Autor

A Redação

Navegação

A Traume Solutions presta serviços no segmento de petróleo e gás, nas áreas de engenharia e suprimentos. Oferece soluções de engenharia ao mercado nacional que contemplam: segurança elétrica, manutenção e reparo, segurança do trabalho, sinalização industrial, serviços de publicidade e propaganda (impressão).

Está aberto processo para contratação nas áreas de TI, caldeireiro/soldador e montador de andaimes para a cidade de Macaé/RJ. Os requisitos necessários para se inscrever são:

Montador de Andaimes

* Mínimo de 3 anos de experiência na função;

* Experiência Offshore;

* Certificação de Montador de Andaimes;

* CBSP + HUET + NR33 + NR35

Caldeireiro/Soldador

* Mínimo de 2 anos de experiência na função;

* Experiência Offshore;

* Soldador qualificado ABS ou DNV;

* TIG + ER + Aço Carbono + Inox + 6G;

* CBSP + HUET + NR33 + NR35;

* Irata N1 (diferencial);

* Cadastro reserva.

RELACIONADO:  7 empresas de petróleo que vão abrir vagas em Macaé, nas próximas semanas

Estagiário de TI

* Cursando superior, tecnólogo ou técnico na área;

* Conhecimento em redes;

* Conhecimento em manutenção de impressoras (diferencial);

* Inglês (diferencial);

Envie seu currículo

Interessados devem enviar seus currículos para [email protected], informando no título da mensagem o nome da vaga de interesse. Salários e benefícios não foram divulgados.

++ CURTA NOSSA PÁGINA OFICIAL E VEJA AS VAGAS QUE NINGUÉM VIU PARA TRABALHAR EMBARCADO. PARTICIPE TAMBÉM DO NOSSO GRUPO E SAIBA QUAIS EMPRESAS DE PETRÓLEO E GÁS ESTÃO CONTRATANDO.

Energia eólica superou a marca de 14,34 GW (gigawatts) de capacidade instalada no Brasil, equivalente a usina de Itaipu

A energia eólica ultrapassou 14,34 GW (gigawatts) de capacidade instalada no Brasil, equivalente a uma usina de Itaipu – a segunda maior usina hidrelétrica do mundo.

Ao todo, são 568 fazendas eólicas em 12 estados. A energia gerada nos últimos 12 meses é suficiente para abastecer 25 milhões de residências por mês, ou cerca de 75 milhões de brasileiros, segundo dados da Abeeólica (Associação Brasileira de Energia Eólica).

A fonte experimentou um crescimento exponencial no país desde 2009, estimulado por leilões promovidos pelo governo federal para a contratação de novos empreendimentos.

Expansão deve continuar. Contando os projetos contratados nos últimos leilões promovidos pelo governo, a projeção é de que até 2024 a energia eólica atinja, no mínimo, 18,8 GW de capacidade instalada.

“No próximo ano, chegaremos à segunda posição na matriz elétrica brasileira. Em janeiro, conseguiremos uma participação maior do que as usinas de biomassa, que hoje é a segunda maior fonte por trás das usinas hidrelétricas ”, diz Elbia Gannoum, presidente da Abeeólica.

“A expansão do vento no Brasil é uma história de sucesso. Há dez anos, havia poucos investidores, hoje todas as grandes empresas têm investimentos em usinas eólicas ”, diz Thais Prandini, diretora executiva da consultoria Thymos.

No entanto, além da comemoração, a marca também acende um alerta. O motivo é a característica variável das usinas eólicas, cuja geração depende do regime de ventos, que não são constantes.

Em setembro, nos últimos dados do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), a geração de usinas eólicas representou 13,98% de toda a energia gerada no sistema, um nível recorde. No entanto, nesse mesmo mês, a fonte passou a ocupar a participação mínima de 1,1% na geração nacional.

“É hora de discutir mais maneiras de garantir a segurança energética do país”, diz Gannoum.

O problema não é novo, diz a consultoria da PSR. A necessidade de fornecimento de energia para garantir o suprimento tem sido uma das questões mais debatidas nos últimos anos, de acordo com o último relatório da empresa de serviços públicos.

A questão piorou desde que o país parou de construir usinas hidrelétricas sem reservatório – obras que têm um impacto socioambiental muito maior do que as chamadas hidrelétricas, que estão mais sujeitas a escassez de água.

O avanço de fontes como a eólica e a solar, cuja geração também sofre variações ao longo do dia ou do ano, é outro fator cada vez mais relevante para o problema.

As possíveis soluções para essa questão são diversas e hoje são tema de discussões acaloradas entre representantes do setor elétrico.

Para Prandini, Thymos, é importante diversificar a matriz elétrica para minimizar os riscos de cada fonte.

“Uma solução seria fazer projetos híbridos, com usinas com mais de uma fonte. Ou até pensar em baterias, que hoje ainda não são economicamente viáveis, mas que são uma tecnologia importante ”, afirma.

O PSR também aponta possíveis soluções, como a alteração da operação de hidrelétricas para manter os reservatórios cheios, utilizando termelétricas para atender o pico de consumo, entre outros.

Hoje, a principal proposta na mesa de discussão é a realização de leilões regionais para a contratação de usinas térmicas a gás natural. O Ministério de Minas e Energia abriu uma consulta pública no final de outubro para discutir a proposta, que é bastante polêmica no setor.

Para a PSR, a proposta não resolve o problema devido a falhas na estruturação do leilão, o que estaria gerando um custo adicional ao consumidor de energia sem necessidade.

O avanço da fonte de energia eólica também levanta outro debate: o fim dos subsídios concedidos pelo governo federal ao setor no passado, para ajudar a consolidar a fonte no país e que hoje não seria mais necessária.

A Gannoum, da Abeeólica, concorda que chegou a hora de rever esses benefícios, que incluem, por exemplo, isenções de tarifas de transmissão e distribuição de energia, que aumentam a fatura do consumidor.

No entanto, ela argumenta que o fim do subsídio se aplica a todas as fontes, não apenas à energia eólica. Hoje, além da energia eólica, outros setores de geração estão ganhando benefícios, como a solar e o carvão.

A Sapura Energy, provedora de serviços offshore da Malásia, garantiu vários novos contratos no valor combinado de RM1.75 bilhões (US $ 417 milhões).

A subsidiária integral da Sapura Energy no México recebeu dois contratos EPCTI (engenharia, aquisição, construção, transporte e instalação) no Golfo do México. Um contrato é concedido pela Hokchi Energy para obras no Hokchi Field Development e o outro é da ENI México para operações na Área de Blocos Offshore 1.

Além disso, a Sapura Subsea Services recebeu um contrato para realizar trabalhos para a prestação do Contrato de Serviços Subaquáticos da Pan Malaysia, sob o qual a empresa prestará serviços à Shell, Murphy Oil, Respsol e Kebabangan Petroleum.

O contrato é por um período de cinco anos e baseia-se em uma base de chamada.

O maior comprador de petróleo iraniano na Ásia teria retomado as compras do estado do Golfo Pérsico após um hiato de um mês, uma medida que ajudará a dissipar os temores de que as sanções dos EUA ao fabricante da OPEP limitem o fornecimento global.

A China começará a carregar o petróleo novamente em novembro, depois que interrompeu as compras em outubro, de acordo com pessoas com conhecimento do assunto, que pediram para não serem identificadas porque é confidencial. A nação asiática foi uma das poucas que ganharam isenções dos EUA para continuar importando petróleo iraniano sem cair em sanções, com uma permissão que permite 360.000 barris por dia durante seis meses a partir de novembro.

Referência global O petróleo do tipo Brent subiu mais de 20% após a decisão do presidente Donald Trump de restabelecer sanções contra o Irã, alimentando temores de um déficit de oferta. Os preços caíram desde então ao seu nível mais baixo este ano, uma vez que as preocupações diminuíram após a emissão de derrogações para oito países, incluindo a China, a Coreia do Sul e a Índia.

O governo chinês havia dito anteriormente a pelo menos duas empresas estatais para evitar a compra de petróleo iraniano no período que antecede o prazo de revisão das sanções de 4 de novembro. A decisão do país de reiniciar as compras precede a próxima reunião entre os presidentes Xi Jinping e Donald Trump na cúpula do Grupo dos 20 na próxima semana e coincide com o aumento das tensões comerciais entre as duas maiores economias do mundo.

Embora as compras chinesas devam retomar em breve, os pagamentos ao Irã só serão resolvidos em uma data posterior, dizem as pessoas, já que ambas as partes se esforçam para elaborar um processo tranquilo. A Índia, um dos principais clientes asiáticos do Irã, deve comprar 1,25 milhão de toneladas métricas em novembro, enquanto as refinarias coreanas provavelmente serão retidas por pagamento e complicações de seguro até fevereiro ou depois.

Ninguém respondeu a fax enviado ao Ministério de Relações Exteriores da China e ao Ministério do Comércio em busca de comentários.

O presidente eleito Jair Bolsonaro está buscando a venda do tesouro de petróleo do Brasil, mas apenas algumas semanas depois de sua eleição, ele enfrenta os mesmos obstáculos políticos que seus dois antecessores.

Enquanto a equipe de transição de Bolsonaro argumenta que a venda pode render cerca de US $ 30 bilhões para ajudar a cobrir os déficits fiscais, uma briga sobre como dividir os despojos entre vários estados e municípios ameaça frustrar o plano antes mesmo de ele assumir o cargo.

Nesta semana, o chefe do Senado, Eunicio Oliveira, suspendeu um projeto de lei que autorizava a licitação, o que representou um duro golpe para as esperanças de Bolsonaro de que um caminho em breve estaria claro para as grandes petrolíferas se candidatarem pelos campos.

O que está em jogo é uma parte das chamadas reservas do pré-sal do país, enterradas nas profundezas do leito marinho do Oceano Atlântico, que a estatal Petróleo Brasileiro SA mostrou comercialmente viáveis. A Exxon Mobil Corp e a Royal Dutch Shell Plc manifestaram interesse nos depósitos, que são estimados em mais petróleo do que as reservas provadas da Noruega.

Bolsonaro, um ex-capitão do Exército, venceu uma disputa eleitoral altamente polarizada em outubro, prometendo desmontar políticas de grandes governos de anos de governo esquerdista e vender ativos de energia para sustentar as finanças públicas.

“O leilão trará recursos valiosos para o Brasil e para o governo, e ajudará no déficit fiscal”, disse o assessor de Bolsonaro, Luciano de Castro, em uma entrevista no início deste mês.

Mas avançar com a venda está se mostrando uma tarefa difícil, já que a equipe do presidente eleito precisa negociar com dezenas de partidos políticos e estados com diferentes agendas.

‘Transferência de Direitos’

A legislação que paralisou no Senado esta semana retiraria da Petrobras os direitos exclusivos de operar na chamada área de “transferência de direitos”. Essa é uma proposta controversa em um país onde o nacionalismo e o petróleo tendem a andar de mãos dadas. O próprio Bolsonaro defendeu o controle do estado sobre os recursos do país no passado.

Os direitos de 5 bilhões de barris de petróleo do governo foram transferidos para a Petrobras em 2010 como pagamento pelas ações que o estado comprou na empresa como parte de uma venda de US $ 70 bilhões em novas ações. Mas como o produtor perfurou a área, encontrou muito mais petróleo bruto do que tinha direito no negócio, deixando o governo com um excedente, enquanto a Petrobras permaneceu a única empresa autorizada a operar esses campos.

Baixo risco

A área é atraente e de baixo risco porque a Petrobras já fez grandes descobertas lá, equipamentos estão no local e os impostos foram pagos, disse o analista do UBS, Luiz Carvalho.

“São projetos que sobrevivem mesmo que os preços do petróleo caiam para US $ 20 por barril”, disse Carvalho nesta quinta-feira em um evento no Rio.

Mas os produtores gostariam de ter alguma segurança regulatória e política antes de gastar bilhões de dólares para explorar reservas a mais de 160 quilômetros da costa. E tanto o atual governo do presidente Michel Temer quanto a equipe de Bolsonaro temem que a oportunidade de capitalizar totalmente os ativos energéticos do país possa ser perdida se o leilão planejado continuar paralisado no Congresso.

“Há cinco anos estamos discutindo isso”, disse o secretário executivo do Ministério da Energia, Marcio Felix, na quinta-feira. “Se não avançarmos agora e começarmos tudo de novo, a oportunidade pode ficar para trás.”

A BP, com seus parceiros Shell, ConocoPhillips e Chevron, iniciou a produção de seu projeto offshore Clair Ridge, localizado na região oeste da região de Shetland, no litoral do Reino Unido.

Clair Ridge / Imagem por BP
Clair Ridge / Imagem por BP

Clair Ridge é a segunda fase de desenvolvimento do campo de Clair, a 75 quilômetros a oeste de Shetland. O campo, descoberto em 1977, tem cerca de sete bilhões de barris de hidrocarbonetos.

Duas novas plataformas interligadas a pontes e oleodutos de exportação de petróleo e gás foram construídos como parte do projeto Clair Ridge.

Segundo a BP, os sócios investiram mais de 4,5 bilhões de libras nas novas instalações offshore, projetadas para 40 anos de produção.

Além das plataformas, o projeto Clair Ridge também incluiu uma nova infra-estrutura de dutos com a instalação de um duto de exportação de petróleo de 5,5 quilômetros e 22 polegadas, vinculado ao pipeline de exportação da Clair Fase 1. O óleo da Clair é exportado para o Terminal Sullom Voe em Shetland.

640 milhões de barris

Espera-se que o desenvolvimento de Clair Ridge recupere cerca de 640 milhões de barris de petróleo, com produção prevista para atingir um pico no patamar de 120.000 barris de petróleo por dia.

Espera-se que a tecnologia ajude a atingir esse objetivo. Ou seja, a BP disse que o desenvolvimento da Clair Ridge é a primeira implantação offshore da tecnologia de recuperação de óleo aprimorada da BP, a LoSal.

Losal tem o potencial de aumentar a recuperação de óleo dos reservatórios usando água de salinidade reduzida na injeção de água. Espera-se que isso resulte em até 40 milhões de barris adicionais sendo recuperados de forma econômica ao longo da vida útil do empreendimento, disse a BP.

Bernard Looney , chefe executivo da BP Upstream, disse: “O arranque da Clair Ridge é o culminar de décadas de persistência. Clair foi a primeira descoberta que fizemos no oeste da área de Shetland em 1977. Mas tentar acessar e produzir seus sete bilhões de barris se mostrou muito difícil. Tivemos que aproveitar nossa tecnologia e engenhosidade para trazer com sucesso a primeira fase desse desenvolvimento em 2005.

Plataformas de Clair Ridge / Image by BP

“E agora, mais de 40 anos após a descoberta original, temos o primeiro óleo da Clair Ridge, um dos maiores investimentos recentes no Reino Unido. Este é um marco importante para os negócios da Upstream e destaca o compromisso contínuo da BP com a região do Mar do Norte. ”

Um novo gasoduto de exportação de gás de 14,6 quilômetros e seis polegadas que liga Clair Ridge ao oeste de Shetland Pipeline Systems (WOSPS) também foi instalado como parte do projeto. O WOSPS transporta gás do oeste de Shetland para o terminal Sullom Voe.

A Clair Ridge também possui uma perfuratriz avançada que entregará um programa de perfuração durante vários anos. Existem 36 ranhuras para poços, duas das quais estão sendo usadas para o empate de poços pré-perfurados. O programa de perfuração, que deve durar mais de 10 anos, inclui perfuração e completação de poços de desenvolvimento dos 34 poços restantes.

Maior marco para o UKCS

Andy Samuel , diretor executivo da Oil and Gas Authority, disse: “O primeiro óleo da recém-construída plataforma Clair Ridge é um marco importante para o UKCS. O OGA continua a ver o oeste das ilhas Shetland como estrategicamente importante, com grande potencial remanescente. O Clair Field tem mais de 7 bilhões de barris no local e espera-se que sustente a produção por muitas décadas, com uma abrangência significativa para novas fases de desenvolvimento. Congratulamo-nos com o compromisso da BP com a MER UK. ”

O CEO da Oil & Gas UK, Deirdre Michie, acrescentou: “O primeiro petróleo em Clair Ridge representa um marco importante nos desenvolvimentos da BP em West of Shetland, a região de fronteira que provavelmente terá o maior potencial para expandir a produção atual do Reino Unido. É muito encorajador ver um dos exploradores originais da bacia usando novas abordagens ambiciosas e tecnologia pioneira para ajudar a liderar um renascimento na produção. Este é mais um passo firme no sentido de maximizar a recuperação econômica da bacia. ”

A ministra da Energia, Claire Perry, disse: “O Mar do Norte é crucial para a segurança energética do Reino Unido e ajudar as empresas a maximizar a recuperação econômica é um objetivo para este governo. Ajudada pelo uso inovador da tecnologia desenvolvida no Reino Unido e por uma forte cadeia de suprimentos baseada no Reino Unido no valor de 1,5 bilhão de libras, isso permitirá que o Mar do Norte continue a ser um centro para empregos altamente qualificados e bem remunerados no centro de nossa moderna estratégia industrial. ”

A tempestade perfeita atingiu o mercado de petróleo.

Isso está de acordo com Spencer Welch, diretor da equipe de Oil Markets e Downstream da IHS Markit, que fez a declaração em uma entrevista na CNBC na quinta-feira.

“Acho que foi um pouco como a tempestade perfeita atingiu o mercado de petróleo”, disse Welch na entrevista.

“Não é apenas a mudança de tom dos Estados Unidos em termos de sanções, é a queda normal na demanda nesta época do ano por causa de paradas, refinarias fazendo trabalhos de manutenção, os EUA saltaram em termos de produção, então eu Acho que vários fatores atingiram o mercado de petróleo ”, acrescentou.

O representante da IHS Markit afirmou na entrevista que o crescimento da demanda de petróleo ainda está subindo fortemente.

“Cerca de 1,5 milhão de barris por dia de crescimento este ano, esperamos uma quantia similar no próximo ano”, disse Welch na entrevista.

“No entanto, há algumas preocupações que estão começando a aparecer, por exemplo, a guerra comercial entre os Estados Unidos e a China”, acrescentou Welch.  

“Esperamos reduzir o crescimento econômico geral da China em cerca de 0,3% no ano que vem… Tudo isso tem um empurrão para baixo na demanda por petróleo. A demanda por petróleo ainda está crescendo, mas talvez o otimismo não seja tão forte quanto era ”, continuou ele.

Welch tem mais de 20 anos de experiência técnica, operacional e econômica, de acordo com o site da IHS Markit.

A IHS Markit descreve-se em seu site como “líder mundial em informações críticas, análises e especialização para forjar soluções para as principais indústrias e mercados que impulsionam as economias em todo o mundo”.

No início deste mês, Tamar Essner, diretora de energia da Nasdaq IR Intelligence, disse em entrevista à Bloomberg que achava que o mercado estava exagerando .

“Os mercados de petróleo tendem a facilmente superar tanto o lado positivo quanto o lado negativo”, disse Essner à Bloomberg na entrevista de 14 de novembro.

“Eu acho que há muitos comerciantes no mercado que são orientados por algoritmos e estão ligados a fatores que são agnósticos aos fundamentos do petróleo. Eles estão ligados ao mercado de câmbio, ao mercado de ações e a muitas coisas que fazem com que essa reação psicológica seja mais estimulante do que a abundância de suprimentos físicos ”, acrescentou Essner.

O navio de instalação offshore da DEME, Orion, foi lançado com sucesso no estaleiro COSCO Qidong, na China.

Orion contará com uma combinação de alta capacidade de transporte e carga, elevação de alturas e tecnologia verde.

O navio será implantado para a construção de parques eólicos offshore, para atender a indústria de petróleo e gás e para o descomissionamento de instalações offshore.

Com uma capacidade instalada total de 44.180 kW, o Orion será equipado com um guindaste Liebherr com capacidade de elevação de 5.000 toneladas métricas. As cargas podem ser levantadas a uma altura de mais de 170 m (558 pés).

A embarcação longa de 216,5 m (710,3 pés) terá a capacidade DP-3, motores bicombustíveis e terá uma notação Green Passport e Clean Design. Ele também terá um sistema de recuperação de calor que converte o calor dos gases de escape e da água de resfriamento em energia elétrica. A evaporação do GNL refrigerará a acomodação com um sistema de recuperação a frio.

Orion é esperado para se juntar à frota no final de 2019.

A Total firmou um acordo com a empresa brasileira Grupo Zema para adquirir sua distribuidora de combustíveis Zema Petróleo, sua revendedora e varejista Zema Diesel e sua importadora Zema Importacao .

Atualmente, a Zema Petróleo administra uma extensa rede de marcas de 280 postos de serviços operados por concessionárias e vários produtos de petróleo e instalações de armazenamento de etanol, a maioria deles localizados nos estados de Minas Gerais, Goiás e Mato Grosso. Também está carregando uma atividade de fornecimento para estações de varejo terceirizadas nas mesmas regiões.

Com essa aquisição, a Total está entrando no maior mercado da América do Sul para o varejo de combustíveis e para o segundo maior mercado mundial de biocombustíveis de baixo carbono. O Grupo pretende expandir suas atividades na área com o objetivo de dobrar o número de estações de marca dentro de 5 anos, especialmente nas regiões Sudeste e Centro-Oeste do Brasil.

“Esta aquisição está alinhada com nossa estratégia de expansão em grandes mercados em crescimento e nos mercados de biocombustíveis no âmbito do nosso Roteiro climático”, comentou Momar Nguer, Presidente de Marketing & Serviços e membro do Comitê Executivo da Total. “ Ao entrar no mercado de varejo hoje, a Total também está confirmando seu compromisso de longo prazo com o mercado brasileiro. Impulsionados pela nossa dedicação aos nossos clientes, pretendemos trazer nossos produtos de alta qualidade, excelência operacional e ofertas e serviços inovadores para os clientes brasileiros . ”

O rebranding das atuais 280 estações de serviço terá início em 2019 e novas estações serão abertas em locais selecionados. A Total oferecerá aos consumidores e clientes empresariais brasileiros a linha completa de combustíveis da companhia, incluindo seu combustível premium Total Excellium, lubrificantes de alta tecnologia e uma ampla gama de produtos e serviços.

Esta aquisição está sujeita à aprovação prévia da autoridade de concorrência brasileira.

De acordo com a Shell, sob um novo contrato comercial com a Ineos e a Spirit Energy, a Shell está operando remotamente o campo Clipper South e transportando o gás através do hub Clipper para processamento no terminal Bacton da Shell em Norfolk. O gás é então alimentado na National Grid do Reino Unido.

A plataforma Clipper South, não tripulada, dependia do sistema de coleta de gás offshore Lincolnshire (LOGGS) e do terminal de gás Theddlethorpe para transportar seu gás até a costa. O novo hub Clipper para a Bacton ajudará a garantir sua operação continuada após a desativação planejada desses ativos, disse a Shell.

“Nosso hub Clipper e o terminal atualizado da Bacton estão ajudando a maximizar a recuperação de gás do Mar do Norte do Reino Unido”, disse Anne O’Halloran , gerente de ativos da ONEGas . “Estamos interessados ​​em fazer parcerias com outras empresas em acordos semelhantes para ajudar a fornecer gás a residências e empresas em todo o país”.

A Shell e a ExxonMobil concluíram um projeto de rejuvenescimento de 300 milhões de libras no terminal de gás da Bacton em 2017, permitindo que ele manuseie mais gás de campos marítimos, disse a Shell.

O hub Clipper está localizado a aproximadamente 41 milhas (66 quilômetros) da costa de Norfolk e pode transportar até 400 milhões de pés cúbicos padrão de gás por dia. Produz e processa gás a partir de seus próprios poços e importa e processa gás dos campos Barque, Galleon, Skiff, Cutter e Carrack. É uma instalação normalmente atendida que compreende cinco plataformas interligadas de ponte fixa.