segunda-feira, 8 de outubro de 2018

P-58 lidera produção em agosto. Veja o Top 10 das plataformas

A produção brasileira de petróleo em junho foi de 2,52 milhões de barris por dia, queda de 2,1% na comparação com a produção do mês anterior, conforme antecipado pela E&P Brasil ontem. A produção de gás natural ficou em 106 milhões de m3 por dia, alta de 8,3% na comparação com o mês anterior.
A produção de petróleo e gás no pré-sal caiu 5,6%, ficando em 1,72 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo + gás). A produção do pré-sal corresponde hoje 53,9% do total de petróleo e gás produzido no Brasil.
A produção brasileira de petróleo em junho foi extraída por 7.462 poços, sendo 698 marítimos e 6.765 terrestres.
Veja abaixo o TOP 10 das plataformas em julho. Todos os dados são da ANP:
1 – P-58
Campo: Parque das Baleias
Petróleo (mil barris por dia): 143.367 
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.534 
Número Poços produtores: 13
2 – FPSO CIDADE DE ILHA BELA
Proprietário: SBM OffshoreFPSO CIdade de Ilha Bela
Campo: Sapinhoá
Petróleo (mil barris por dia): 141.158 
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.615
Número Poços produtores: 8
3 – PETROBRAS 66
Proprietário: Petrobras

Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 140.464 
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.438 
Número Poços produtores: 7
4 – FPSO CIDADE DE SAQUAREMA
Proprietário: SBM Offshore
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Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 138.944
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.502 
Número Poços produtores: 7
5 – FPSO CIDADE DE MARICÁ
Proprietário: SBM Offshore

O FPSO Cidade de Maricá produziu em agosto 149,9 mil barris por dia de petróleo e 5,3 milhões de m3/dia de gás natural no campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia):126.805
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.237
Número Poços produtores: 7
6 – FPSO CIDADE DE ITAGUAÍ
Proprietário: Modec
itaguai
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 126.418
Gás Natural (mil de m3 por dia): 5.912 
Número Poços produtores: 5
7 – FPSO CIDADE DE MANGARATIBA
Proprietário: Modec

O FPSO Cidade de Mangaratiba produziu 129,4 mil barris por dia e 7 milhões de m3/dia de gás natural no campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos

Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia):120.288
Gás Natural (mil de m3 por dia): 6.159 
Número Poços produtores: 5
8 – FPSO CIDADE DE PARATY
Proprietário: SBM Offshore
Campo: Lula
Petróleo (mil barris por dia): 117.415
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.301
Número Poços produtores: 6
9 – FPSO CIDADE DE SÃO PAULO
Proprietário: Modec

Campo: Sapinhoá
Petróleo (mil barris por dia): 114.205 
Gás Natural (mil de m3 por dia): 4.611
Número Poços produtores: 6
10 – PETROBRAS 52
Proprietário: Petrobras

Campo: Roncador
Petróleo (mil barris por dia): 81.770
Gás Natural (mil de m3 por dia): 1.582 
Número Poços produtores: 16
Fonte: E&P BR

Maior plano de desativação de plataformas da Petrobras deve começar em 2019

O plano de revitalização do campo de Marlim e de Voador, projeto da Petrobras que envolve a retirada de nove FPSOs e instalação de duas novas unidades, deve começar em 2019. Mas os prazos são curtos para manter a programação de entrada dos novos FPSOs em 2021, como previsto no plano de negócios da companhia.
A abertura das propostas para os novos FPSOs 1 e 2 da revitalização está prevista para 10 de outubro. São unidades com capacidade de processamento diário de 70 mil e 80 mil, muito inferior a outras unidades que a Petrobras contrata para o pré-sal, mas com uma grande demanda por injeção de água que aumenta o porte – e a complexidade – dos projetos.
A Petrobras estima que conseguirá alcançar um pico de 100 mil barris/dia de petróleo, com injeção de 440 mil barris/dia de água, além da produção de 2,35 milhões de m³/dia de gás natural.
Em vias de regra, a Petrobras trabalha com prazo de 3 anos a 3,5 anos entre a contratação e a entrada em operação de novos FPSOs, o que pressiona o cronograma de instalação das duas unidades em 2021. Lançada no primeiro trimestre deste ano, a concorrência vem sendo adiada.
A Petrobras também está contratando uma consultoria para gerenciar a execução do plano de desativação dos noves FPSOs do campo de Marlim.
O cronograma prevê que os trabalhos comecem em dezembro deste ano, com duração até 2023.
O descomissionamento dos nove FPSOs de Marlim iria começar em 2016 e já havia sido postergado para este ano. Precisam ser desativadas as plataformas P-18, P-19, P-20, P-26, P-32, P-33, P-35, P-37 e P-47.
Além dos serviços de descomissionamento, que envolvem a desconexão e tratamento das unidades, haverá uma demanda intensiva por serviços de poços: 80 serão remanejados das plataformas atuais e outros dez novos poços serão perfurados. O projeto também movimentará o mercado de linhas e equipamentos submarinos.
Os números estão presentes no edital de contratação dos serviços de gestão do projeto.
O futuro de Marlim
A projeção de atingir 100 mil barris/dia no pico do projeto de revitalização, contudo, implicará numa redução frente ao patamar atual de Marlim e Voador, que produziram 133 mil barris/dia e 2 mil barris/dia, respectivamente, até o fim de julho deste ano.
Em compensação, a revitalização permitirá redimensionar o sistema de produção para a capacidade atual dos reservatórios, estendendo a vida útil dos ativos e aumentando a recuperação total de petróleo e gás natural. Consequentemente, aumenta também a arrecadação de royalties e tributos no longo prazo.
Em 2016, Agência Nacional do Petróleo (ANP) e a Petrobras assinaram a prorrogação dos contratos de Marlim e Voador até 2052.
Com uma capacidade combinada de 835 mil barris/dia de processamento de petróleo e compressão de 16,9 milhões de m³/dia de gás natural, os campos de Marlim e Voador passarão a produzir com um sistema mais enxuto, de 150 mil m³/dia e 11 milhões de m³/dia, distribuídos em dois FPSOs.

Fonte: E & P Brasil

Royalties devem render R$ 67 bi em 2019, prevê ANP

Os novos governadores e o próximo presidente da República vão entrar em 2019 com a perspectiva de receber a maior arrecadação de recursos com petróleo da História. Entre royalties e participações especiais, a projeção da Agência Nacional do Petróleo (ANP) é que a receita com a exploração do produto pelas empresas chegue a R$ 67 bilhões. Os recursos serão distribuídos para União, estados e municípios.
Especialistas em contas públicas alertam, porém, que governadores e prefeitos precisam ter cuidado na hora de gastar o dinheiro dos royalties. Nas duas últimas décadas, entre altas e baixas do preço do petróleo, as prefeituras colecionam casos de mau uso dos recursos, como instalação de porcelanato em calçadão na praia e até pagamento de ração para canil. Dinheiro que, segundo especialistas, deveria ser destinados a áreas como educação, saúde e saneamento.
Bloco de petróleo no pré-sal já produz o mesmo que a Colômbia
A arrecadação de 2019 deve ser impulsionada pela alta na produção (principalmente do pré-sal), pelo dólar mais elevado e pela disparada do preço do barril de petróleo no mercado internacional.
A projeção é que as receitas com a exploração da commodity cheguem a R$ 53 bilhões neste ano. Os royalties e as participações especiais são uma compensação financeira pela exploração de petróleo. Nos contratos em vigor, estão previstos o pagamento de royalties sobre o petróleo produzido no mar. Além disso, está definido o pagamento de participação especial, que incide apenas sobre os campos de alta produtividade, como é o caso de Lula e Sapinhoá.
O governo trabalha com um barril de petróleo que custa, em média, US$ 74,04 em 2019. Atualmente, o preço da commodity está girando em torno de US$ 85.
— A produção vem aumentando pela expansão do pré-sal, que é um grande sucesso — disse o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), José Firmo.
— As conquistas dos últimos dois anos precisam ser ampliadas para beneficiar a sociedade. O Rio de Janeiro, em especial, será muito favorecido com a retomada do crescimento do setor, podendo vir a ser a capital de energia do país — disse o ministro de Minas e Energia, Moreira Franco.
O pré-sal chegou à marca de 1,5 milhão de barris de petróleo por dia, segundo a Petrobras. A expectativa é que o volume produzido na camada aumente progressivamente até 2022, com a entrada em operação de mais 19 plataformas, segundo a Petrobras. De cada quatro projetos de produção da estatal programados para os próximos anos, três serão instalados nessa camada.
A meta da Petrobras é elevar sua produção para 2,1 milhões de barris de petróleo por dia até o fim deste ano. Segundo uma fonte, até o fim do ano que vem, a produção deve ter alta entre 200 mil e 300 mil barris diários. Ainda neste ano, quatro plataformas devem entrar em operação no pré-sal da Bacia de Santos.
Para 2019, a estatal prevê a entrada em operação de três sistemas de produção: P-77 (Búzios), P-68 (Berbigão) e P-70 (Atapu), no pré-sal da Bacia de Santos. Cada uma pode produzir 150 mil barris diários.
Especialistas temem que o mau uso de recursos se repita. O Rio não conseguiu aproveitar o último boom do petróleo e usou receitas de royalties (que são variáveis) para pagar despesas com salários e benefícios (que são constantes). Isso contribuiu para o desequilíbrio das finanças do estado.
— Tudo que a gente precisa evitar é que esses recursos sejam destinados para despesas correntes (do dia a dia). Essa é a receita para dar errado. Se não houver um claro direcionamento desses recursos com responsabilidade, eles vão ser consumidos com despesas correntes, e vão ser novamente fruto de desajustes — disse Ana Carla Abrão Costa, da consultoria Oliver Wyman.
José Luis Vianna, professor da Pós-Graduação em Planejamento Urbano e Regional da UFF e da Universidade Cândido Mendes, ressalta que as prefeituras não conseguiram criar mecanismos de estímulo à diversificação da economia:
— As cidades não aprenderam ainda a lição da última crise. Não há uma pauta de desenvolvimento das cidades. Não há uma análise para se entender quais seriam as novas vocações do interior do Rio, por exemplo.
Segundo Robson Gonçalves, professor dos MBAs da Fundação Getulio Vargas (FGV), é necessário investir em gestão para o uso correto dos royalties pelas prefeituras.
—Não adianta investir apenas em educação na área urbana se o espaço rural está desassistido. Não adianta pensar em infraestrutura se não há sala de aula. A fiscalização do uso desses recursos é falha, pois é necessário entender as carências de cada setor.
Maurício Canêdo, professor da Escola de Pós-Graduação em Economia da FGV, afirma ser preciso destinar pelo menos parte dos royalties para beneficiar as próximas gerações.
— O Rio tem que fazer o ajuste independentemente da arrecadação com royalties subir ou não — disse.
O economista do Instituto de Pesquisa Econômica e Aplicada (Ipea) Sérgio Gobetti lembra que os preços do petróleo são voláteis, e as despesas dos governos não oscilam no mesmo ritmo:
— Na época da bonança, os governadores gastaram demais o dinheiro que veio fácil, e não se preparam para um período de queda no preço do petróleo.
O especialista em contas públicas Raul Velloso defende alocar os recursos recebidos com petróleo em fundos de aposentadoria para os servidores públicos:
— O lugar certo para colocar esse dinheiro é em um fundo de pensão, porque servirá de lastro para uma dívida que não tem como ser paga hoje.

Fonte: O Globo

quinta-feira, 8 de fevereiro de 2018

Pela primeira vez, produção de petróleo e gás no pré-sal supera a do pós-sal

Em dezembro de 2017, a produção de petróleo e gás no pré-sal brasileiro atingiu, pela primeira vez, mais da metade da produção nacional. A produção total do Brasil foi de 3,325 milhões em barris de óleo equivalente por dia (boe/d, soma das produções de óleo e de gás natural), sendo 1,685 milhão de boe/d (50,7%) do pré-sal.

No mesmo mês, a produção total de petróleo do País foi de 2,612 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 0,7%, em comparação ao mês anterior e redução de 4,3%, se comparada com dezembro de 2016.

Já a produção de gás natural totalizou 113 milhões de m³ por dia, uma redução de 0,03% em comparação ao mês anterior e aumento de 1,4%, se comparada com o mesmo mês de 2016.

Os dados de produção de dezembro e também os do ano de 2017 estão disponíveis na página do Boletim Mensal da produção de Petróleo e Gás Natural da ANP.

Dados anuais

Em 2017, a produção de petróleo foi de 957 milhões de barris, com média diária de 2,622 milhões de bbl/d. Trata-se de um aumento de 4% em relação à produção de 2016.

No ano, a produção total de gás natural foi de 40 bilhões de m³, com média diária de 110 milhões de m³/d. Esse volume representa um aumento de 6% com relação a 2016.

Pré-sal

A produção do pré-sal em dezembro totalizou 1,685 milhão de boe/d, um aumento de 2% em relação ao mês anterior.

A produção, oriunda de 85 poços, foi de 1,356 milhão de barris de petróleo por dia e 52 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado pré-sal, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do artigo 2º da Lei nº 12.351/2010.

Queima de gás

O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de dezembro alcançou 96,6% do volume total produzido. A queima de gás totalizou 3,9 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 8,4% se comparada ao mês anterior e redução de 11,1% em relação ao mesmo mês em 2016.

Campos produtores

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 803 mil bbl/d de petróleo e 33,1 milhões de m3/d de gás natural.

Os campos marítimos produziram 95,5% do petróleo e 79,8% do gás natural. A produção ocorreu em 7.990 poços, sendo 743 marítimos e 7.247 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 93,7% do petróleo e gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.102. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 95.

A FPSO Cidade de Itaguaí, produzindo no campo de Lula, por meio de 6 poços a ela interligados, produziu 190,4 mil boe/d e foi a UEP (Unidade Estacionária de Produção) com maior produção.

Outras informações

Em dezembro de 2017, 304 áreas concedidas, uma cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 26 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são concessões marítimas e 227 terrestres. Vale ressaltar que, do total das áreas produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD), e outras seis são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

O grau API médio foi de 27, sendo 35,9% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 49,2% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 14,9% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 122,2 mil boe/d, sendo 99,6 mil bbl/d de petróleo e 3,6 milhões de m3/d de gás natural. Desse total, 117,2 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,9 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 311 boe/d em Alagoas, 2.239 boe/d na Bahia, 42 boe/d no Espírito Santo, 2.135 boe/d no Rio Grande do Norte e 215 boe/d em Sergipe.

Fonte: Notícias,ANP E&P

quarta-feira, 7 de fevereiro de 2018

Shell licencia cinco poços e um teste de formação no pré-sal

A Shell está licenciando no Ibama a perfuração de cinco poços no pré-sal, sendo dois no bloco Sul de Gato do Mato, na Bacia de Santos, e outros três no bloco Alto de Cabo Frio Oeste, Bacia de Santos. A petroleira assinou na última semana os contratos de partilha da produção das áreas e iniciou os processos de licenciamento no dia seguinte. A empresa pretende iniciar as campanhas de perfuração em janeiro de 2019.

No bloco de Alto de Cabo Frio Oeste, a Shell está licenciando a perfuração de até três poços exploratórios. Utilizará um navio-sonda com posicionamento dinâmico e duas embarcações do tipo PSV, com uma previsão de aproximadamente 15 viagens mensais. A base logística para suporte primário ainda não está definida, mas será feita na cidade do Rio de Janeiro ou Niterói (RJ). A empresa pode utilizar para suporte secundário o Porto do Forno, em Arraial do Cabo (RJ); o Porto do Açu, em São João da Barra (RJ) ou Porto de Vitória (ES).

O suporte aéreo será feito no aeroporto de Jacarepaguá, no Rio de Janeiro (RJ), havendo ainda a possibilidade de uso eventual dos aeroportos de Cabo Frio, Macaé ou Campos.

A campanha em Alto de Cabo Frio Oeste deve começar em abril de 2019, devendo durar 120 dias.

No bloco Sul de Gato do Mato, na Bacia de Santos, que é uma continuação para sul do bloco BM-S-54, estão sendo licenciados dois poços com objetivo principal de adquirir informações adicionais sobre o reservatório descoberto em BM-S-54. Um teste de formação também está planejado.

A base logística para suporte primário à atividade ainda não está definida, mas – assim como na campanha de Alto de Cabo Frio Oeste – será feita pelo Rio de Janeiro ou Niterói (RJ). A campanha de perfuração deve começar em janeiro de 2019, devendo durar 150 dias.

Fonte: Da Redação

terça-feira, 6 de fevereiro de 2018

O que acontecerá se os EUA ultrapassarem a Arábia Saudita como maior produtor de petróleo?

Os Estados Unidos estão se aproximando da liderança na corrida pelo domínio do mercado mundial de petróleo. De acordo com as últimas previsões da Agência Internacional de Energia, a produção americana atingirá neste ano a marca recorde de 10 milhões de barris de petróleo bruto por dia. Assim, calcula-se que o país desbancará a Arábia Saudita neste ano da posição de liderança que ostenta, com 13,5% da produção mundial. 
Seu impulso, promovido pelo apoio do governo de Donald Trump às exportações, é um problema para a Rússia, a terceira colocada nessa disputa. O avanço dos EUA terá efeitos no mercado do petróleo, bem como reflexos geopolíticos
e econômicos em diferentes países. A BBC Mundo, o serviço em espanhol da BBC, listou cinco possíveis consequências caso os Estados Unidos realmente se tornem o maior produtor de petróleo do mundo:
1. O fim da guerra dos preços da Arábia Saudita e Opep Para a grande petromonarquia do Golfo Pérsico, ver-se superada pelo aliado - mas também concorrente - implica na constatação dos danos colaterais da sua política tradicional de controle de preços. Ator principal na Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), o país tradicionalmente a usou para controlar os preços no mercado, aumentando ou reduzindo o fornecimento conforme sua conveniência.
Nos últimos anos, porém, o surgimento de técnicas como o fraturamento hidráulico de rocha (fracking) o aumento exponencial da produção americana reduziram a eficácia dessa estratégia.
Antonio de la Cruz, presidente do Centro de Análises de Tendências Interamericanas de Washington, disse à BBC que "a decisão dos Estados Unidos de aumentar a produção nas regiões de fracking na verdade foi tomada pela Opep quando esta apostou em manter os preços, em vez de produzir mais".
O reino saudita tentou em 2014 sufocar os produtores do fracking nos EUA, inundando o mercado de Brent (petróleo encontrado no Mar do Norte).
A ideia era que os preços caíssem até que as empresas instaladas nos Estados Unidos não fossem lucrativas o suficiente para continuar explorando os campos de petróleo e gás de xisto (aquele obtido através do fracking).
Mas o setor do fracking resistiu: conseguiu reduzir seus custos e economizar suas margens de lucro. Embora o barril de Brent tenha caído até o raro valor de US$ 30, dois anos depois a Arábia Saudita cedeu e convenceu seus parceiros da Opep, pouco a pouco, a voltar subir o preço do óleo.
Agora, a situação e inverteu, e é a enorme produção dos EUA que determina preços e estabiliza o mercado.
Nesse contexto, a nova elite governante no país adotou uma nova estratégia que consiste em iniciativas sem precedentes, como a privatização parcial da Saudi Aramco, a empresa estatal de energia.
Isso faz parte das mudanças promovidas pelo príncipe Mohamed Bin Salman, homem forte do governo determinado a reformar a economia do país.
Mas embora os Estados Unidos superem a Arábia Saudita no volume de produção, alguns analistas enfatizam que essa batalha não é medida apenas pelo número de barris diários.
Samantha Gross, especialista em segurança energética da Brookings Institution em Washington, diz que, mesmo que produza menos do que seu concorrente, a Arábia Saudita manterá sua posição de liderança no mercado energético global.
"O petróleo saudita é produzido por uma única entidade, a Saudi Aramco, de propriedade e administrada pelo Estado, e por isso não é governada unicamente por critérios de benefício econômico. A indústria de energia dos Estados Unidos nunca atuará de forma coordenada, seguindo as diretrizes do Estado", diz Gross.
Diferenças como essa levam a especialista a concluir que o predomínio saudita, embora questionado, ainda é válido.
2. Venezuela ainda mais castigada
Os efeitos do potencial novo panorama também seriam sentidos na América Latina.
O grande gigante regional do petróleo, a Venezuela, verá sua já maltratada economia ainda mais castigada.
O analista De la Cruz acredita que a ineficiência e as deficiências estruturais do setor petrolífero venezuelano o tornarão totalmente incapaz de competir com os produtores americanos.
Enquanto a produção dos EUA sobe desde a presidência de Richard Nixon (1969-1974), a venezuelana perdeu 600 mil barris diários.
Nas circunstâncias atuais, desencadeada por uma hiperinflação imparável, "a Venezuela não tem capacidade para produzir ou importar. As possibilidades de ser atualmente um ator no mundo do petróleo foram cortadas", diz De la Cruz.
O petróleo venezuelano também é muito pesado, então é preciso importar naftas (matéria-prima do petróleo) mais leves de outros países, entre eles os Estados Unidos, para obter uma mistura comercializável. Mas a falta de liquidez do país afetou seriamente sua capacidade de adquirir essas matérias-primas do exterior.
Falta de investimentos prejudicou o setor petrolífero venezuelano
"O petróleo fornece à Venezuela 96% da moeda estrangeira de que ela precisa desesperadamente, então o governo de Nicolás Maduro dará prioridade às exportações para obtê-las. Por isso, o mercado doméstico é que será mais e mais esgotado", diz De la Cruz.
O que isso significa para o venezuelano comum? "Mais filas em postos de gasolina", ele responde.
Os problemas do setor petrolífero venezuelano também terão efeitos no quadro regional.
"O socialismo do século 21 usou a ferramenta da geopolítica do petróleo, com o fornecimento de petróleo subsidiado para os países do Petrocaribe e os da Alba (Aliança Bolivariana para os Povos da Nossa América)", diz o especialista.
De acordo com sua visão, muitos desses países podem estar tentados a ouvir propostas potenciais de fornecedores alternativos.
3. Possíveis ameaças ao meio ambiente
Grupos ambientalistas alertaram que a política de fracking seguida pelo governo Donald Trump representa uma ameaça para o meio ambiente.
O fim das restrições à exportação e a autorização para construir áreas de exploração em áreas protegidas, como o Refúgio Nacional de Vida Selvagem do Alasca, provocaram preocupação entre os ambientalistas.
Eles também temem que o novo panorama prolongue a vida dos combustíveis fósseis, como o petróleo, e desencoraje o investimento em energias mais limpas.
Lisa Viscidi, especialista em energia e meio ambiente no centro de análise The Dialogue, de Washington, argumenta que "pode ??haver algum impacto se a produção aumentar, mas isso depende mais dos preços globais do que de outros fatores".
A analista afirma que, por se tratar de um mercado global, "um único país não faz a diferença".
A experiência vivida pelos EUA em 2014 indica que em contextos de grande oferta e preços baixos a demanda aumenta, mas isso não implica necessariamente em um aumento das emissões de poluentes.
Tudo depende das políticas que os países e as empresas seguem, se são eficientes.
Lisa Viscidi
4. Mais independência para os EUA no Oriente Médio
Agora que têm seu abastecimento de petróleo garantido, os Estados Unidos podem se libertar de sua dependência tradicional de abastecimento dos focos exportadores do Oriente Médio.
Cenários como a Crise do Petróleo de 1973 ou a Guerra do Golfo de 1990, quando a turbulência na região levou ao aumento do preço do petróleo, são impensáveis hoje.
"Embora os EUA continuem importando 7 milhões de barris por dia, não têm mais medo de um embargo de petróleo", explica De la Cruz.
"Tornam-se menos vulneráveis à chantagem, como a da Opep."
Assim, o país "ganha independência para gerenciar sua própria política na região", sem temer que isso possa afetar criticamente sua economia, como ocorria no passado. "Ele já não é mais dependente dos países árabes", diz o especialista.
Para ele, isso ajuda a explicar por que Donald Trump se atreve a tomar decisões sem precedentes, como anunciar a transferência da embaixada dos EUA para Jerusalém - mesmo sob protestos de todo o mundo islâmico.
5. Mais força para os países europeus contra a Rússia
O passo à frente do gigante americano também afeta a Europa, uma das áreas tradicionalmente mais dependentes da energia produzida pela Rússia.
No passado, Moscou usou a fonte de energia como uma ferramenta de pressão. Em várias ocasiões, interrompeu o fornecimento de gás para a Ucrânia e outros países do Leste Europeu a poucas semanas do início do inverno.
De la Cruz explica que a Europa "estará agora em melhor posição de negociação com fornecedores russos, como a empresa de gás Gazprom, uma vez que poderá exercer a vantagem de outro potencial fornecedor".
Em todo caso, a Rússia ainda possui uma vantagem decisiva nesta área. Pode fazer esses recursos chegarem por meio de gasodutos e tubulações, enquanto os barris dos EUA só podem chegar pelo mar, a um custo maior.
É uma desvantagem competitiva que ainda pesa e fará com que "a Rússia mantenha sua influência".
Mas De la Cruz não descarta que em alguns anos essa situação também seja revertida.
"O gás natural líquido pode ser o combustível do futuro e substituir o petróleo. Desenvolver isso é um dos projetos fortes nos quais a gestão Trump poderia apostar nos próximos cinco anos."
BBC Mundo.

ANP lança app com informações sobre exploração e produção de petróleo no Brasil

Ferramenta possibilita, além do acesso a informações sobre a produção de óleo e gás, consulta de dados sobre arrecadação governamental.

Foi lançado nesta segunda-feira (5) pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) um aplicativo para aparelhos móveis - celulares e tablets - que reúne informações atualizadas sobre a produção e exploração de petróleo no país. Além de dados sobre a produção em cada um dos campos exploratórios no Brasil, a ferramenta possibilita ao usuário saber qual o montante arrecadado por cada governo - federal, estadual e municipal - com royalties e participações especiais pela produção do óleo e gás.

O diretor-geral da Agência, Décio Oddone, destacou que as informações disponibilizadas no aplicativo já estavam abertas no site da ANP. “Mas o acesso via site é mais complicado. O objetivo do aplicativo é facilitar o acesso, tornando estas informações ainda mais transparentes”, ressaltou.

O aplicativo permite a consulta detalhada sobre a produção, seja por campo exploratório, se em poços de terra ou do mar, por estado ou município, entre outras opções de filtros de consulta. Ele reúne os dados existentes desde a criação da agência e compila, também, as principais notícias divulgadas pela agência reguladora.

“O mais importante é sem dúvida os dados relacionados à arrecadação, em royalties e participações especiais, de cada governo”, destacou Oddone.

Os dados sobre arrecadação serão atualizados na ferramenta todo dia 15 de cada mês. Já as estatísticas sobre a exploração e produção serão atualizadas sempre no dia 5 de cada mês. A consulta, destacou a ANP, pode ser feita mesmo com o aparelho móvel sem conexão ativa à internet - neste caso, ficam excluídas da consulta às notícias e fotos disponibilizadas no aplicativo.

Décio Oddone adiantou que a agência pretende lançar outros aplicativos relacionados a outras frentes do setor de óleo e gás, não apenas de E&P.

“Há bastante tempo a ANP vem trabalhando para digitalizar processos”, disse. Uma das ferramentas em estudo pretende informar ao consumidor a atualização diária de preços dos combustíveis, além da informação sobre a qualidade de cada um.

Com download gratuito, o aplicativo “ANP E&P está disponível tanto para os sistemas Android quanto IOS.

Fonte: G1

sexta-feira, 2 de fevereiro de 2018

Total anuncia maior descoberta de petróleo no Golfo do México

A francesa Total anunciou nesta quarta-feira (31) a sua maior descoberta de petróleo no Golfo do México, no prospecto Ballymore, em profundidade final de 8.898 metros. A empresa encontrou 205 metros de óleo líquido no reservatório de alta qualidade Norphlet.

“Esta grande descoberta nos dá acesso a grandes recursos de petróleo e segue o potencial de Norphlet. Ele também demonstra todo o interesse do acordo de compra da Total com a Chevron no Golfo do México, onde adquirimos uma participação de 40% em Ballymore”, explicou o Presidente Exploração e Produção no Total, Arnaud Breuillac.

Localizado em profundidade de cerca de 2.000 metros e a 120 quilômetros da costa da Louisiana, o prospecto Ballymore cobre quatro blocos de Norphlet, incluindo o Block MC 607, onde a descoberta foi feita. Norphlet é uma formação geológica constituída no período jurássico – entre 199 e 155 milhões de anos atrás – que se estende do continente até as águas profundas do oeste do golfo.