McDermott recebe contrato do EPCI pela Petrobras para o projeto Sepia Field


McDermott recebe contrato do EPCI pela Petrobras para o projeto Sepia Field

14/05/2019

– O escopo do projeto inclui risers submarinos e flowlines de sete poços para uma embarcação flutuante de produção, armazenamento e descarga 
– Com um histórico comprovado, a McDermott é uma contratada submarina reconhecida para os desenvolvimentos do pré-sal offshore no Brasil 
– Fornecerá agilidade e os níveis mais altos de eficiência, segurança e qualidade para a primeira fase do projeto de campo Sépia

HOUSTON, 14 de maio de 2019 / PRNewswire / – A McDermott International, Inc. (NYSE: MDR) anunciou hoje a concessão de um significativo contrato * da Petrobras para engenharia, aquisição, construção e instalação de risers submarinos e linhas de fluxo para a primeira fase do projeto. o campo Sépia, localizado a 280 quilômetros do litoral do Rio de Janeiro, no Brasil.
O escopo do projeto inclui engenharia detalhada, levantamentos, fornecimento, instalação e pré-comissionamento de dutos rígidos, jumpers, módulos de flutuação, strakes e sistemas de monitoramento de risers para poços de sete risers (3 produtores e 4 poços injetores) conectados à produção flutuante, armazenamento e offloading (FPSO) Carioca.
“A McDermott tem uma forte presença no Brasil há mais de quatro décadas, e vemos uma tremenda oportunidade de crescimento na região”, disse Mark Coscio, vice-presidente sênior da McDermott para as Américas do Norte, Central e do Sul. “Usaremos nossos ativos de primeira classe e histórico comprovado para fornecer os mais altos níveis de segurança, qualidade e custo-eficiência durante a primeira fase deste importante desenvolvimento greenfield”.
O escritório do McDermott no Rio de Janeiro realizará o trabalho com o apoio de seu escritório em Houston. A McDermott planeja usar cinco navios para o trabalho de instalação em profundidades de águas ultraprofundas de até 2.140 metros (7.021 pés).
Espera-se que o trabalho de engenharia comece imediatamente, e o contrato será refletido no backlog do segundo trimestre de 2019 de McDermott.
A primeira fase faz parte do desenvolvimento de um campo de Sepia de 15 poços localizado no pré-sal da Bacia de Santos, no Bloco BM-S-24. O primeiro óleo é esperado em 2021.  
* – McDermott define um contrato significativo entre US $ 250 milhões e US $ 500 milhões.
Sobre o McDermott
A McDermott é uma provedora de soluções de tecnologia, engenharia e construção, totalmente integrada e totalmente integrada ao setor de energia. Por mais de um século, os clientes confiaram na McDermott para projetar e construir soluções de infraestrutura e tecnologia de ponta a ponta para transportar e transformar petróleo e gás nos produtos que o mundo precisa hoje. Nossas tecnologias proprietárias, conhecimento integrado e soluções abrangentes oferecem segurança, inovação e valor agregado aos projetos de energia em todo o mundo. Os clientes confiam no McDermott para oferecer segurança aos projetos mais complexos, desde o conceito até o comissionamento. É chamado de “One McDermott Way”.Operando em mais de 54 países, os recursos localmente focados e globalmente integrados da McDermott incluem aproximadamente 32.000 funcionários, uma frota diversificada de navios especializados em construção naval e instalações de fabricação em todo o mundo. Conforme usado neste press release, a McDermott inclui a McDermott International, Inc. e suas subsidiárias e afiliadas.Para saber mais, visitewww.mcdermott.com .

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DECISÃO EQUIVOCADA SOBRE O USO DE RISERS COM TUBOS FLEXÍVEIS COLOCA EM RISCO A PRODUÇÃO DO PRÉ-SAL

DECISÃO EQUIVOCADA SOBRE O USO DE RISERS COM TUBOS FLEXÍVEIS COLOCA EM RISCO A PRODUÇÃO DO PRÉ-SAL

20. JUN, 2017 39 COMENTÁRIOS

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Uma decisão equivocada da gerência executiva de serviços da diretoria de exploração e produção da Petrobrás, comandada por Cristina Pinho (foto), está pondo em grave risco a produção do pré-sal brasileiro. A escolha por usar tubos flexíveis nos Risers dos poços do pré-sal enfrentou uma espécie de desafio imposto pela natureza: o altíssimo nível de corrosão provocado pelos contaminantes H2S e, principalmente, pelo CO2, extremamente corrosivos, está trazendo resultados terríveis para a eficiência da produção. Sem contar que o problema se agrava devido a dois fatores: o peso desses Risers, que aumenta a tensão, e a reinjeção do CO2 no reservatório. As consequências destes problemas produziram um fenômeno nas tubulações identificado pelos especialistas como SCC – Stress Corrosion Cracking. O SCC provoca a queda das linhas dos Risers, parando a produção dos campos e ameaçando o meio ambiente com possíveis vazamentos de petróleo e gás no mar. Já aconteceu nos Campos de Lula e Sapinhoá.

Os tubos flexíveis foram anunciados como sendo uma nova fronteira da tecnologia, capazes de suportarem a pressões internas de até 600 atmosferas e os gases corrosivos. Mas, há um ano, o problema dessa grave corrosão foi identificado pelos especialistas da Petrobrás e  das empresas fornecedoras dos Risers, que foram avisadas imediatamente. Desde então, essas empresas intensificaram os estudos  para conhecer o problema a fundo e buscar novos materiais que substituam o atual. Até agora, sem sucesso. No caso de tubos flexíveis, há pesquisas com diversos materiais, como o uso do aço inoxidável e até mesmo um compósito com base no aço carbono, mas até agora ainda não há uma solução confiável.

Há informações de que já houve pelo menos a queda de quatro  linhas de Risers,  interrompendo a produção.  O fato é ainda mais grave porque no caso do contrato de fornecimento de cem quilômetros de linhas com a TechnipFMC,  não foi prevista a cláusula de liability. Ou seja, é um fornecimento sem punições em caso de problemas, portanto, sem garantias do fabricante. A linha deveria durar de 20 a 30 anos sem manutenção,  mas caiu com pouco mais de dois anos. E o prejuízo, por falta desta cláusula de garantia, ficará por conta da Petrobrás.

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O caso piora e expõe o erro da escolha pelos Risers flexíveis quando se tem conhecimento da contratação de 19 barcos lançadores da tubulação pela Petrobrás. Em função dos riscos identificados, eles estão parados, custando valores altíssimos em taxas de afretamento, em dólar, sem terem como operar. Mesmo assim, a gerência comandada por Cristina Pinho não parece ter sido convencida de uma decisão equivocada. Ela pressiona não só a norte-americana National Oil Varco – NOV –, a GE e a TechnipFMC, empresas fornecedoras dos tubos flexíveis para a Petrobrás, como também a Saipem e a Subsea 7.  Há uma forte pressão contra as empresas para que tentem resolver o problema. Essa pressão vem por duas razões significativas: a primeira, por uma persistência incompreensível para se mostrar que a decisão da gerência da Petrobrás não está errada. A segunda, por um dilema. Foi a própria gerência da Petrobrás a maior defensora de que essas empresas fornecedoras construíssem e instalassem grandes fábricas de tubos flexíveis no Brasil, ao custo de altos investimentos. Sendo assim, como mudar de planos e passar a usar outras alternativas mais sólidas, mais viáveis, como os tubos rígidos?

O Petronotícias teve informações seguras de fontes confiáveis de que os parceiros da Petrobrás no Campo de Libra, com reservas de 8 a 12 bilhões de barris de óleo, estão pressionando a estatal brasileira, operadora do consórcio, para que os Risers a serem usados na exploração do campo sejam rígidos. A Shell e a Total, principais sócios depois da Petrobrás, pressionam usando como base as suas experiências técnicas e o conhecimento das falhas dos Risers flexíveis em Lula e Sapinhoá

Os Risers flexíveis têm um diâmetro de passagem do óleo menor dos que a tubulação rígida, o que aumenta a pressão. Com isso, existe a fuga de gás contaminante pelos micropolímeros da tubulação, colocando esse gás em contato com a água salgada. Esse contato aumenta ainda mais a corrosão, provocando o SCC e, em consequência, com o tempo, a queda das linhas.

Diante das pressões estabelecidas pelos sócios da Petrobrás em Libra, algumas empresas fornecedoras de tubos rígidos cladeados dos Estados Unidos e da Europa já estão sendo consultadas para fornecimento deste tipo de tubulação. Como não há pronta entrega para esse produto, o risco no atraso na produção de Libraprecisa ser considerado firmemente. A Total e a Shell, duas gigantes do setor de petróleo, insistem para que a Petrobrás mude a sua decisão. E há argumentos técnicos, como o diâmetro dos tubos rígidos, que reduz a pressão e aumenta a produtividade, além de poder  ser cladeado, impedindo a fuga de partículas do gás contaminante, evitando o contato com a água salgada.

Nós procuramos ouvir a Shell e a Total. A empresa francesa disse “que não iria comentar”. A Shell, respondeu que: “Esta questão só pode ser respondida pelo operador do projeto. Ressaltamos que as equipes técnicas das sócias de Libra realizam um intercâmbio constante de conhecimento e estão em convivência diária no projeto. “

O mercado de petróleo aprendeu a ler claramente quando uma empresa não quer comentar. Ele lê nas entrelinhas. A turma do mercado de ações, então, nem se fala. Lê até o silêncio. A TechnipFMC disse que: “os técnicos da empresa estão prestando todo apoio necessário à Petrobrás nas investigações sobre o problema.” E a GE, outra fornecedora de tubos flexíveis, enviou a seguinte nota:  “AGE Oil & Gas já forneceu 2.500 km de tubos flexíveis para uso offshore no Brasil, incluindo risers que atualmente operam em campos do pré-sal. A GE Oil & Gas não registrou nenhuma falha por corrosão em tubos flexíveis aplicados nas reservas pré-sal. Os risers e flowlines da companhia são projetados para atender às rigorosas especificações do cliente e aos próprios requisitos de controle estrutural e de qualidade da GE.

O desenvolvimento de novos produtos da GE Oil & Gas é estrategicamente adaptado para oferecer soluções que atendam às necessidades dos clientes, no tempo que eles precisam. Para aplicações futuras do pré-sal – incluindo o campo de Libra –, a companhia está trabalhando em estreita colaboração com seus clientes para entender os requisitos específicos de uso e, na sequência, definir e produzir uma solução que atenda a todas as especificações exigidas.”

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Mesmo diante de todas essas evidências, da profundidade do problema e dos riscos para a produção do pré-sal, a assessoria de imprensa da Petrobrás enviou para o Petronotícias a mesma nota que mandou para outros órgãos de comunicação quando foi noticiada a queda da linha de Risers do Campo de Lula, mesmo sabendo que os nossos questionamentos tinham outra finalidade. Ainda assim, reproduzimos esta nota, mesmo que ela tenha o objetivo de tergiversar sobre o que realmente ocorreu:

“A falha técnica no campo de Lula ocorreu em um duto de injeção de gás, sem consequências ambientais nem risco às instalações ou pessoas. Este evento foi imediatamente controlado pela parada automática do sistema de compressão de gás para reinjeção e fechamento da válvula de segurança desubsuperficie. A manutenção do nível de produção do campo pode ser viabilizada com a injeção de gás através de outros poços. O duto de injeção de gás no campo de Sapinhoá, no final do ano passado, estava fora de operação.

A investigação para conhecer as causas está em andamento. Os resultados parciais do trabalho conduzido em conjunto com o fabricante do duto indicam um mecanismo de falha antes desconhecido na indústria de dutos flexíveis e que ocorre na presença de CO2 combinado a outros parâmetros, que já conhecemos. Foram intensificadas as inspeções nos dutos flexíveis em operação para a manutenção da continuidade operacional com segurança, assim como implementação imediata de soluções para bloquear o problema.

A Petrobras conta com sua experiência de operação e manutenção em dutos flexíveis e com o conhecimento de seu grupo técnico, da comunidade acadêmica, de seus parceiros e fornecedores para prover a solução definitiva para seus de projetos.”

O Petronotícias fez outros questionamentos à Petrobrás. Desde o dia 2 de junho, portanto há 18 dias, a assessoria de imprensa teve oportunidades de responder. Por três vezes adiou as respostas, usando artifícios incompreensíveis  para não responder. Fizemos um pedido de entrevista com a Gerente Cristina Pinho, para que ela pudesse esclarecer algumas  dúvidas ou para que ela respondesse às seguintes perguntas:

1 – A Petrobrás vai continuar optando pelos tubos flexíveis no pré-sal?

2 – No contrato de fornecimento dos 100 quilômetros de tubos flexíveis com a TecnhipFMC tem alguma cláusula de garantia, o liability? Se não, por que não foi feito?

3 – Está havendo pressão dos sócios (Shell e Total) para que os tubos a serem usados no campo sejam rígidos?

4 – A Petrobrás pensa em abandonar os tubos flexíveis pelos tubos rígidos? Se não, por quê?
5 – Quantos contratos a Petrobrás tem com embarcações para lançamento de tubos no mar?

6 – Esses barcos contratados estão em atividade ou estão parados?
7 – Quanto a Petrobrás está gastando com esses barcos?

Não parecem perguntas comprometedoras, a não ser que as respostas deixassem à mostra situações difíceis de explicar. Se não houvesse interesse em esconder as respostas certas, não haveria razão para tanto mistério. Mesmo assim, os assessores Eduardo Villela e Paula Almada, da gerência de imprensa da companhia, não veem da mesma forma. Talvez ainda falte a sensibilidade para se perceber o tamanho do problema que a Petrobrás está enfrentando, o que representa prejuízos milionários para a empresa e compromete a produção brasileira de petróleo.

Um caso desta ordem não pode ser tratado com descaso ou amadorismo. Ao retardar as respostas que expõem algumas decisões equivocadas da companhia, o silêncio em nada contribui. Seria importante esclarecer todos os detalhes o quanto antes. Se existe, de fato, a preocupação com a ética ditada pela Diretoria de Governança da companhia – precisa em apontar os erros éticos em outras empresas -, talvez fosse importante  dar exemplo dentro de casa. A começar pela gerência de imprensa da companhia.

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Engenheiro da Petrobras recebe prêmio internacional por uso pioneiro de plataformas do tipo FPSO


Paulo Nogueira inPetróleo e Negócios

Engenheiro da Petrobras recebe prêmio internacional por uso pioneiro de plataformas do tipo FPSO

Premiação recebida por Carlos Mastrangelo é o terceiro reconhecimento individual concedido pela OTC a empregados da Petrobras

O engenheiro Carlos Mastrangelo recebeu neste domingo, 5/6, uma das mais importantes distinções internacionais da indústria de petróleo e gás, o Distinguiched Achievement Award for Individuals da Offshore Technology Conference (OTC), tradicional e maior evento do mundo da indústria de exploração e produção de petróleo no mar. O prêmio reconhece a contribuição de Mastrangelo, durante o período em que trabalhou na Petrobras, para a regulamentação e disseminação, em nível mundial, do uso de plataformas do tipo FPSO (unidades flutuantes de produção, armazenamento e descarga) pela indústria de petróleo. A premiação foi entregue durante o jantar de gala OTC Golden Anniversary, que antecedeu a 50ª edição da conferência, que começa hoje, 6/9, em Houston (EUA).

No início da década de 90, quando ainda trabalhava nas plataformas da Bacia de Campos, Mastrangelo percebeu que navios de grande porte tinham grande potencial para atuação como plataformas de petróleo, mas este uso estava limitado à legislação vigente.
Ele liderou um grupo que trabalhou junto à Marinha, autoridades portuárias e sociedades de classe e conseguiu que a primeira diretriz do mundo de uma unidade classificada como FPSO fosse lançada em 1992, no edifício sede da Petrobras. “A partir daí, esse tipo de plataforma tornou-se a forma preferencial para produção de campos marítimos de petróleo, especialmente onde há pouca infraestrutura de escoamento do óleo produzido”, conta o engenheiro. Com a experiência adquirida no Brasil, Mastrangelo participou, em 2006, da implantação do primeiro FPSO nos Estados Unidos, instalado pela Petrobras America no campo de Cascade e Chinook, na porção estadounidense do Golfo do México.

Para Mastrangelo, a premiação individual é “o reconhecimento do trabalho de toda uma geração, criada pela empresa”. O engenheiro se aposentou em 2012, após 28 anos de dedicação à Petrobras. Atualmente presta consultoria para a indústria de petróleo e gás.

Prêmios na OTC

É a segunda vez que um empregado da Petrobras recebe o Distinguished Achievement Award for Individuals. Em 2007, o engenheiro Marcos Assayag foi agraciado por importantes inovações no desenvolvimento de novas tecnologias para desenvolvimento da produção em águas profundas.
Em 2015, a OTC Brasil premiou o engenheiro Antônio Capeleiro pela sua contribuição para o desenvolvimento técnico e gerenciamento dos campos de petróleo em águas profundas e ultraprofundas, como as jazidas do pré-sal. Além da premiação individual, a Petrobras já foi destaque na OTC, em 2015, 2001 e 1992, com prêmios pelo desenvolvimento de tecnologias pioneiras e superação de barreiras da indústria de petróleo. O reconhecimento mais recente foi recebido em 2015, pelo conjunto de dez tecnologias pioneiras para o pré-sal.

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Petrobras pode acabar com o conteúdo local na licitação dos Risers de Mero

Petrobras pode acabar com o conteúdo local na licitação dos Risers de Mero

maio 6, 2019Renato Oliveira

Petrobras pode importar risers

Petrobras está promovendo em paralelo uma nova licitação para contratação dos umbilicais, só que desta vez sem índice mínimo de nacionalização, o que faz com que os risers sejam todos importados

A Petrobras, líder e operadora do consórcio de Libra, está promovendo, juntamente com a licitação original, uma outra para fornecimento das linhas de aço (STU, na sigla em inglês) para o campo de Mero sem exigência mínima de conteúdo local.
Vale lembrar que a licitação em andamento prevê 40% de nacionalização e que inicialmente o índice era de 55% mas acabou sendo reduzido.

Isto significa que os 59,350 km de umbilicais, podem ser totalmente importados. A licitação prevê ainda fornecimento de serviços de acompanhamento e testes.
Segundo o edital, o contrato será de dois anos e a entrega dos equipamentos será feita através do Porto do Açu, em São João da Barra (RJ), ou no Terminal de Vitória (Bavit), no Espírito Santo.

Ineditismo do equipamento

Como é a primeira vez que a Petrobras usa o STU em seus projetos, já que normalmente utilizava umbilicais termoplásticos, o processo terá os fornecedores sem a qualificação da tecnologia junto à estatal, o que pode acarretar problemas futuros em relação a licitação.

Os fornecedores respondem que como a qualificação de umbilicais é um processo caro e dada ao alto grau de incerteza de uso futuro do equipamento em novos projetos, ficou difícil justificar o investimento na qualificação dos mesmos.

O que se pratica no mercado é, com a exigência de qualificação pelas operadoras, os fabricantes estão autorizados a inclui-lo no preço do projeto e a faze-lo durante a execução do contrato.
Segundo a Petrobras, os umbilicais STU já foram utilizados em seus projetos e a tecnologia é muito usada no mercado.

A licitação deverá ter como candidatos as empresas: Aker Solutions, Prysmian, TechnipFMC, Oceaneering, MfX e Nexans e atualmente no país, somente a MxF, Prysmian e Oceaneering possuem fábricas de umbilicais, respectivamente em Salvador (BA), Vila Velha (ES) e no Niterói (RJ).
A data de entrega das propostas estava prevista para quinta-feiram passada (2/5), mas foi adiada para hoje, segunda-feira (06/5).

O consórcio de Libra é formado pela Petrobras, que é a operadora, com 40%, Shell (20%), Total (20%), CNOOC (10%) e CNPC (10%) e o primeiro óleo da área está programado para 2021.
Além desta licitação de umbilicais, a Petrobras também tem outras em andamento, tais como risers para campos de Roncador e para o Teste de Longa Duração (TLD) de Forno e Atapu.

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Petrobras divulga Sonda Alpha Star, da Constellation como líder de licitação

Petrobras divulga Sonda Alpha Star, da Constellation como líder de licitação

maio 4, 2019Renato Oliveira

Petrobras muda classificação

Revisão do resultado que trazia seis sondas empatadas em primeiro lugar não “caiu” bem no mercado e revisão pela Petrobras inclui também sondas que haviam ficado de fora do primeiro resultado divulgado no início da semana

Depois de muitas críticas do mercado, devido a publicação de um empate sextuplo, na licitação do pool de sondas, a Petrobras decidiu revisar a classificação da licitação de uma ou mais sondas que vão operar em lâmina d’água de 2 mil metros.
A nova classificação divulgada pela petroleira traz a sonda semissubmersível Alpha Star, da Constellation, em primeiro lugar, com taxa diária de US$ 136 mil, valor que não leva em conta a mobilização.

Mas essa não foi a única novidade na revisão do resultado, a brasileira Petroserv teve duas de suas sondas, o navio-sonda Carolina e a semissubmersível Victoria, incluídas na nova lista de classificação.
Agora a nova classificação dos demais equipamentos ficou assim:(taxas diárias de US$ 139 mil

A Nova classificação divulgada pela petrobras

  • 2° e 3° lugares: semissubmersível Gold Star e o navio-sonda Amaralina Star, da Constelattion (taxas diárias de US$ 139 mil e US$ 160 mil, respectivamente);
  • 4° lugar: Norbe VI, da Ocyan (taxa diária de US$ 166 mil);
  • 5° lugar: Lone Star da Constellation (taxa diária de US$ 173 mil/dia);
  • 6° lugar: Catarina, da Petroserv (Ventura) (taxa diária de US$ 194 mil/dia).

A Petrobras surpreendeu com a divulgação da queda, da segunda para a sétima posição, do navio-sonda Laguna Star da Constellation, seguida pela West Tellus, da Seadrill, em oitavo lugar.
O Carolina e a Victória (Petroserv) ficaram com o nono e o décimo lugares, na frente da Deepwater Athena, da Transocean/Ocean Rig, e da Noble Danny Adkins e Noble Jim Day, ambas da Noble.

Não houve, porém alterações significantes no patamar das taxas diárias, que ficaram em torno de US$ 200 mil, com algumas mais próximas do teto de US$ 300 mil/dia.
Somente a oferta da Noble, para a Noble Jim Day, fugiu do patamar com a cotação de US$ 415 mil/dia.

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Quebra de monopolio limita a participação da Petrobras a 50% das vendas de gás no país

O estudo, que projeta limitar a participação da estatal a 50% das vendas de gás no País, sugere a venda de gasodutos, cessão de contratos de fornecimento para empresas privadas e a criação do consumidor livre de gás.

O estudo que baseia a proposta de eliminação do monopólio da Petrobras no setor de gás prevê investimentos potenciais de US$ 60 bilhões (em torno de R$ 240 bilhões com a atual cotação do dólar), caso seja atingida a meta de reduzir o preço do combustível no País. De acordo com a projeção, os recursos seriam desembolsados por investidores ao longo dos quatro anos subsequentes à quebra do monopólio da Petrobras no refino e abrangeriam a ampliação da infraestrutura de abastecimento e da capacidade industrial de setores que cresceriam com a queda de preço do gás.

Em quatro anos, a oferta de gás natural no Brasil passará dos atuais 60 milhões de m³/dia para 160 milhões m³/dia. Mas o combustível extra proporcionado pelas reservas do pré-sal pode ser desperdiçado se não existir demanda. A Petrobras, que sempre controlou a cadeia (exploração, tratamento e distribuição) e ditou os investimentos no setor tinha planos para o gás excedente. A estatal construiu fábricas de fertilizantes e terminais de GNL (Gás Natural Liquefeito) que poderiam ser usados para exportação.A Petrobras quer se desfazerde negocios no uruguai e 8 refinarias no-brasil .No entanto, os escândalos de corrupção e a crise financeira forçou a empresa a anunciar um plano de desinvestimento de US$ 21 bilhões, colocando à venda quase todos os ativos da área. Como na maioria das reservas o gás é associado ao petróleo, não ter destino para ele significa frear a exploração de óleo, logo, uma opção que nunca esteve na mesa.
Segundo o governo, a tendência é que os preços dos combustíveis caiam sem o monopólio no refino . A redução de preço do gás é uma das prioridades da equipe econômica, que espera efetivação das medidas em até 60 dias. A meta é reduzir o preço do gás dos atuais US$ 12 (R$ 48) por milhão de BTU (medida de poder calorífico) para o valor entre US$ 5 e US$ 6 (de R$ 20 a R$ 24), variando de acordo com a distância entre o local e a costa.
“O preço cobrado do consumidor final, resultado da desestruturação do setor, das ineficiências geradas pela regulação e do comportamento dos agentes dominantes nas áreas da produção, transporte e distribuição, é um dos mais elevados do mundo”, destaca o estudo.

Se alcançada, a redução de tarifas deve deflagrar uma nova onda de investimentos nos setores de siderurgia, petroquímico, cerâmico e de fertilizantes. Segundo um estudo da Associação dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE), a redução de cada R$1/MWh no custo da energia representa um aumento da riqueza nacional de R$ 4 bilhões em 10 anos. O governo-aprovou-comite-de-concorrencia-do-mercado-de-gas-natural-no-brasil/” Preços competitivos de gás e energia elétrica podem agregar 1% de crescimento anual ao PIB brasileiro e 12 milhões de empregos no mesmo período”, afirma Paulo Pedrosa, ex-secretário do Ministério de Minas e Energia e presidente da entidade que reúne mais de 50 empresas responsáveis por 42% do consumo industrial de gás natural. “O impacto na balança comercial será grande.”
A expectativa é que o setor de petróleo e gás possa ter investimentos de US$ 10 bilhões (R$ 40 bilhões) voltados à construção de quatro novos gasodutos marítimos, quatro unidades de tratamento de gás e ampliação da capacidade de transporte do combustível no continente.
Mineração de ferro e alumínio poderia atrair outros US$ 19 bilhões (R$ 75 bilhões) para a instalação de dez plantas de beneficiamento de minério de ferro e duas plantas de beneficiamento de alumínio, segmento que ‘fugiu’ do Brasil diante dos altos preços da energia local.
Fonte: Click Petroleo

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Petrobras convoca fabricantes de FPSOs para conversar


Petrobras convoca fabricantes de FPSOs para conversar

maio 2, 2019 Renato Oliveira

Intenção da conversa individualizada é definir o melhor modelo de contratação dos FPSOs que a Petrobras pretende contratar nos próximos anos.

O setor de FPSOs aguarda por uma grande demanda, como já publicamos anteriormente aqui no nosso portal, sendo assim a Petrobras vem convidando para conversas, cada um dos fabricantes de FPSOs.
O intuito dos workshops é diversificar o modelo de contratação, visto que as últimas unidades afretadas foram pelo modelo via afretamento e novas formas estão sendo tentadas pela estatal junto ás afretadoras.

Um novo modelo, do qual a Petrobras tem questionado sobre o interesse das afretadoras, é o de B.O.T (Built Operate Transfer), onde o afretador constrói o FPSO, opera por 3,4 ou 5 anos e transfere para o operador do campo.
O modelo B.O.T deve ser o utilizado, em pelo menos uma das FPSOs a serem afretadas ainda este ano, mais precisamente no segundo semestre, a Petrobras lançará três editais, um para a terceira unidade de produção de Mero e um para Itapu, ambos projetos da Bacia de Santos, e outro para Sergipe-Alagoas.
O mercado aposta que no campo de Itapu, a aposta é que para o modelo de afretamento do FPSO seja adotado o BOT.
As reuniões entre a Petrobras e as afretadoras começaram em abril e estão sendo realizadas na sede da companhia no centro do Rio de Janeiro.
A condução das reuniões por parte da Petrobras está sendo feita pelos gerentes das áreas de Desenvolvimento da Produção & Tecnologia e de Assuntos Corporativos da Petrobras.

Quem vai conversar

Hoje, quinta-feira (02/05), compareceram para conversas representantes das empresas Ocyan e a BW Offshore e nos próximos dias são aguardadas a SBM, Modec, Teekay, Saipem, Bluewater, Yinson e Bumi Armada, entre outros.
Pelo número de empresas participantes, tem-se uma ideia da força da demanda por FPSOs pela Petrobras nos próximos anos e o grau de importância que uma definição conjunta terá no sucesso dos negócios.
Apenas duas FPSOs operando hoje para a Petrobras foram contratadas no regime de BOT, a P-57, inicialmente contratada com a Modec, e à P-63, que está a cargo da BW Offshore.

Os próximos FPSOs da Petrobras

Ao se confirmar as expectativas, o FPSO para Itapu, com capacidade para produzir 120 mil bopd, deverá ser o próximo a utilizar este modelo de contratação e irá iniciar a produção em 2023.
O FPSO 3 de Mero terá a capacidade de produzir 180 mil bopd, com o primeiro óleo previsto para 2022 e o FPSO de águas profundas de Sergipe-Alagoas está sendo projetado para produzir 100 mil bopd, a partir de 2023.

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Chevron conclui compra de refinaria na área de Houston da Petrobras do Brasil

QUARTA-FEIRA, 1 DE MAIO DE 2019 / 17:38 EDT

Chevron conclui compra de refinaria na área de Houston da Petrobras do Brasil

FOTO DO ARQUIVO: Um sinal de posto de gasolina Chevron é visto em Del Mar, Califórnia, nesta foto de arquivo de 25 de abril de 2013.

REUTERS / MIKE BLAKE

(Reuters) – A Chevron Corp completou uma compra de US $ 350 milhões de uma refinaria no subúrbio de Houston, em Pasadena, Texas, da Petrobras, disse a Chevron em um comunicado.

A venda foi acordada em janeiro, mas a Chevron colocou a transferência da propriedade da usina de 112.229 barris por dia em 2 de abril, dizendo à Petrobras que ela teria que provar que a refinaria operaria como prometido, disseram fontes à Reuters.

A refinaria de Pasadena é a segunda na Costa do Golfo dos EUA para a Chevron, que tem sede em San Ramon, Califórnia.

PROPAGANDA

A Chevron queria que a refinaria processasse o petróleo doce proveniente de seus campos de petróleo na Bacia Permiana do Texas.

“Esta aquisição baseia-se na força dos nossos negócios existentes na Costa do Golfo, permitindo-nos fornecer mais do nosso mercado de varejo na região com produtos produzidos pela Chevron e nos posiciona para conectividade com nossos ativos de upstream na Bacia do Permiano”, disse Mark. Nelson, vice-presidente executivo da Chevron para jusante e produtos químicos.

Além da refinaria, a Chevron adquiriu a PRSI, uma subsidiária da Petrobras que opera a refinaria e possui a subsidiária PRSI Trading, que comercializa os mercados de produtos brutos e refinados. A PRSI possui uma fazenda de tanques de armazenamento de 5,1 milhões de barris e uma área adicional de 143 acres (58 hectares) ao longo do Houston Ship Channel.

A Chevron também opera uma refinaria de 352.000 bpd em Pascagoula, Mississippi.

A refinaria de Pasadena esteve no centro de várias investigações no Brasil de corrupção na Petrobras.

A companhia brasileira de petróleo pagou US $ 360 milhões pela metade da refinaria de Pasadena em 2006, mais de oito vezes o que seu antigo proprietário, a Astra Oil, uma unidade da Astra Transcor Energy controlada pela Bélgica, pagou pelo complexo um ano antes.

PROPAGANDA

Em 2012, a Petrobras havia investido US $ 1,18 bilhão, incluindo o custo de comprar a metade restante da Astra após uma disputa legal com a Astra.

(Reportagem de Erwin Seba; edição de Peter Cooney)

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Petrobras anuncia investimentos de R$ 16 bilhões no Espírito Santo

Petrobras anuncia investimentos de R$ 16 bilhões no Espírito Santo

By Redação Portal Marítimo -abril 10, 201924950

A recuperação do setor de petróleo e gás levará o Espírito Santo a viver um novo momento que vai garantir investimentos tanto em mar quanto em terra, além de aumento na arrecadação do Estado e dos municípios com royalties e participações especiais.

Somente a Petrobras vai investir R$ 16 bilhões em cinco anos , conforme o GAZETA ONLINE antecipou em dezembro do ano passado. A medida é importante para alavancar a indústria extrativa capixaba e terá reflexos em outras atividades produtivas. Um dos marcos para o segmento será a instalação de um novo navio-plataforma que começa a produzir já em 2022.

O valor destinado a projetos locais foi apresentado na manhã desta sexta-feira (05/04) pelo presidente da companhia, Roberto Castello Branco, durante assinatura, no Palácio Anchieta, do acordo de unificação do Parque das Baleias, também chamado de Novo Campo de Jubarte.

A princípio o presidente da petroleira havia falado que seriam R$ 29 bilhões em investimentos. No entanto, a assessoria da Petrobras corrigiu a informação e explicou que o montante é, na verdade, referente ao valor em projetos da Unidade de Operações, Exploração e Produção no Espírito Santo (UO-ES), que gerencia empreendimentos tanto no território capixaba quanto em outros Estados.

O fim de uma discussão, que já levava cinco anos, de acordo com o executivo, será crucial para destravar propostas, como o Integrado Parque das Baleias. A estatal confirma a chegada em 2022 de um novo navio-plataforma na área com a intenção de potencializar a produção. Para a instalação da nova planta serão aplicados R$ 4,1 bilhões. A embarcação se conectará com 11 novos poços, sendo sete produtores e quatro injetores.

O FPSO terá capacidade de produzir 100 mil barris de petróleo por dia e atuará interligado com outras plataformas, como a P-58, a P-57 e Cidade de Anchieta. Será usado o conceito de comunicação hidráulica e sobreposição de jazidas. O FPSO Capixaba, que hoje está na região, será desmobilizado também em 2022 com remanejamento de sete poços para os outros navios.

Apesar de anunciar o volume de recursos para o Espírito Santo, a Petrobras não detalhou quais serão os outros projetos contemplados pela corporação.

A certeza que a empresa fará investimentos no Estado foi também negociada no acordo do Novo Jubarte. Os projetos para esse local serão viabilizados também graças a ampliação do prazo de concessão dos campos, que passará de 2029 para 2056.

“A unificação certamente é um marco muito importante para a produção de petróleo. Ela destrava um impasse que se prolongava por cinco anos e vai nos permitir ter um horizonte longo de investimentos, porque junto com a unificação acordada, nós vamos ter prorrogação da concessão por mais 27 anos. Então, podemos continuar a produzir petróleo no Estado, e principalmente investir e gerar royalties e participações especiais e riqueza para o povo capixaba”, explicou Castello Branco.

O presidente da Agência Nacional de Petróleo, Décio Oddone, disse que o fim do problema representa um dos primeiros passos concretos para a retomada da indústria de petróleo e gás no Brasil, após a paralisação do setor por conta da crise que começou em 2014.

“Vamos ter uma mudança absoluta de patamar na nossa indústria. O Brasil vai estar daqui a 10 anos entre os cinco maiores produtores de petróleo do mundo em função de tudo que está sendo feito para atrair investimentos. A produção vai subir na casa de 7 bilhões de barris por dia. Hoje produzimos 3 bilhões. Outro efeito disso será o aumento da arrecadação. Esse crescimento do setor terá um impacto grande na economia.”

Ele diz que a unificação do Parque das Baleias vai permitir que os investimentos cheguem mais rápido ao Espírito Santo do que em outras áreas do país.

SETOR DE GÁS

O presidente da Petrobras também disse que a empresa tem estudado ampliar sua atuação no mercado de gás. As análises são feitas em conjunto com o Ministério das Minas e Energia e com a Agência Nacional de Petróleo (ANP). “O gás natural é um combustível limpo, tem custos mais baixos e vai contribuir para dinamizar a indústria e até para aplicações inovadoras, como a utilização de gás natural liquefeito como combustível da frota de caminhões, que é muito importante no Brasil, permitindo ter energia mais barata”, completou.

Castello Branco, no entanto, não quis falar sobre como andam as negociações da Petrobras com o Estado para a criação da nova empresa de gás . Segundo ele, o assunto será discutido posteriormente.

O ministro de Minas e Energia, Bento Albuquerque, que também estava no evento, confirmou que será lançado um novo mercado de gás para atrair investimentos para essa área. O projeto é desenvolvido também em parceria com a Federação das Indústrias do Espírito Santo (Findes).

Fonte: Mikaella Santos / A Gazeta

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PETROBRÁS VENDA DE CAMPOS TERRESTRES

A Petrobras acaba de anuncia a venda de 34 campos terrestres no Rio Grande do Norte para a empresa potiguar E&P S.A., subsidiária da Petrorecôncavo S.A.

O valor total da transação é de US$ 384,2 milhões a serem pagos em três parcelas: i) US$ 28,8 milhões pagos na data de hoje; ii) US$ 293,9 milhões na data de fechamento, sem considerar os ajustes devidos; e iii) US$ 61,5 milhões como earn-out vinculado à aprovação, pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), da extensão do prazo contratual de 10 das 34 concessões objeto da transação.

A Petrorecôncavo S.A, que apresentou a segunda melhor oferta do processo competitivo, foi selecionada após a desclassificação da empresa 3R Petroleum, que ofereceu US$ 453,1 milhões, US$ 68,9 milhões a mais que a
Petrorecôncavo S.A.

Os campos objeto dessa transação são os seguintes: Acauã (AC), Asa Branca (ASB), Baixa do Algodão (BAL), Boa Esperança (BE), Baixa do Juazeiro (BJZ), Brejinho (BR), Cachoeirinha (CAC), Cardeal (CDL), Colibri (CLB), Fazenda Curral (FC), Fazenda Junco (FJ), Fazenda Malaquias (FMQ), Jaçanã (JAN), Janduí (JD), Juazeiro (JZ), Lorena (LOR), Leste de Poço Xavier (LPX), Livramento (LV), Maçarico (MRC), Pardal (PAR), Patativa (PAT), Pajeú (PJ), Paturi (PTR), Poço Xavier (PX), Riacho da Forquilha (RFQ), Rio Mossoró (RMO), Sabiá (SAB), Sabiá Bico de Osso (SBO), Sabiá da Mata (SDM), Sibite (SIB), Três Marias (TM), Trinca Ferro (TRF), Upanema (UPN) e Varginha (VRG).

Todas as concessões são 100% Petrobras à exceção dos campos de Cardeal e Colibri onde a Petrobras detém 50% de participação, tendo a Partex como operadora com 50% de participação, e dos campos de Sabiá da Mata e Sabiá Bico-de-Osso onde a Petrobras tem 70% de participação, tendo a Sonangol como operadora com 30% de participação.

O fechamento da operação está sujeito ao cumprimento das condições precedentes previstas nos contratos, tais como a aprovação pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), quando aplicável, e de eventuais direitos de parceiros.

Postado em 25 de abril de 2019 – 20:16h

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