Produção total da Petrobras cresce 0,8% em maio

A produção média de petróleo e gás natural da Petrobras, no Brasil e no exterior, foi de 2,586 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) em maio. Esse resultado é 0,8% maior do que o volume total extraído em abril. Comparado com o mesmo período de 2010, houve redução de 0,50%.

No Brasil, a produção de petróleo e gás da companhia foi de 2,361 milhões boed/dia em maio, aumento de 0,6% sobre os 2,345 milhões barris produzidos em abril e de 0,4% na comparação com o mesmo mês de 2010. 

A produção exclusiva de petróleo dos campos nacionais atingiu a média diária de 2,003 milhões de barris, mesmo nível de abril. A estabilidade, de acordo com a estatal, reflete as paradas programadas na Bacia de Campos. "Contudo, a entrada em produção de novos poços nas plataformas P-57, Jubarte; P-19, Marlim; P-48, Barracuda; e P-40, Marlim Sul, compensaram a redução temporária da produção das plataformas que estiveram em manutenção", diz comunicado.

No caso do gás, a produção nacional em maio foi de 56,9 milhões de metros cúbicos por dia, um incremento de 7,8% em relação ao mesmo mês de 2010 e de 4,5% em relação a abril de 2011.

Já o volume de petróleo e gás natural dos campos situados nos países onde a Petrobras atua no exterior chegou a 225,23 mil boed em maio, 2,5% superior ao registrado em abril de 2011, "devido ao ganho na eficiência operacional no campo de Akpo, na Nigéria e uma maior demanda brasileira pelo gás boliviano", diz nota.

Em relação ao mesmo mês do ano anterior, o resultado caiu 8,9%, "devido a questões operacionais na plataforma que opera no campo de Akpo e ao início do pagamento de imposto em petróleo no campo de Agbami, também na Nigéria", explica a companhia.

A produção de gás natural no exterior foi de 15,898 milhões de metros cúbicos, indicando redução de 2% em relação à maio de 2010. Na comparação com abril de 2011 houve um aumento de 4,2%.

(Redação – www.ultimoinstante.com.br)

Notícias de novas descobertas da Petrobras é avaliada como positiva pela Ativa

Na semana passada, a Petrobras divulgou duas notícias sobre descobertas no Brasil e no Golfo do México, a qual refere-se a Bacia do Espírito Santo em bloco em que a estatal é operadora (65%) em consórcio com a Shell Brasil e a Impex.

Segundo a visão da Ativa Corretora, as notícias são consideradas positivas, sendo a da descoberta no Golfo do México a mais importante, pois representa uma nova marca para a região.Além disso, considerando os 25% de participação da Petrobras somente nos 700 milhões de boe divulgados pela empresa, haverá um incremento de 25% nas reservas internacionais e 4% nas reservas totais.O management da empresa afirmou que não há como confirmar qual a participação efetiva da Petrobras na descoberta na medida em que a avaliação do potencial efetivo dos blocos exploratório ainda depende de novas perfurações exploratórias. Acreditamos que notícias da área de E&P podem trazer uma percepção melhor para o case Petrobras. Mantemos recomendação Neutra, orienta a Ativa em seu relatório.

Nova descoberta na Bacia do Espírito Santo

A comprovação da descoberta foi por meio de perfilagem (registros de características de uma formação) e amostragem de fluido (líquidos e gases) em teste a cabo, nos reservatórios localizados em profundidade de cerca de 4.200 metros.

Somos a operadora do consórcio para exploração do bloco BM-ES-23 (65%), formado ainda pelas empresas Shell Brasil Petróleo Ltda  (20%) e Inpex Petróleo Santos Ltda (15%).

O consórcio dará continuidade às atividades na área de concessão, onde estão em fase de perfuração outros dois poços, referentes ao Programa Exploratório Mínimo. Após a conclusão deste programa, o consórcio possivelmente levará à ANP uma proposta de Plano de Avaliação com a finalidade de delimitar a acumulação descoberta.

fonte: (Redação - www.ultimoinstante.com.br)

Sorgo sacarino é alternativa para a produção de etanol

O alto preço atingido pelo etanol durante a entressafra da cana não é o único motivo de dor de cabeça para as usinas do setor nesse período. Outra preocupação é o prejuízo ocasionado pela imobilização de maquinário e mão de obra durante os meses em que não se produz a matéria-prima do biocombustível. Uma alternativa para a resolução dessas duas questões foi recentemente apresentada na Usina Cerradinho: o sorgo sacarino, uma variedade da planta utilizada na alimentação animal que tem capacidade de gerar açúcar fermentável para a produção de álcool e biomassa para energia elétrica.

A Cerradinho, de Catanduva (SP), cultivou 1,2 mil hectares com a novidade e produziu 1,4 milhão de litros de etanol no final de março. O negócio faz parte do projeto desenvolvido pela Monsanto/CanaVialis, que desde 2004 trabalha em pesquisas sobre o híbrido de sorgo sacarino. No momento, a empresa está testando suas sementes em mais 11 usinas, que juntas mantêm 3,1 mil hectares de plantio. A expectativa da Monsanto é atingir cerca de 35 mil hectares em 2012.

“É importante salientar que de maneira nenhuma o sorgo sacarino veio para substituir a cana, que é, de longe, a melhor espécie para produção de etanol. Nosso objetivo é garantir que as usinas tenham um ganho de 30 a 60 dias na produção do biocombustível”, garante Urubatan Klink, líder das pesquisas com sorgo da Monsanto. Isso acontece porque o sorgo tem um ciclo de 120 dias, podendo ser plantando entre novembro e outubro, início da entressafra de cana-de-açúcar, e colhido entre fevereiro e março. Especialistas indicam seu plantio em áreas de reforma da cana, justamente porque a capacidade de produção de etanol a partir do sorgo sacarino é inferior.

A Embrapa Milho e Sorgo, de Minas Gerais, trabalha com variedades do grão desde a década de 1980. Atualmente, mantém no mercado duas cultivares do sorgo sacarino, cujos testes em laboratório mostraram que é possível chegar a aproximadamente 4 mil litros de etanol por hectare. “O desafio agora é em relação às sementes, já que não existem máquinas capazes de colher em uma planta com três metros de altura, fazendo com que seja necessária a colheita manual. Vamos trabalhar na busca por melhores híbridos”, explicou Robert Schaffert, pesquisador da Embrapa. A entidade retomou o programa de melhoramento genético do sorgo sacarino e 25 variedades estão sendo avaliadas em todas as regiões brasileiras. A expectativa é que num prazo de dois ou três anos novos materiais estejam disponíveis no mercado.

Primeira Safra de Gergelim em Goiás: Produtividade e Potencial para Biocombustí

Na região centro-norte de Goiás, o assentamento da reforma agrária Nova Aurora, em Santa Isabel, comemora os resultados positivos da primeira safra de gergelim. Com 1.500 hectares destinados à agricultura, 210 hectares são dedicados à produção de soja e 41 hectares ao cultivo de gergelim. A produtividade surpreendeu, alcançando de 40 a 50 sacas por hectare, trazendo otimismo para os agricultores locais.

Gergelim: Versatilidade na Alimentação e Produção de Biocombustíveis

O gergelim, conhecido por seu alto valor nutricional e usos diversificados, ganha destaque não apenas na alimentação humana, mas também como uma promissora matéria-prima para a produção de biocombustíveis. O grão é rico em óleos e proteínas, tornando-se uma opção atrativa tanto para a indústria alimentícia quanto para a energética.

Comercialização e Técnicas de Cultivo

Os produtores do assentamento Nova Aurora vendem o quilo do gergelim por R$ 2,50. A colheita ainda é realizada de forma tradicional, com corte manual utilizando cutelos, pequenas foices. Este método, apesar de mais laborioso, garante a qualidade dos grãos e permite um manejo mais cuidadoso da planta.

Desafios e Oportunidades para o Futuro

Apesar dos bons resultados, os agricultores enfrentam desafios na modernização das técnicas de cultivo e colheita. A introdução de tecnologias agrícolas mais avançadas pode aumentar ainda mais a produtividade e reduzir os custos de produção. Além disso, a demanda crescente por biocombustíveis abre novas oportunidades de mercado para o gergelim, incentivando investimentos em pesquisa e desenvolvimento para otimizar a produção.

Vídeo: Acompanhe Mais Detalhes

Para saber mais sobre a produção de gergelim e outras iniciativas agrícolas no Brasil, assista ao vídeo no Globoplay clicando aqui.

Petrobras Registra Queda no Primeiro Trimestre: Importações e Custos Elevados Impactam Resultado

A Petrobras enfrentou um desafio significativo no primeiro trimestre deste ano, com a área de Abastecimento registrando um prejuízo de R$ 95 milhões. Essa queda é notável quando comparada aos R$ 1,1 bilhão do mesmo período de 2010. Os principais fatores apontados para esse desempenho foram os altos custos de importação de petróleo e derivados, especialmente diesel, para atender ao aumento da demanda interna.

Impacto das Importações e Custos Operacionais

No Relatório da Administração, a Petrobras destacou que os maiores custos com aquisição e transferência de petróleo, além da importação de derivados, foram os principais responsáveis pelo prejuízo. As importações de petróleo e derivados aumentaram 10% em comparação ao ano anterior, enquanto as exportações caíram 14%. Dessa forma, a balança de petróleo e derivados passou de uma exportação líquida de 126 mil barris por dia (b/d) no primeiro trimestre de 2010 para uma importação líquida de 38 mil b/d no mesmo período de 2011.

Outro fator que contribuiu para as perdas no segmento downstream foi o aumento de 16% no custo de refino, passando de R$ 6,52 para R$ 7,57 por barril. Esse aumento deveu-se a maiores gastos com pessoal, materiais, serviços de terceiros e paradas programadas.

Fatores Atenuantes e Produção de Derivados

Apesar das perdas, a Petrobras conseguiu compensar parcialmente o impacto negativo com o crescimento do volume de derivados vendidos, os maiores preços das exportações e, no mercado interno, pelos derivados diretamente indexados aos preços internacionais, como o QAV. Além disso, os ganhos com participações investidas no setor petroquímico, que totalizaram R$ 328 milhões, também ajudaram a atenuar os resultados.

O trimestre foi encerrado com uma produção média de derivados de 1,877 milhão de barris por dia (b/d), representando um aumento de 6% em relação ao 1,765 milhão de b/d produzidos no mesmo período do ano anterior.

Diferença entre Downstream, Midstream e Upstream

Na indústria do petróleo e gás, as atividades são geralmente classificadas em três segmentos: upstream, midstream e downstream. O segmento upstream refere-se à exploração e produção de petróleo e gás. É nesta fase que ocorre a perfuração de poços para extração dos recursos do subsolo.

O segmento midstream abrange o transporte, armazenamento e comercialização de petróleo e gás natural. Já o segmento downstream é responsável pelo refino do petróleo bruto e pela distribuição e comercialização dos produtos refinados, como gasolina, diesel, querosene, entre outros. A área de Abastecimento da Petrobras, que sofreu as perdas mencionadas, faz parte do segmento downstream.

Fonte: Energia Hoje

Descubra Petróleo no Seu Quintal: A Incrível História de um Aposentado e o Que a Lei Diz Sobre Isso

Inesperada Descoberta de Petróleo em Caruara

Em uma história digna de um filme de Hollywood, Carlos Galdino Prates, um caminhoneiro aposentado de 67 anos, fez uma descoberta que mudou sua vida. Cuidando de sua chácara em Caruara, na área continental de Santos, ele encontrou petróleo brotando do solo enquanto carpia o terreno. Comprado há cinco anos em busca de sossego, o sítio de Prates logo se tornou o centro das atenções quando um líquido escuro começou a surgir da terra.

Preocupado com o mangue que fica atrás de sua propriedade, Prates tentou conter o óleo com folhas secas. A surpresa aumentou ao descobrir mais dois pontos de vazamento próximos à sua casa. "Eu comprei esse lugar para passar dias de lazer com a família. Jamais imaginei um negócio desses", disse Prates, ainda incrédulo com a situação.

Coleta e Análise do Petróleo

Funcionários da Petrobras visitaram a propriedade de Prates duas vezes para coletar amostras do líquido, enviando dois litros para análise em Brasília. A confirmação preliminar indicava que se tratava de petróleo, embora não estivesse vazando de nenhum duto da Petrobras. "Eles disseram que é óleo mesmo, mas que não está vazando de nenhum duto da Petrobras. Eles falaram ainda que, caso seja confirmado se tratar de petróleo, eu posso ficar rico", brincou Prates.

Apesar da perspectiva de lucro, Prates afirmou que está satisfeito com sua vida atual. "Não preciso de mais nada na minha vida. Tenho minha aposentadoria, minha chácara, minha mulher e meus três filhos e netos, que têm muito carinho por mim", disse ele. Se confirmado o achado, a chácara de 12 mil metros quadrados seria interditada e Prates passaria a receber uma indenização mensal e participação sobre o petróleo produzido pelos três poços.

Ibama Autoriza Petrobras a Iniciar Teste de Longa Duração no Campo de Lula, no Pré-Sal da Bacia de Santos

O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) concedeu à Petrobras a autorização para iniciar o teste de longa duração (TLD) na área de Tupi, no Campo de Lula, localizado no pré-sal dos blocos da Bacia de Santos. Este marco representa um avanço significativo para a produção de petróleo na região.

Anteriormente, a produção no Campo de Lula estava sendo conduzida através de um projeto piloto. Com a nova autorização do Ibama, a Petrobras está liberada para começar a produção utilizando a plataforma Fpso Cidade de São Vicente, um navio-plataforma que possui a capacidade de produzir, estocar e escoar petróleo e gás. Este TLD será crucial para a continuidade da avaliação dos reservatórios do pré-sal.

O Campo de Lula, descoberto em 2006, permaneceu em fase de teste até o final do ano passado. O TLD está previsto para começar no próximo mês e deve atingir uma produção de aproximadamente 100 mil barris por dia de petróleo leve, considerado de alta qualidade e valor comercial.

Este volume de produção representa cerca de 5% de toda a produção atual da Petrobras, que é de aproximadamente 2 milhões de barris por dia. O Campo de Lula é o maior campo de petróleo já descoberto no Brasil, com reservas estimadas em cerca de 6,5 bilhões de barris de petróleo.

A produção do TLD pela plataforma Fpso Cidade de São Vicente será fundamental para a Petrobras continuar a avaliação dos reservatórios do pré-sal e otimizar a exploração do Campo de Lula, contribuindo significativamente para a autossuficiência energética do Brasil e para o fortalecimento da indústria petrolífera nacional.

Fonte: Agência Brasil