Petrobras anuncia maior descoberta no pré-sal de Campos

MADRI/RIO DE JANEIRO (Reuters) - O consórcio formado pela Repsol, Sinopec, Petrobras e Statoil anunciou na terça-feira que fez a maior descoberta no pré-sal em um poço da bacia de Campos, a 190 quilômetros da costa do Estado do Rio de Janeiro, com petróleo de boa qualidade.

"Esta descoberta é a principal realizada no pré-sal da Bacia de Campos", afirmou a Petrobras em nota.

O volume descoberto, entretanto, não foi informado pelo consórcio.

 

Até o momento, o chamado Parque das Baleias é o maior reservatório do pré-sal da bacia de Campos, com estimativa de reservas de 3,5 bilhões de barris de petróleo equivalente após a abertura de seis poços, segundo a Petrobras.

Com os primeiros dois poços, as estimativas do Parque das baleias eram de 1,5 a 2 bilhões de boe.

A descoberta da Repsol Sinopec ocorreu no poço exploratório Gávea (1-REPF-11A-RJS), do bloco BM-C-33.

A Repsol Sinopec --uma joint-venture do grupo espanhol Repsol com a petrolífera chinesa Sinopec feita em dezembro de 2010-- é operadora da área, com 35 por cento de participação. A norueguesa Statoil tem outros 35 por cento e a Petrobras tem os 30 por cento restantes.

O poço está sendo perfurado pela sonda Stena DrillMax em lâmina d'água de 2.708 metros, atingindo a profundidade final de 6.851 metros.

A Repsol Sinopec já havia informado em março e em abril a existência de hidrocarbonetos à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

"O consórcio está analisando os resultados obtidos no poço, antes de continuar com o processo de exploração e avaliação da área", informou a Petrobras em nota nesta terça-feira.

A Repsol Sinopec é a companhia estrangeira líder em direitos de exploração nas Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, segundo a Petrobras, participando em 16 blocos, dos quais é operadora em seis.

(Por Robert Hetz, com reportagem adicional de Denise Luna, no Rio de Janeiro)

Somos a única empresa latino-americana entre as 100 mais respeitadas do mundo

Somos a única empresa latino-americana incluída no ranking das 100 corporações globais de melhor reputação, segundo pesquisa divulgada nesta quinta-feira (9/6) pelo Reputation Institute, instituto privado de assessoria e pesquisa com sede em Nova York e escritórios em dez países. 

As 100 empresas que constam do ranking foram avaliadas por meio de pesquisa realizada em abril com um público de 47 mil pessoas de 15 países: Canadá, Estados Unidos, Brasil, México, Alemanha, Espanha, França, Itália, Reino Unido, Rússia, Austrália, China, Coréia do Sul, Índia e Japão. O ranking é liderado por empresas de tecnologia e entretenimento: Google, Apple e Disney. Única companhia de energia a aparecer na lista, ocupamos a 93ª posição.

O instituto norte-americano realiza, desde 2006, pesquisas globais que mensuram a reputação de centenas das maiores empresas do mundo a partir do modelo RepTrak, que avalia a percepção das pessoas sobre a empresa a partir das dimensões: Produtos e Serviços, Inovação, Ambiente de Trabalho, Governança, Cidadania, Liderança e Desempenho Financeiro.

Nos últimos cinco anos, as empresas de melhor reputação em cada país eram escolhidas pela população de mesma nacionalidade. Em 2011, a pesquisa internacional passou a avaliar as empresas tanto em seu país de origem quanto em alguns dos principais mercados em que atuam. Um dos pré-requisitos, portanto, é que as organizações pesquisadas fossem reconhecidas em diversos países, de forma a obter índices comparáveis e que apresentem um panorama das empresas que de fato inspiram mais confiança, são respeitadas e admiradas em todo o universo pesquisado.

De acordo com o Reputation Institute, apenas as empresas com reputação acima da média em seus países de origem e com reconhecimento nos 15 países escolhidos foram avaliadas. Apenas 3% dessas empresas são originais da América Latina e/ou África; 40% são da Europa, 37% dos Estados Unidos e 20% da Ásia.

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