apresentações, e nenhuma empresa fez um lance por seus blocos marítimos. Na Bacia do Espírito Santo, a terceira do dia, dois blocos terrestres de setores diferentes receberam ofertas únicas. Um foi arrematado pela CE Engenharia e outro pelo consórcio formado entre a Imetame (30%), Seacrest (50%) ENP Ecossistemas (20%). O bônus de assinatura que será pago pelos dois blocos soma R$ 355 mil, e o investimento previsto na exploração é de cerca de R$ 2 milhões.

A quarta bacia da sessão pública foi a do Recôncavo, que teve quatro blocos arrematados em três setores diferentes. A Petroborn venceu a disputa por um dos blocos e fez oferta única pelo segundo que arrematou. Os outros dois blocos tiveram participação da NTF, que arrematou um sozinha e outro em consórcio de 50% com a Newo. Os bônus de assinatura somaram cerca de R$ 1,1 milhão e os investimentos previstos, cerca de R$ 14,4 milhões.

Na Bacia de Alagoas, a empresa Origem arrematou 11 blocos no primeiro setor ofertado e mais três no segundo. O bônus de assinatura total foi de cerca de R$ 1 milhão e o investimento previsto é de quase R$ 8 milhões, com 2,3 mil unidades de trabalho no programa exploratório mínimo.

A Bacia de Potiguar teve a maior parte de seus blocos arrematados pela empresa Petro-Victory, que obteve a concessão de 19 blocos em três setores diferentes. A 3R Petroleum fez propostas por blocos em dois setores e conseguiu arrematar seis deles. O bônus de assinatura totalizou cerca de R$ 2 milhões, e o investimento previsto nos blocos leiloados é de R$ 39 milhões.

A última bacia a receber ofertas foi a de Tucano, localizada na Bahia. A empresa Origem arrematou quatro blocos, e  o consórcio formado pela Imetame (30%) e ENP Ecossistemas (70%) levou outros dois. O bônus de assinatura somou R$ 2,5 milhões, e os investimentos previstos são de R$ 24,2 milhões.

Ofertas anteriores

O modelo de licitação dos blocos oferecidos no 3º Ciclo é o modelo de concessão, que se aplica a licitações que não incluam o polígono do pré-sal. Os dois ciclos anteriores da oferta permanente, também realizados apenas sob o regime de concessão, ocorreram em 2019 e 2020. No primeiro ciclo, em setembro de 2019, foram arrematados 33 blocos e 12 áreas com acumulações marginais. Já no segundo, em dezembro de 2020,  foram arrematados 17 blocos exploratórios. 

Desde o fim do ano passado, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabeleceu a Resolução nº 27/2021, que permite que blocos do pré-sal e de áreas estratégicas sejam incluídos na oferta permanente, sob regime de partilha.

A partir disso, estão em fase de elaboração o edital e os modelos de contrato da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP). O leilão ainda não possui data para ser realizado, mas, na abertura da sessão pública realizada hoje, o diretor-geral da ANP previu que isso pode ocorrer ainda este ano.

Edição: Maria Claudia

Blocos da área do pré-sal vão a leilão na oferta permanente

Regras da licitação foram aprovadas pela ANP

Publicado em 16/02/2022 – 17:09 Por Alana Gandra – Repórter da Agência Brasil – Rio de Janeiro

Divulgação ANP/Marcus Almeida

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou hoje (16) o pré-edital e as minutas de contrato que estabelecem regras da licitação de 11 blocos localizados na área do pré-sal, dentro da Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP). Tanto o pré-edital como as minutas de contrato serão enviados ao Ministério de Minas e Energia para aprovação.

A ANP lembrou que os blocos Ágata, Água Marinha, Esmeralda, Jade, Turmalina e Tupinambá estavam previstos para serem ofertados na 7ª e 8ª rodadas de partilha de produção, na Bacia de Santos. Os cinco blocos restantes não foram arrematados em rodadas de licitação de partilha da produção realizadas pela ANP. São eles: Itaimbezinho (4ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Norte de Brava (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Santos).

Oferta permanente

Segundo a ANP, oferta permanente é um formato de licitação de outorga de contratos de exploração e produção de blocos exploratórios e de áreas com acumulações marginais, localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas, para exploração ou reabilitação e produção de petróleo e gás natural. Nesse formato, a oferta de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais é contínua.

Até dezembro do ano passado, a oferta permanente era realizada exclusivamente em regime de contratação por concessão, sem possibilidade de inclusão de áreas do pré-sal e, também, de áreas consideradas estratégicas, nos moldes da Lei nº 12.351/2010, cujo regime legal de contratação é o de partilha de produção.

A Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) nº 27/2021, do dia 24 de dezembro de 2021, suspendeu essa limitação ao estabelecer que os campos ou blocos situados no polígono do pré-sal ou em áreas estratégicas poderão ser licitados no sistema de Oferta Permanente mediante determinação específica do CNPE, com definição dos parâmetros a serem adotados para cada campo ou bloco.

No dia 5 de janeiro de 2022, a Resolução CNPE nº 26/2021 autorizou a licitação de 11 blocos no sistema de Oferta Permanente, sob o regime de partilha de produção, e aprovou os parâmetros técnicos e econômicos do leilão.

A ANP informou ainda que os blocos exploratórios a serem oferecidos na Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP) não têm relação com os blocos oferecidos no 3º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão (OPC), que se encontra em andamento e tem sessão pública de apresentação de ofertas marcada para o dia 13 de abril. 

Edição: Lílian Beraldo

General Silva e Luna toma posse como presidente da Petrobras

Ele substitui o economista Roberto Castello Branco

Publicado em 19/04/2021 – 12:36 Por Ana Cristina Campos – Repórter da Agência Brasil – Rio de Janeiro

Joaquim Silva e Luna,

O general Joaquim Silva e Luna tomou posse hoje (19) como presidente da Petrobras. Ele foi indicado pelo presidente Jair Bolsonaro em substituição ao economista Roberto Castello Branco.

Em seu discurso, Silva e Luna disse que não há dúvidas de que, entre os principais desafios, estão tornar a Petrobras cada vez mais forte, trabalhando com visão de futuro, segurança, respeito ao meio ambiente, aos acionistas e à sociedade para garantir o maior retorno possível ao capital empregado.

“Crescer sustentado em ativos de óleo e gás de classe mundial, em águas profundas e ultraprofundas, buscando incessantemente custos baixos e eficiência. E fazer tudo isso conciliando os interesses de consumidores e acionistas, valorizando os nossos petroleiros, buscando reduzir volatilidade sem desrespeitar a paridade internacional, perseguindo a redução da dívida, investindo em pesquisa e desenvolvimento e contribuindo para a geração de previsibilidade ao planejamento econômico nacional”, acrescentou.

Silva e Luna foi confirmado para o cargo no último dia 16. A decisão foi formalizada pelo Conselho de Administração da estatal, que o elegeu, além de aprovar outros nomes para compor a Diretoria Executiva.

Também tomaram posse hoje Rodrigo Araujo Alves como diretor executivo Financeiro e de Relacionamento com Investidores; Cláudio Rogério Linassi Mastella, diretor executivo de Comercialização e Logística; Fernando Assumpção Borges, diretor executivo de Exploração e Produção; e João Henrique Rittershaussen, diretor executivo de Desenvolvimento da Produção.

Foram reconduzidos Nicolás Simone, como diretor executivo de Transformação Digital e Inovação; Roberto Furian Ardenghy, diretor executivo de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade; e Rodrigo Costa Lima e Silva, diretor executivo de Refino e Gás Natural.

Edição: Valéria Aguiar

ANP regulamenta indicação de áreas para exploração de petróleo e gás

Resolução foi publicada hoje no Diário Oficial da União

Publicado em 19/01/2021 – 11:01 Por Luciano Nascimento – Repórter da Agência Brasil – Brasília

Esferas de armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) da Refinaria Duque de Caxias – REDUC

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou hoje (19) no Diário Oficial da União resolução que regulamenta os procedimentos para a indicação, por agentes econômicos, de áreas de exploração e produção de petróleo e gás de seu interesse.

Por esse processo, as empresas interessadas podem sugerir áreas de exploração e produção de petróleo e gás para estudo da ANP, a fim de incluí-las futuramente em uma rodada de licitação ou na oferta permanente. 

“A iniciativa visa regulamentar e estimular a nominação de áreas pelos agentes da indústria. O novo regulamento da ANP atualiza, simplifica e dá maior visibilidade e institucionalização ao processo, para atrair a participação de um número maior de agentes”, disse a ANP em nota.

A oferta permanente foi instituída pela ANP em 2017. Por meio dela, a agência realiza a contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas.

Esse tipo de oferta não se aplica nos blocos localizados no polígono do pré-sal, nas áreas estratégicas ou na plataforma continental além das 200 milhas náuticas,

Nominação

Em julho do ano passado, a ANP já havia aberto uma consulta pública para obter sugestões para a elaboração da normativa.

De acordo com a resolução publicada nesta terça-feira, a nominação de uma área poderá ser feita por qualquer pessoa jurídica da indústria do petróleo e gás natural.

Após a nominação, ANP vai estudar a possibilidade de ofertar a área em uma futura rodada de licitação. O procedimento possui caráter confidencial.

O texto, contudo, diz que a agência reguladora não será obrigada a ofertar a área em uma futura rodada de licitação.

De acordo com as diretrizes, a nominação de área incluída em processo de oferta permanente poderá gerar a revisão na geometria do bloco exploratório ou da área com acumulações marginais.

“A nominação de área não gerará nenhum compromisso, direito ou dever para a pessoa jurídica responsável, caso a área nominada venha a ser licitada”, diz a resolução.

Edição: Maria Claudia

Toma posse novo diretor-geral da ANP

Almirante Rodolfo Saboia cumprirá mandato de quatro anos

Publicado em 23/12/2020 – 15:04 Por Douglas Correa – Repórter Agência Brasil – Rio de Janeiro

Almirante Rodolfo Henrique Saboia, durante sabatina na Comissão de Infraestrutura do Senado Federal.

O almirante Rodolfo Henrique de Saboia é o novo diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Saboia tomou posse do cargo nesta quarta-feira (23).  

O nome de Saboia foi aprovado em 20 de outubro, em sessão  no plenário do Senado Federal, para um mandato de quatro anos, na vaga deixada pelo engenheiro Décio Oddone, que renunciou ao cargo em março deste ano.

Desde a saída de Oddone até ontem (22), quando o mandato deste se encerraria oficialmente, a diretoria-geral da ANP foi ocupada por servidores da agência designados pelo presidente Jair Bolsonaro,  em uma lista tríplice, conforme determina a Lei 9.986, de 2000.

O almirante Rodolfo Saboia é bacharel em ciências navais pela Escola Naval (1978), mestre no curso de comando e estado-maior, doutor em política e estratégia marítimas, ambos pela Escola de Guerra Naval, e especialista em gestão internacional pelo Instituto de Pós-Graduação e Pesquisa em Administração da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppead-UFRJ).

O militar exerceu diversos cargos na Marinha do Brasil, sendo o último o de superintendente de Meio Ambiente da Diretoria de Portos e Costas, que ocupou até agosto. Com mais de 40 anos de serviços prestados à Marinha, Saboia passou para a reserva em 2012 no posto de contra-almirante.

Edição: Nádia Franco

ANP conclui leilão com 17 blocos exploratórios arrematados

Diretor da ANP disse que o resultado superou as expectativas

Publicado em 04/12/2020 – 16:18 Por Cristina Indio do Brasil – Repórter da Agência Brasil – Rio de Janeiro

 

O 2º Ciclo da Oferta Permanente realizado hoje (4) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) foi concluído com 17 blocos exploratórios e uma área com acumulações marginais arrematadas e previsão de investimentos mínimos de mais de R$ 160 milhões. 

Nos blocos exploratórios nas bacias do Amazonas, de Campos, do Espírito Santo, Paraná, Potiguar e Tucano, que alcança uma área de 19.818,09 quilômetros quadrados, o total de bônus ofertado somou R$ 30,936 milhões, o que representou ágio médio de 55,11%, e a previsão do investimento mínimo na fase de exploração de R$ 157,2 milhões, somente na primeira fase do contrato de exploração.

Na área com acumulações marginais de Juruá, localizada na bacia terrestre do Solimões, o valor do bônus ofertado ficou em R$ 25,760 milhões, correspondente a um ágio de 1.650% e previsão de investimento mínimo de R$ 3,600 milhões. A área abrange uma extensão de 331,80 quilômetros quadrados.

O leilão foi realizado no Hotel Sheraton, no Rio de Janeiro, com restrições de presença por causa da covid-19, e pôde ser acompanhado no canal da ANP no YouTube.

O diretor geral interino da ANP, Raphael Moura, disse que o resultado do certamente superou as expectativas. E destacou que foram feitas ofertas de novas empresas em áreas de terra. “Temos aí um novo cenário de on shore, que é intensivo de mão de obra e que gera empregos, interioriza as economias e leva para o interior dos estados o desenvolvimento”.

Ainda de acordo com o diretor da ANP, o leilão “aumenta a distribuição de royalties para municípios que têm em geral índice de desenvolvimento humano abaixo da média brasileira. Tivemos até novas fronteiras na bacia do Paraná. Um impulso para o mercado de gás”.

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, disse que vai analisar a partir de agora a falta de ofertas para algumas áreas, para que o resultado possa balizar as decisões futuras do Conselho Nacional de Pesquisa Energética (CNPE). Mesmo assim, o ministro considerou que o 2º Ciclo se mostrou exitoso na comparação ao leilão realizado no ano passado, e para a política energética do país que aponta como objetivos a maior competitividade e entrada de novos agentes e empresas no mercado de óleo e gás, seja ele on shore ou off shore.

Ofertas

Raphael Moura disse que os valores oferecidos nesta rodada seguem uma lógica de mercado, e destacou que o importante é promover um leilão que seja bem-sucedido e aumente o portfólio exploratório do país. Na visão dele, esse aumento associado aos investimentos que essas atividades trazem para o país é que convertem a riqueza natural em benefício para a sociedade brasileira. “As ofertas seguem uma lógica de mercado não só no Brasil, mas no mundo inteiro, que é adequada aos diversos parâmetros econômicos. Nesse sentido, o Brasil larga na frente”, disse.

Edição: Fernando Fraga

Presidente da Petrobras defende fim do regime de partilha

Contrato de partilha não tem sentido econômico, diz Castello Branco

O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, defendeu hoje (3) mudanças nas regras de exploração e produção do petróleo no Brasil, que classifica como pouco atraentes aos negócios. Para ele, o regime de partilha deve ser extinto. Castello Branco participou de bate-papo online do Rio Oil & Gas, o maior evento do setor de óleo e gás na América Latina. 

“Acho que o arcabouço regulatório para a exploração de petróleo no Brasil tem que ser modificado”, defendeu Castello Branco. “O contrato de partilha é algo que não tem sentido econômico, não traz nenhum estímulo à eficiência, taxa demasiadamente os produtores de petróleo. Um negócio complicado. O mundo dos negócios não gosta de coisas complicadas, querem coisas claras, transparentes, simples”, disse.

O regime de partilha foi instituído em 2010, após a descoberta do polígono do pré-sal, em 2007. As descobertas no pré-sal estão entre as mais importantes em todo o mundo na última década. Essa área é composta por grandes acumulações de óleo leve, de excelente qualidade e com alto valor comercial. Até então, todas as áreas eram concedidas sob o regime de concessão. Desde então, o país tem um regime regulatório misto.

O regime foi estabelecido, segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), para preservar o interesse nacional. Com esse modelo, a Petrobras participa junto com outras empresas da exploração de recursos, de forma acordada em licitações. As empresas vencedoras das licitações são aquelas que oferecem ao Estado brasileiro a maior parcela de petróleo e gás natural, ou seja, a maior parcela do excedente em óleo.

“O regime de partilha não é usado em países desenvolvidos, é usado exatamente em países em que o relatório do Banco Mundial Doing Business [em português, Fazendo Negócios] aponta como difícil fazer negócio. Isso não faz nenhum bem para o Brasil”, disse o presidente da Petrobras.

A disponibilidade de recursos naturais no Brasil, segundo ele, é uma condição necessária para que o país se posicione bem no mercado, “mas não uma condição suficiente. Vimos a evidência disso no leilão excedente de cessão onerosa no ano passado”, disse.

O leilão ocorreu em novembro do ano passado e foi o maior já realizado na indústria do petróleo. A Rodada de Licitações dos Excedentes da Cessão Onerosa (excedente do volume de petróleo e gás que a União cedeu à Petrobras) teve, no entanto, uma arrecadação de R$ 69,960 bilhões em bônus de assinatura, enquanto a previsão de arrecadação era de até R$ 106,5 bilhões. Dois dos quatro blocos sequer receberam ofertas das 14 empresas habilitadas a participar.

Castello Branco defende que haja apenas o regime de concessão. Segundo a ANP, nesse regime, o risco de investir e encontrar ou não petróleo ou gás natural é da empresa concessionária, que tem a propriedade de todo o óleo e gás que venha a ser descoberto e produzido na área concedida. Por esse modelo de contrato, a concessionária paga participações governamentais, tais como bônus de assinatura, pagamento pela ocupação ou retenção de área, royalties e, em caso de campos de grande produção, a participação especial.

Meio ambiente 

Castello Branco ressaltou a importância de se reduzir as emissões de gases de efeito estufa e destacou que a empresa investe em pesquisas e em inovação, que podem também trazer benefícios para essa área.

“Eu acho que a Petrobras está usando e vai usar muito mais pesquisa e conhecimento adquirido e inovação não só para avançar no seus negócios. Estamos agora preocupados com a produção de petróleo depois de 2030, mas também em conciliar isso com a redução de carbono, ter uma produção cada vez mais limpa e essas inovações são muito importantes”, disse.

Castello Branco admitiu que as emissões ainda estão elevadas e que é preciso “correr contra o tempo em fazer o máximo possível para resolver esse problema”.

“Para cuidar do meio ambiente não é preciso pressão social nenhuma. Tem que cuidar, é uma coisa natural. Tão natural quanto cuidar da sua saúde”, afirmou.

Segundo o Relatório de Sustentabilidade de 2019 da Petrobras, no ano passado houve uma redução de 3% nas emissões em relação a 2018. A empresa firmou o compromisso de crescimento zero das emissões absolutas operacionais até 2025. (Agência Brasil)

Petrobras avança no desenvolvimento do campo de Búzios, no pré-sal

Empresa inicia contratação de três novas plataformas para a área

Publicado em 27/07/2020 – 06:38 Por Douglas Corrêa – Repórter da Agência Brasil – Rio de Janeiro

A  Petrobras aprovou  o início do processo de contratação de três novas plataformas do tipo FPSO (sigla em inglês para a unidade que produz, armazena e transfere petróleo e gás) para o campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. As três novas unidades serão as primeiras contratadas após a aquisição dos volumes excedentes da cessão onerosa do campo de Búzios, em novembro de 2019, em parceria com as companhias chinesas CNOOC Petroleum Brasil Ltda. e a CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.

A aquisição desses volumes adicionais, pelos quais a Petrobras pagou R$ 61,4 bilhões como bônus de assinatura, é resultado da gestão ativa de portfólio realizada pela companhia. A venda de ativos que trazem menor retorno financeiro e que não fazem parte do negócio principal da empresa disponibiliza recursos para investimentos em projetos mais promissores e de maior retorno, como é o caso do campo de Búzios. 

De acordo com a companhia, as novas plataformas fazem parte do Plano de Desenvolvimento do ativo, que prevê um total de 12 unidades instaladas até o fim da década. Ao término da fase de desenvolvimento, “é esperado que o campo de Búzios produza mais de 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), tornando-se o maior ativo da Petrobras, com maior produção”.

Atualmente, há quatro unidades em operação em Búzios, que respondem por mais de 20% da produção total da Petrobras e mais de 30% da produção dos campos do pré-sal. Em 13 de julho, essas plataformas atingiram os recordes de produção do campo, de 674 mil barris de óleo por dia (bpd) e 844 mil barris de óleo equivalente por dia (boed).

Campo gigante

Búzios, o maior campo de petróleo em águas profundas do mundo, é um ativo de classe mundial, com petróleo de ótima qualidade, reservas substanciais, baixo risco e baixo custo de extração. Situa-se a 180 quilômetros (km) da costa brasileira e a mais de 5 mil metros de profundidade. Tem área de 850 km², com espessuras de reservatórios de até 480 metros e excelente qualidade da rocha reservatório. Os mais de 45 poços perfurados até o momento confirmam a excelente qualidade do reservatório.

As características de permeabilidade e porosidade, associadas a grandes espessuras de coluna de óleo, permitem que cada poço de Búzios produza, em média, mais de 50 mil barris de óleo por dia. Atualmente, o campo tem os seis poços com maior produção de petróleo do país. A alta produtividade do campo justifica a instalação de FPSOs de maior porte.

Edição: Graça Adjuto

Reservas venezuelanas de petróleo estão cada vez mais nas mãos dos russos

Putin conseguiu 49,9% da refinaria Citgo, joia venezuelana, como pagamento pela ajuda ao regime de Maduro

As reservas de petróleo da Venezuela estão cada vez mais sob controle russo. Com o país fragilizado pelas sanções dos Estados Unidos e a produção reduzida ao menor nível histórico, o presidente Vladimir Putin, esperto, ofereceu “solidariedade” e fez a petroleira russa Rosneft liberar muito dinheiro ao regime de Nicolás Maduro mediante garantias como a refinaria Citgo, principal joia da coroa da PDVSA, petroleira venezuelana. A informação é da Coluna Cláudio Humberto, do Diário do Poder.

O empréstimo da russa Rosneft à venezuelana PDVSA constituiu a compra, na prática, de 49,9% da refinaria Citgo ao final do acordo.

O acordo com os russos prevê pagamentos em petróleo, cuja venda corresponde a 99% de toda a renda da Venezuela com exportações.

Notícias Relacionadas

Em 2019, enquanto os russos multiplicavam seus lucros, o PIB da Venezuela caiu 35%, ainda sem levar em conta os efeitos da pandemia.

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