Campo de Tubarão Martelo é a última esperança de produção para a OGX

Projeto é o único que teve seu cronograma mantido pela petroleira de Eike Batista

Até o fim do ano, a OGX planeja começar a produzir no campo de Tubarão Martelo, o único em fase de desenvolvimento que teve seu cronograma mantido pela petroleira de Eike Batista.

Depois de enterrar os planos para os campos de Tubarão Tigre, Areia e Gato, e anunciar intenção de fazer o mesmo com Tubarão Azul em 2014, credores e investidores concentram em Martelo a esperança de que a companhia ainda possa vir a ter alguma produção relevante.

A plataforma OSX-3, com capacidade para armazenar 1,3 milhão de barris e produção diária de 100 mil barris, chegou nesta semana ao Rio de Janeiro, vindo de estaleiro em Cingapura, e será conectada ao campo, na Bacia de Campos, a 81 quilômetros da costa.

Apenas depois de iniciada a produção poderá ser revisado o potencial de reserva. No entanto, a previsão de um volume recuperável de 285 milhões de barris em Tubarão Martelo deve ser revista para baixo no ano que vem, segundo fonte da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). A previsão é de início das atividades no quarto trimestre, ainda sem data marcada.

Em reunião em 13 de junho, a ANP aprovou o plano de desenvolvimento de Tubarão Martelo. Mas determinou que, até o fim de 2014, a operadora apresente uma revisão dos planos de produção. A reavaliação precisa incluir "a atualização dos modelos geológicos e de simulação, bem como a apresentação de novas estimativas de produção e reservas a partir da modelagem atualizada, e dos dados reais de produção", segundo a ata da reunião.

Na ocasião, a agência considerou que a previsão para Martelo pode ter sido superestimada, da mesma forma como aconteceu em Tubarão Azul e nos demais campos. A previsão inicial para Tubarão Azul, por exemplo, era de uma reserva potencial de 110 milhões de barris e produção diária que chegou a ser estimada em 40 mil barris e depois recalibrada para 20 mil barris.

A média real de vazão ficou em cerca de 25% deste volume. Declaração desta quarta-feira (28) da diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, durante audiência na Comissão de Infraestrutura do Senado, confirma a avaliação.

"A gente mais ou menos calibra a produção pelos poços que já tem, e naquela área dos Tubarões não havia nada com mais de 5 mil barris de petróleos produzidos (por dia). Portanto, esperar 20 mil (barris de petróleo por dia) não era muito razoável", afirmou Magda.

Tubarão Azul e Martelo ficam a 72 quilômetros de distância um do outro, em águas rasas da Bacia de Campos, em lâmina d'água de cerca de 100 metros. Tubarão Azul, a 60 quilômetros da costa, foi o primeiro a começar a produzir, no ano passado. Neste mês, está totalmente parado para manutenção e atividades estão previstas para serem retomadas no mês que vem.

Mesmo depois de a OGX anunciar, em 1º de julho, a intenção de cessar a vazão de Tubarão Azul em 2014, a análise das informações técnicas do reservatório pela ANP, formalmente em andamento na agência, ainda geram dúvidas no mercado. Mas, desde a semana passada, fontes da ANP e do governo já dão como certa a devolução do campo até o primeiro semestre do próximo ano.

O volume recuperável de Tubarão Martelo é alvo de controvérsia. Foi estimado pela OGX em 285 milhões de barris no momento da declaração de comercialidade, há mais de um ano. Este é o mesmo volume que consta na última apresentação, em junho, na qual a empresa destacou estar utilizando exclusivamente dados próprios.

A OGX perfurou seis poços produtores e concluiu testes de formação em cinco deles. Os resultados, destacou a empresa no balanço do segundo trimestre, ficou "em linha com nossas expectativas".

Em abril último, ao anunciar a venda de 40% de participação nos blocos BM-C-39 e B-C-40 (onde está localizado o campo) à malaia Petronas, a OGX considerou um volume menor: 212 milhões de barris, atribuindo a estimativa à certificadora DeGolyer and MacNaughton, de acordo com cálculos de fevereiro de 2012.

Nesta semana, Shamsul Azhar Abbas, executivo-chefe da Petronas, condicionou o pagamento dos US$ 850 milhões empenhados na compra, à reestruturação da dívida pela OGX. Em nota, a petroleira de Eike Batista disse entender que "a Petronas não tem direito a adiar o fechamento financeiro da transação" por considerar que as condições do negócio não contemplam a reestruturação de dívida.

"De qualquer forma, no espírito de preservar a boa relação que existe entre as duas companhias, a OGX está empenhada em buscar uma solução que preserve o interesse de ambas as companhias. Até o momento, porém, não existe qualquer definição a esse respeito", disse em comunicado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM).

A OGX tem US$ 3,6 bilhões em dívida emitida no exterior. Os credores externos da OGX esperam que a companhia dê calote no pagamento de cupom do bônus com vencimento em 2022 em outubro, conforme operadores do mercado secundário de dívida.

As possíveis consequências disso vão desde questionamentos jurídicos sobre o pagamento de US$ 449 milhões anunciado em julho a OSX, por cancelamento de um contrato, até tentativas de arresto de ativos.

Em 30 de junho, de acordo com os dados do balanço, a dívida da OGX estava em R$ 10,586 bilhões. A dívida de curto prazo era de R$ 2,237 bilhões, sendo cerca de metade desse valor referente a débitos com fornecedores. A de longo prazo, de R$ 8,349, concentrada em empréstimos e financiamento (R$ 7,9 bilhões).

Fonte: Agência Estado

OGX desiste de nove blocos de petróleo ganhos em maio

Empresa térá que pagar multa de aproximadamente R$ 13 milhões; em fato relevante, companhia diz que "não quer se expor a novos riscos exploratórios"

A OGX Petróleo e Gás Participações declarou na terça-feira (27/08) que desistiu da aquisição de nove blocos de petróleo arrematados em leilão no mês de maio. Os blocos BAR-M-213, BAR-M-251, BAR-M-389, CE-M-663, FZA-M-184, PN-T-113, PN-T-114, PN-T-153 e PN-T-168 foram ganhos pela companhia sem consórcio com outras empresas na 11ª Rodada de Licitações promovida pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).

O anúncio afetou as ações, que às 11h30 caíam 6,17 na bolsa, cotadas a R$ 0,76.

Segundo a empresa, a decisão tem a ver com as diretrizes da diretoria executiva de diminuir a "exposição a novos riscos exploratórios". Em fato relevante, a empresa declara que "não é recomendável, no momento atual, assumir risco exploratório de novas áreas, em relação as quais não tenha logrado formar consórcios com outras empresas, através do que seria possível mitigar o risco exploratório".

Pela desistência, a empresa deverá arcar com o pagamento de uma penalidade no valor estimado de R$ 3,420 milhões. A companhia resolveu prosseguir com o pagamento do bônus de assinatura e da celebração dos contratos de concessão relativos aos Blocos CE-M-603, CE-M-661, POT-M-762 e POT-M-475, ganhos através de consórcios formados com ExxonMobil, TOTAL E&P e Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP).

Leia a íntegra do fato relevante divulgado pela

 OGX

A OGX Petróleo e Gás Participações S.A. (“OGX”) (Bovespa: OGXP3; OTC: OGXPY.PK), comunica ao mercado que tendo em vista o novo plano de negócios da Companhia, resultante da decisão de suspender o desenvolvimento dos campos Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, a Diretoria Executiva da Companhia decidiu reavaliar a estratégia de exposição a novos riscos exploratórios. Nesse processo a Diretoria Executiva concluiu não ser recomendável, no momento atual, assumir risco exploratório de novas áreas, em relação as quais não tenha logrado formar consórcios com outras empresas, através do que seria possível mitigar o risco exploratório.Por essa razão, a Diretoria Executiva da Companhia, em reunião realizada na data de 26 de agosto de 2013, tomou a seguinte decisão em relação aos blocos ganhos pela Companhia na 11ª Rodada de Licitações promovida pela ANP:

a) desistir da aquisição dos Blocos BAR-M-213, BAR-M-251, BAR-M-389, CE-M-663, FZA-M-184, PN-T-113, PN-T-114, PN-T-153 e PN-T-168, ganhos pela Companhia sem consórcio com outras empresas, pelo que deverá arcar com o pagamento de uma penalidade no valor estimado de R$ 3.420.000,00;

b) prosseguir com o pagamento do bônus de assinatura e da celebração dos contratos de concessão relativos aos Blocos CE-M-603, CE-M-661, POT-M-762 e POT-M-475, ganhos pela Companhia através de consórcios formados com ExxonMobil, TOTAL E&P e Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP).

Fonte: Revista Época

Leilão do pré-sal será feito entre petrolíferas de grande porte

Um grupo de grandes petrolíferas atuantes em várias partes do mundo já se articula e faz avaliação da área que será oferecida no primeiro leilão do pré-sal no Brasil em outubro, a de Libra.
Aproximadamente 20 empresas devem participar do leilão que
é o maior já feito no mundo, o número é inferior ao que havia sido previsto anteriormente por causa do porte do projeto e a necessidade de altos investimentos.
No Brasil, de acordo com especialistas, apenas a Queiroz Galvão e a Barra Energia teriam condições de participar, entretanto, com baixa participação nos consórcios, por causa dos investimentos futuros de bilhões de dólares.
O consultor de petróleo e gás Reynaldo Aloy explica que o número de participantes não será maior devido à dimensão do projeto, que tem um bônus de assinatura de R$ 15 bilhões a ser pago. “Os valores envolvidos são elevados, principalmente no desenvolvimento do campo, envolvendo tecnologias complexas para a exploração no pré-sal”, disse.
Ele avalia que empresas grandes do setor, como Exxon, Shell, BP, Total, ConocoPhillips e Statoil vão concorrer. Na América Latina, poucas têm bala na agulha, mas a colombiana Ecopetrol deve participar. Empresas de Austrália, Malásia, Rússia, Japão, Índia e China também estarão presentes.
Petrolíferas chinesas
Os executivos acreditam que as quatro grandes petrolíferas chinesas — Sinopec, Sinochem, CNPC e CNOOC — entrarão de modo agressivo no mercado. Algumas atuam no Brasil, como a Sinopec, que fez parceria com a espanhola Repsol; e a Sinochem tem 40% do campo de Peregrino, na Bacia de Campos.
Na avaliação de Aloísio Araujo, economista e especialista em leilões, as empresas asiáticas estão interessadas no acesso aos insumos, ao contrário das petrolíferas ocidentais, que objetivam o lucro. “As asiáticas querem a garantia do acesso ao petróleo. Por isso, as chinesas não estão preocupadas com os riscos regulatórios, mas é uma preocupação que as outras empresas têm”, destaca ele.
O advogado Fernando Villela, do Siqueira Castro Advogados relata que uma das maiores preocupações das empresas participantes do leilão é quanto à interferência da Petróleo Pré-sal SA (PPSA), estatal que será criada para comandar a exploração e produção entre as empresas. Ele aponta que o problema está em que a PPSA irá participar do consórcio, interferir em sua gestão, mas sem assumir riscos nem gastos, o que faz com que as empresas avaliem com cautela o interesse pela oferta.
Pelo regime de partilha, a Petrobras terá uma participação obrigatória mínima de 30% no consórcio vencedor. Mas poderá entrar em um consórcio no leilão, com uma participação maior.

Fonte: O Globo

Shell amplia projetos em águas profundas

Até o fim do ano serão mais dois campos na costa do Brasil
A petroleira Royal Dutch Shell anunciou a ampliação das atividades em dois projetos de águas profundas na costa do Brasil que podem colaborar para elevar a produção da companhia no país a partir do fim do ano. O desenvolvimento da Fase 2 na região do Parque das Conchas (BC-10), no campo Argonauta (Norte), segue dentro do prazo e deverá entrar em operação ao fim de 2013, com um pico de produção estimado em 35 mil barris de óleo equivalente por dia (boe). A Shell detém participação de 50% no BC-10, onde a Petrobras tem fatia de 35% e a petroleira indiana ONGC, de 15%.
A companhia anunciou ainda a aprovação da chamada Fase 3 de desenvolvimento do Parque das Conchas, que incluirá a instalação de infraestrutura submarina nos campos deMassa e Argonauta (Sul). A Fase 3 do Parque das Conchas (BC-10) poderá atingir um pico estimado em 28 mil barris de óleo equivalente.
"As atividades na costa do Brasil são uma parte fundamental dos planos de expansão da nossa carteira de águas profundas, um componente chave de nossa estratégia global", disse John Hollowell, vice-presidente executivo de Águas Profundas da Shell para as Américas, em nota.
A empresa informou também que decidiu realizar a perfuração de novos poços nos campos de Bijupirá & Salema, onde detém participação de 80% e a Petrobras, de 20%.

Fonte: O Globo

Halliburton inaugura Centro de Tecnologia no Fundão, no Rio

Multinacional do petróleo se instalou no Parque Tecnológico da UFRJ.



Parque reúne 13 grandes empresas e completa 10 anos em 2013.
A Halliburton anunciou na quarta-feira, (12/06), a abertura de seu novo Centro de Tecnologia localizado no Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro, na Ilha do Fundão, no Rio. A multinacional do petróleo escolheu o Parque Tecnológico para facilitar a parceria com universidades brasileiras, principalmente com a UFRJ, e a ligação com clientes que atuam em águas profundas e campos maduros.
"A tecnologia tem desempenhado um papel importante na resolução dos desafios dos nossos clientes, particularmente em águas profundas do Brasil, e também em ambientes de campos maduros. Este centro, perto dos nossos clientes, nos permite acelerar o desenvolvimento de novas tecnologias e possibilita que a Halliburton ofereça mais rapidamente soluções inovadoras para os nossos clientes", disse Tim Probert, presidente de Estratégia e Desenvolvimento Empresarial da Halliburton.
O centro de tecnologia tem 3 andares, num total de 7.062 metros quadrados, laboratórios especializados, uma sala de colaboração, uma área de testes, e salas de conferências e salas de treinamento.
“Para nós é uma grande honra receber no Parque Tecnológico da UFRJ uma empresa com a excelência e capilaridade da Halliburton, que vai se juntar a outras companhias de porte semelhante que escolheram o Rio de Janeiro e o nosso arque para sediar suas atividades de P&D", disse Mauricio Guedes, diretor-executivo do parque, que completa 10 anos em 2013.
O Parque Tecnológico da UFRJ fica no campus da universidade, na Ilha do Fundão, numa área de 350 mil metros quadrados. Segundo Guedes, os investimentos passam de R$ 1 bilhão no período entre 2003 e 2014. No local, estão instalados centros de pesquisa de pelo menos 13 grandes empresas, seis laboratórios da Coppe e 28 empresas, sendo 19 start ups, localizadas na Incubadora Coppe/UFRJ, e nove pequenas e médias empresas. Cerca de 3 mil pesquisadores trabalharão nas empresas que estão sendo instaladas no parque. A incubadora da Coppe, por onde já passaram outras 48 empresas de base tecnológica que já foram graduadas, também faz parte do Parque Tecnológico da UFRJ.

Fonte: G1