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O país produziu uma média de 2,586 milhões de barris por dia no ano passado. A produção de gás natural, no entanto, cresceu 1%.

Rio de Janeiro – A produção de petróleo no Brasil diminuiu 1% no ano passado em relação a 2017, segundo dados divulgados nesta segunda-feira (4) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ( APN ). A produção acumulada foi de 994,1 milhões de barris, com uma média diária de 2,586 milhões de barris.

A produção de gás em 2018 foi de 40,8 bilhões de metros cúbicos, com uma média diária de 111 milhões de metros cúbicos, um crescimento de 1% em relação a 2017.

Em dezembro do ano passado, a produção de petróleo e gás no Brasil somou 3.406 milhões de barris de óleo equivalentes por dia – 2.691 barris de petróleo por dia e 114 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia. A produção de petróleo cresceu 4,8% em relação a novembro.

As empresas GDE Energia, Cummins e Ajna Energia Solar Fotovoltaica enviaram ao Ministério de Minas e Energia  geração de energia renovável para o atendimento a Boa Vista. O Ministério abriu consulta pública para um leilão de energia – o primeiro para suprimento a um sistema isolado.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                     As três empresas solicitaram a previsão de contratos de 15 anos de suprimento para sistemas de geração de energia solar combinada com geradores a diesel e baterias, em que o equipamentos serviriam como back-up da fonte solar para garantia de suprimento. A extensão do prazo para 15 anos seria necessária para garantir o retorno do investimento na usina solar, destaca a Ajna.

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 Não há dúvidas de que a Arábia Saudita continuará restringindo as exportações de petróleo para obter a cotação por barril que deseja. Também não se pode questionar o impacto positivo que a prolongada crise na Venezuela ou a paciência do Federal Reserve têm sobre o petróleo.

A companhia norueguesa de petróleo Aker BP atingiu o seu poço de petróleo Froskelar Main, no Mar do Norte, na costa da Noruega.

O poço de Froskelår Main, formalmente chamado de poço de exploração 24 / 9-14, está localizado na área de Alvheim e segue a descoberta de Frosk do ano passado.

A maior parte da descoberta está na licença 869 da plataforma continental norueguesa, enquanto uma parte pode estar localizada na fronteira entre a Noruega e o Reino Unido no Mar do Norte. O poço está sendo perfurado com a sonda semi-submersível Scarabeo 8, da Saipem.

“A operação de perfuração continuará, e um programa abrangente de coleta de dados será realizado para determinar o tamanho e a qualidade da descoberta. Mais informações serão fornecidas quando este trabalho for concluído ”, disse a Aker BP.

A Aker BP é a operadora e possui 60% de participação na licença 869. Os parceiros são a Lundin Norway (20%) e a Vår Energi (20%).

Em uma recente apresentação no dia do mercado de capitais, a AKER BP anunciou que planejava um programa de exploração de alto potencial para 2019, com 15 prospectos a serem perfurados, visando recursos potenciais líquidos não-riscados de 500 milhões de barris de equivalentes de petróleo (mmboe). A empresa reservou US $ 500 milhões para exploração em 2019, o que representa um aumento em comparação com US $ 359 milhões em 2018.

A Prosafe, uma operadora de navios de acomodação semi-submersíveis, afundou no quarto trimestre de 2018, apesar da maior utilização trimestral da frota desde o terceiro trimestre de 2015.

A Prosafe informou na terça-feira um prejuízo líquido de US $ 25,8 milhões no quarto trimestre de 2018 em relação a um lucro líquido de US $ 40 milhões no mesmo período de 2017.

A taxa de utilização da frota no quarto trimestre de 2018 foi de 63%, comparado a 36,1% no 4T 2017, acima do terceiro trimestre de 2018 e no maior nível desde o 3T 2015. A utilização da frota no ano foi de 47,3% 38,4 por cento em 2017.

De acordo com a empresa, a melhor utilização para o trimestre foi impulsionada por seis das oito unidades ativas, excluindo três novas usinas na China, em operação total ou parcial relacionada a projetos de conexão e manutenção e modificação. O Safe Astoria foi vendido para sucata e removido da utilização em novembro.

O desenvolvimento da actividade de leilão continuou no trimestre e a Prosafe ganhou mais dois contratos no Mar do Norte. A Prosafe observou que é particularmente positivo que o contrato mais recente esteja relacionado a projetos de manutenção e modificação, que tradicionalmente têm sido os principais impulsionadores da demanda por plataformas de acomodação.

A empresa também afirmou que o Brasil é um mercado importante. Ou seja, em janeiro, a Prosafe ficou em primeiro lugar em um leilão on-line para o fornecimento de navios de apoio de segurança e manutenção para contratos de três anos no Brasil. Agora, segue-se um processo de avaliação de conformidade antes de um contrato ser formalmente concedido. O Prosafe mobilizará o Safe Eurus se um contrato for adjudicado. O valor total do contrato é estimado em mais de US $ 80 milhões.

No México, a Prosafe disse que as ambições de produção da nova administração mexicana são altas, e é positivo que a atividade de licitação esteja em andamento em outros segmentos.

A Prosafe concluiu que, embora a atual precificação e backlog não apoiem o crescimento dos lucros em 2019, espera-se que a utilização continue melhorando em 2020, com uma melhoria nas taxas diárias a seguir.

A carteira de pedidos da Prosafe no final do quarto trimestre de 2018 foi de US $ 209 milhões.

Na última semana, a BE Petróleo  informou que a Petrobras fará um segundo rebid para os processos de desinvestimento dos pacotes de Enchova e Pampo, na Bacia de Campos. Para o secretário-executivo da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (ABPIP), Anabal dos Santos Júnior, a decisão da estatal é mais um indicativo de que as regras do jogo não estão claras.

“O processo de desinvestimento é primário, não está bem feito, tanto que já se passaram três anos sem conclusão. Cadê o edital, cadê o prazo, cadê o cronograma?”, questiona.

Outro ponto crítico, para Anabal, é a venda do Polo de Riacho da Forquilha à 3R Petroleum, fechada em US$ 450 milhões. Segundo ele, a operação está marcada por irregularidades e deve ser reavaliada pela estatal.

“A 3R nunca produziu um barril de petróleo (…) e é uma empresa individual de responsabilidade limitada com capital social de R$ 100 mil, equivalente a aproximadamente 0,01% do valor de sua oferta”, pontua.

Na avaliação do secretário, a companhia terá necessariamente que passar por uma estruturação financeira, seguida de reestruturação societária, para viabilizar o empreendimento, o que seria motivo para sua desclassificação por incluir um “terceiro estranho ao certame”.

“Essas irregularidades contaminam a decisão do processo competitivo, e a Petrobras tem o poder-dever de convocar nova reunião do seu Conselho de Administração para analisar o caso”, argumenta.

Procurada, a 3R Petroleum declarou que os comentários de Anabal dos Santos Júnior são “um retalho de informações totalmente desencontradas e que não condizem com a realidade do processo”.

A Petrobras não quis comentar o assunto. Por email, a assessoria de imprensa da companhia enviou à BE Petróleo o link do fato relevante publicado em maio de 2017 sobre o aperfeiçoamento das regras dos processos de desinvestimentos, em conformidade com a nova sistemática aprovada pelo Tribunal de Contas da União (TCU).

A petrolífera britânica BP divulgou um aumento nos lucros do quarto trimestre e do ano de 2018.

A companhia disse na terça-feira que seu lucro de custo de reposição para o ano inteiro de 2018 foi de US $ 12,7 bilhões, mais que o dobro do registrado em 2017.

O quarto trimestre subjacente ao resultado de custo de reposição foi de US $ 3,5 bilhões, comparado a US $ 2,1 bilhões no quarto trimestre de 2017. O resultado trimestral foi impulsionado pelo forte desempenho operacional em todos os segmentos de negócios, disse a BP.

A produção reportada de petróleo e gás ficou em média em 3,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia em 2018. A produção subjacente a montante, que exclui a Rosneft, foi 8,2% maior que em 2017.

Bob Dudley,  executivo-chefe do grupo, disse: Agora temos um histórico poderoso de desempenho seguro e confiável, execução eficiente e disciplina de capital. E estamos fazendo isso enquanto desenvolvemos o negócio – trazendo mais projetos de alta qualidade on-line, expandindo o marketing no Downstream e fazendo negócios transformadores, como a BHP. Nossa estratégia está claramente funcionando e atenderá bem a empresa e nossos acionistas por meio da transição energética.

Produção mais alta desde 2010

A produção de petróleo da Upstream para o ano, excluindo a Rosneft na qual detém participação, foi 3% superior a de 2017, a maior desde 2010. Ajustada por mudanças de portfólio e impactos de PSA, a produção subjacente foi 8,2% superior a 2017 devido a grandes ramp-ups do projeto e melhor confiabilidade da planta. A produção a montante para o quarto trimestre foi de 2.627mboe / d, 1,8% a mais que no ano anterior.

Os custos unitários de produção upstream para 2018 foram maiores do que em 2017 devido ao aumento da atividade do wellwork e ao impacto de preços mais altos nos direitos de produção.

O projeto Clair Ridge, a oeste de Shetland, no Mar do Norte, foi o sexto projeto principal do Upstream a entrar em operação em 2018, seguindo as primeiras empresas no Egito, Rússia, Azerbaijão, Golfo do México e Austrália.

A BP trouxe 19 novos grandes projetos on-line ao longo de 2016-2018. A sanção para a primeira fase do desenvolvimento do Grande Tortue Ahmeyim LNG no offshore da Mauritânia e do Senegal e os projetos de gás de compressão de Cassia e Matapal em Trinidad foram anunciados no trimestre. Em janeiro, a BP anunciou a aprovação do desenvolvimento da Fase 3 do Atlantis no Golfo do México.

Um cabo umbilical, é um cabo estático ou dinâmico que é o elo vital entre os sistemas de produção e processamento submarinos e a superfície, bem como entre os elementos dentro do sistema submarino maior por meio de ligações aéreas. Umbilicais são cabos compostos que têm a capacidade de realizar uma grande variedade de processos. Sua finalidade inclui: energia hidráulica e produtos químicos; energia elétrica; e telecomunicações (fibra ótica). Os umbilicais são capazes de completar uma variedade de tarefas, incluindo a ativação de poços, o gerenciamento de painéis de controle submarinos, o fornecimento de informações sobre temperaturas, pressões, fluxos e integridade de poço para as equipes de controle de superfície, fornecendo energia hidráulica e elétrica para cabeças de poço e manifolds. entrega de produtos químicos aos poços submarinos e aos fluxos de produção.

Como a tendência geral de queda da economia chinesa nos últimos anos, e a situação econômica internacional é complicada, nos próximos anos haverá muitas incertezas, e juntamente com a indústria de  Submarinos de Petróleo e Gás em escassez no mercado nos últimos anos , mais e mais empresas entram na indústria de Umbilicais Submarinos de Petróleo e Gás, a demanda atual de produtos de Submarinos de Petróleo e Gás é relativamente baixa, falta de demanda, excesso de oferta. Os produtos Ordinary Oil & Gas Subsea  no mercado não vendem bem; O preço do Oil & Gas Subsea é menor do que nos anos anteriores. O sinal de mudança de preço de mercado indica a tendência na indústria de Umbilicais Submarinos de Petróleo e Gás, o produto de baixo custo tem excesso de capacidade, o produto de alta qualidade está em falta.

De acordo com este estudo, nos próximos cinco anos o mercado de Submarinos Oil & Gas registrará um CAGR xx% em termos de receita, o tamanho do mercado global chegará a US $ xx milhões em 2024, de US $ xx milhões em 2019. Em particular, este relatório apresenta a participação de mercado global (vendas e receita) de empresas-chave no negócio de Umbilicais Submarinos de Petróleo e Gás, compartilhada no Capítulo 3.

Este relatório apresenta uma visão geral abrangente, participações de mercado e oportunidades de crescimento do mercado de  Submarinos de Petróleo e Gás por tipo de produto, aplicação, principais fabricantes e principais regiões e países.

A Diretoria Norueguesa de Petróleo (NPD) concedeu o consentimento à Equinor para a continuação da produção do FPSO Norne com instalações associadas para os campos de Norne, Urd e Skuld no Mar da Noruega

A Equinor é o operador do campo de Norne, localizado na licença de produção 128 no Mar da Noruega, a cerca de 300 km a oeste de Sandnessjøen e a 200 km da costa de Helgeland.

O consentimento se aplica a partir de 2022 até março de 2026, informou a diretoria na segunda-feira.

Em sua solicitação de extensão, a operadora Equinor descreveu uma estratégia melhorada de drenagem para o campo de Norne e os campos próximos de Urd e Skuld.

Os campos de Norne, Urd, Skuld, Alve e Marulk estão ligados ao navio Norne. As autoridades aprovaram um Plano de Desenvolvimento e Operação (PDO) alterado, que inclui vários depósitos próximos de Norne e Urd em 2008.

Análises do operador mostram que a base de recursos na área de Nourne pode conter o suficiente para produzir até o final de 2035.

As reservas originais recuperáveis ​​de Norne eram de cerca de 72 milhões de metros cúbicos padrão (Sm3) de óleo recuperável (aprox. 453 milhões de barris). A otimização e as medidas para melhorar a recuperação aumentaram as reservas de petróleo recuperáveis ​​para cerca de 93 milhões de Sm3 (cerca de 585 milhões de barris). 96 por cento das reservas provadas de petróleo foram produzidas.

Há também cinco descobertas não esclarecidas dentro da licença de produção, bem como seis descobertas não esclarecidas em licenças de produção próximas.

O NPD espera que o trabalho continuado nestes assegure uma recuperação satisfatória dos recursos remanescentes de petróleo e gás.

O campo Norne é desenvolvido com sete modelos de poço conectados a uma embarcação de produção e armazenamento (FPSO). O óleo é produzido com injeção de água como mecanismo de acionamento. A injeção de gás parou em 2005 e todo o gás é exportado.

O óleo é exportado com petroleiros. Desde 2001, o gás foi exportado em um duto dedicado para o campo de Åsgard no Mar da Noruega, e depois através do sistema de transporte Åsgard para o terminal de Kårstø em Rogaland. Vale lembrar que a Equinor recebeu em dezembro passado uma autorização de segurança da Norwegian Petroleum Safety Authority para estender a operação do FPSO Norne e instalações associadas até o final de 2036.

Produção de petróleo em águas profundas líquido global está definido para saltar por 700.000 bpd a partir de 2018 para chegar a um recorde de 10,3 milhões de barris diários em 2019, graças a novos campos que entrarão em funcionamento no Brasil e no Golfo do México, empresa de pesquisa Rystad Energia  disse .

Além do Brasil e dos Estados Unidos, os outros maiores produtores de águas profundas serão Angola, Noruega e Nigéria, segundo Rystad.

Para o Golfo do México, a consultoria de energia Wood Mackenzie  espera  “um ano histórico” em 2019, com o Appomattox da Shell marcando a primeira produção de um reservatório jurássico no Golfo do México.

A perfuração na área também está programada para registrar o primeiro aumento em quatro anos e os novos projetos devem ser sancionados, de acordo com a WoodMac.

As operadoras reduziram os custos de desenvolvimento de novos barris em águas profundas em mais de 50% desde 2013, disse Wood Mackenzie   em novembro.

De acordo com os dados e análises da consultoria, a região mais competitiva para águas profundas são as Américas e, em particular, o Brasil, a Guiana e o Golfo do México.

Nessas áreas, mais de 50 bilhões de boe de desenvolvimento em águas profundas pré e pós-saneamento agora são lucrativos abaixo do preço do petróleo de US $ 60 por barril, com base nos custos de equilíbrio.

A indústria começou a aumentar os investimentos em águas profundas após a desaceleração, incentivados pelos cortes de custos e percebendo que os recursos offshore seriam importantes para atender o crescimento da demanda, disse a WoodMac.

A consultoria vê o gasto anual global de capital (CAPEX) em águas profundas subindo para cerca de US $ 60 bilhões em 2022, de cerca de US $ 50 bilhões atualmente, impulsionado por grandes projetos na Guiana, Brasil e Moçambique.

O maior gasto em águas profundas, no entanto, levará à inflação dos custos, o que pode acabar com a redução de custos para empresas de exploração e produção, alertou WoodMac.

“Acreditamos que muitas economias de custo não são tão” pegajosas “como a indústria sugere, e são céticos de que muitos resistirão ao teste do tempo durante um aumento cíclico sustentado”, disse o diretor de pesquisa da Wood Mackenzie, Angus Rodger.

A Shell, em colaboração com seus parceiros do consórcio, iniciou esta semana a produção em águas profundas no projeto Lula Norte, na Bacia de Santos. A produção no Lula Norte está sendo processada pela embarcação flutuante de produção e armazenamento P-67 (FPSO) e é operada pela Petrobras.

O polo de produção é o sétimo FPSO implantado em Lula e o terceiro em uma série de embarcações padronizadas construídas para o consórcio. Ele é projetado para processar até 150.000 barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.
A Shell e seus parceiros começaram a produção no Lula Extreme South com o FPSO P-69 em outubro de 2018

A Shell tem uma participação de 25 por cento no consórcio Lula, operado pela Petrobras (65 por cento). A Galp, através da sua subsidiária Petrogal Basil, detém os restantes 10 por cento de participação. Descoberto em 2006, Lula é o maior campo produtor do Brasil e responde por 30% da produção de petróleo e gás do país.