OIL & GAS & NAVAL & ENERGY NEWS – Nº 387

I-NOTICIAS
1-PETROBRAS – RESULTADO DO SEMESTRE
PETROBRAS lucrou R$ 17 bilhões até aqui, neste ano, melhor resultado desde 2011.È claro que o resultado espelha uma gestão financeira no caminho certo, aliado com a elevação do preço do petróleo, demonstrando uma tendência forte de recuperação.

A busca da eficiência e da competitividade é o grande ponto focal de uma gestão na busca de resultados sustentados.
PETROBRAS é sinônimo de soberania nacional. Entretanto, há no seu contexto ativos perfeitamente privatizáveis, mas não a empresa. Esta tem sido salvo melhor juízo, a grande confusão que se vê nos debates e na imprensa.

E os resultados de toda uma história de êxitos da PETROBRAS, são fruto de uma equipe técnica de elevado padrão mundial, ativos e aposentados, fato que deve ser de maior conhecimento da nação.

Para que não haja influência político partidária em sua gestão e visando o futuro, creio que uma das soluções é a que a que foi adotada na TOTAL, ou seja, o governo somente nomeia o Presidente do Conselho de Administração. Os demais cargos são de carreira e a entrada por concurso publico.

Fonte: Eng. Ronald Carreteiro/ O Editor

2-Petroleo fechou semana em queda
O petróleo fechou em baixa nesta última semana, em meio ao temor de uma queda da demanda mundial, após o endurecimento do confronto comercial entre Estados Unidos e China.

O barril de Brent do Mar do Norte para entrega em outubro fechou a 73,21 dólares no mercado de Londres, caindo 24 centavos. Em Nova York, o barril de “light sweet crude” (WTI) para setembro perdeu 47 centavos, a 68,49 dólares.
A China disse estar pronta para impor tarifas sobre 60 bilhões de dólares de produtos americanos. A decisão seria uma represália aos planos de Washington de subir até 25% as tarifas de produtos chineses, cuja importação teve um volume de 200 bilhões de dólares. “A China se tornou mais agressiva em suas sanções comerciais aos Estados Unidos, e isso gera temores pela demanda mundial”, disse Gene McGillian, da Tradition Energy.

Além disso, o mercado reagiu diante de relatos de que a China não vai interromper suas importações de petróleo iraniano, como pedido pelos Estados Unidos após deixaram o acordo internacional sobre o programa nuclear de Teerã, disse McGillian.

Fonte: AFP

3-Em junho o Brasil produziu 2,590 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d) e GN teve um aumento de 2,7%
A produção de petróleo e gás do Brasil foi de aproximadamente 3,313 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d) no mês de junho.

Foram produzidos 2,590 milhões de barris de petróleo por dia (bbl/d), uma redução de 0,7% na comparação com o mês anterior e de 3,2%, se comparada com junho de 2017.

Já a produção de gás natural totalizou 115 milhões de m³ por dia, um aumento de 2,7% em comparação ao mês anterior e de 3,4%, se comparada com o mesmo mês de 2017.

A produção do pré-sal em junho totalizou 1,763 milhão de boe/d, uma redução de 4,2% em relação ao mês anterior. O principal motivo da queda foi a parada para manutenção da FPSO Cidade de Paraty, localizado no campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos.

Foram produzidos 1,405 milhão de barris de petróleo por dia e 57 milhões de metros cúbicos diários de gás natural por meio de 89 poços. A produção no pré-sal correspondeu a 53,2% do total produzido no Brasil.

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.

Aproveitamento do gás natural
O aproveitamento de gás natural no Brasil no mês de junho alcançou 96,4% do volume total produzido. Foram disponibilizados ao mercado 63,4 milhões de metros cúbicos por dia.

A queima de gás totalizou 4,2 milhões de metros cúbicos por dia, um aumento de 0,7% se comparada ao mês anterior e redução de 7,9% em relação ao mesmo mês em 2017.

Campos produtores
O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural. Produziu, em média, 835 mil bbl/d de petróleo e 35,7 milhões de m3/d de gás natural.

Os campos marítimos produziram 95,7% do petróleo e 78,8% do gás natural. A produção ocorreu em 7.475 poços, sendo 722 marítimos e 6.753 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 92,9% do petróleo e gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.066. Marlim Sul, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 92.

A FPSO Cidade de Maricá, produzindo no campo de Lula, foi a instalação com maior produção de petróleo. Produziu 148,5 mil bbl/d por meio de 8 poços a ela interligados.

A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, por meio de 40 poços a ela interligados, produziu 8,1 milhões de m3/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Outras informações
Em junho de 2018, 308 áreas concedidas, uma área de cessão onerosa e uma de partilha, operadas por 33 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 77 são marítimas e 233 terrestres. Vale ressaltar que, do total das áreas produtoras, duas encontram-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras 11 são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

O grau API médio foi de 27, sendo 37,9% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 46,8% óleo médio (>=22 API e

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 113,3 mil boe/d, sendo 90,3 mil bbl/d de petróleo e 3,7 milhões de m³/d de gás natural. Desse total, 109,3 mil barris de óleo equivalente por dia foram produzidos pela Petrobras e 4,1 mil boe/d por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 319 boe/d em Alagoas, 1.846 boe/d na Bahia, 44 boe/d no Espírito Santo, 1.649 boe/d no Rio Grande do Norte e 209 boe/d em Sergipe.

Fonte: Redação TN Petróleo/Assessoria ANP

4-PetroNor 2018: tempos melhores pela frente
“– Parece que agora vai…” Foi uma das frases mais repetidas pelos especialistas e empresários reunidos na semana passada em Salvador, com motivo da VII Conferência do Setor de Petróleo do N/NE do Brasil – PetroNor 2018, em referência à revitalização das atividades de exploração e produção na região. Certamente, pelo visto e ouvido no PetroNor, há motivos para acreditar que vêm tempos melhores pela frente.

Em primeiro lugar, o calendário definido e sistemático de rodadas de licitações organizadas pela ANP em áreas exploratórias do N/NE oferece segurança a todos os elos da indústria quanto à manutenção relativamente contínua das atividades na região, evitando aquelas baixas da atividade quando se passavam vários anos sem licitar áreas e as empresas se viam na obrigação de desmobilizar as equipes e os equipamentos de exploração. Em segundo lugar, a recente ativação pela ANP do sistema de Oferta Permanente de áreas de exploração outorga um dinamismo sem precedentes na história petroleira do país, permitindo que exploradores possam procurar hidrocarbonetos em áreas que eles considerarem promissoras, prévia anuência da ANP, multiplicando dessa forma as chances de novas descobertas. E, em terceiro lugar, o programa de desinvestimentos da Petrobras em campos onshore e offshore do N/NE, que já se encontra na fase final de seleção das empresas que irão operar as áreas disponibilizadas, e que deve se traduzir na retomada dos investimentos, e subsequentemente da produção, em campos maduros.

A medida da expectativa de crescimento do setor pode ser tomada pela assistência ao evento, a maior de todas as nove edições realizadas até agora, com mais de 530 participantes oriundos de 13 estados do Brasil e de sete países diferentes (Alemanha, Argentina, Bolívia, Canadá, Colômbia, EUA e Reino Unido), dentre os quais representantes de empresas operadoras, fornecedoras de bens, prestadoras de serviços e entidades setoriais. “– Somos conscientes do enorme potencial do setor de petróleo no N/NE e, por isso, no PetroNor tratamos de selecionar palestras e palestrantes que tragam informação técnica relevante que ajude à tomada de decisão empresarial, bem como oferecer um ambiente adequado para a interação entre operadores, fornecedores, startups, academia e instituições, que depois gere negócios e riqueza para a região”, declara Nicolás Honorato, diretor da Austral e executor do PetroNor.

Além da tradicional conferência e rodada de negócios, que nessa ocasião hospedou mais de 750 conexões entre oito empresas compradoras e 103 fornecedores nacionais, um dos maiores destaques do evento foi a programação da Arena da Inovação, que contou com 35 apresentações em formato de pitch, com temas tão variados como o impacto da Indústria 4.0 no setor, a chegada do Blockchain, ou as soluções tecnológicas e inovadoras desenvolvidas por empresas e startups locais com aplicação direta nas operações de exploração, produção, refino, transporte ou distribuição de hidrocarbonetos e derivados.

“– Há mais de 15 anos que o SEBRAE vem apoiando a inserção de MPEs locais no setor de petróleo e vamos continuar com o empenho porque o setor é um dos principais vetores econômicos da nossa região e as oportunidades são inúmeras”, afirmou Aline Lobo, Gestora do Projeto de Energia do SEBRAE/BA, entidade responsável pela realização do evento.
A maioria das apresentações feitas no evento se encontram disponíveis em www.petronor.net.br.
Em 2019 será a vez do evento irmão no S/SE, o PetroSul, que será realizado de 17 a 19 de julho em Porto Alegre / RS.

Fonte: Redação/Assessoria

5-Sete plataformas que a Petrobras vai contratar até 2022
O FPSO Pioneiro de Libra, afretado com a OOGTK, começou a produzir no último mês no campo de Mero
A instalação de um sistema definitivo para a produção de petróleo e gás em águas ultra profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas é a única novidade nos projetos a serem contratados nos próximos cinco anos pela Petrobras.

Como era previsto, a empresa adiou para 2021 os projetos de Búzios 5 e a primeira unidade de produção do projeto de revitalização do campo de Marlim. A empresa já havia adiado para 2021 os projetos de Libra 1 e. Sépia, contratados com a Modec.

Pela primeira vez em anos a Petrobras tem um planejamento prevendo um ano sem entrada em operação de nenhuma plataforma.

Em 2020, a empresa não colocará nenhum sistema de produção em operação. De 2018 até 2022, serão ao todo 19 novas unidades de produção, sendo 18 no Brasil e uma no campo de Egina, operado pela Total na Nigéria.

Dos 18 FPSOs que entram em operação no Brasil nos próximos cinco anos, oito são unidades próprias e entram em operação entre 2018 e 2019. Está previsto também o FPSO Cidade de Campos dos Goyatacazes, que vai produzir no campo de Tartaruga Verde e foi afretado com a Modec. A unidade, de acordo com a Petrobras, tem 99% de seu cronograma cumprido .

Outros nove FPSOs entram em operação entre 2021 e 2022. Dois deles já estão contratados e outros sete serão licitados.

Veja abaixo um panorama dos projetos que serão contratados pela Petrobras:

Revitalização de Marlim
A empresa vai descomissionar todas as oito plataformas hoje em operação no campo e substituí-las por duas novas plataformas do tipo FPSO. O projeto envolve também o campo de Voador e não tem obrigatoriedade de conteúdo local.

Projeto Integrado do Parque das Baleias
A Petrobras pretende instalar no quatro trimestre de 2021 um novo FPSO na parte Norte do campo de Jubarte, no Parque das Baleias, na área capixaba da Bacia de Campos. A unidade faz parte do Projeto Integrado do Parque das Baleias, que pretende otimizar a malha de drenagem para aumentar o fator de recuperação da província petrolífera.

Mero 2
A Petrobras assinou no último dia 14 contrato com a Modec para o fornecimento do primeiro sistema definitivo para o campo de Mero, antiga área de Libra, primeira da partilha da produção do pré-sal da Bacia de Santos. O FPSO terá capacidade para produzir 180 mil barris por dia de petróleo e terá a maior planta de processamento de gás já instalada no Brasil, com capacidade para 12 milhões de m3/dia de gás natural.
A expectativa é que a contratação da segunda unidade aconteça durante o ano de 2018. A plataforma Mero 2 terá as mesmas características técnicas de Mero 1 e deve entrar em operação em 2022, último ano do plano de negócios da empresa.

Búzios 5

A Petrobras adiou para 12 de janeiro a entrega das propostas na licitação para afretamento do FPSO Búzios 5. O FPSO terá capacidade para produzir 180 mil barris por dia de petróleo e comprimir 6 milhões de m3/dia de gás natural. O primeiro óleo do projeto está previsto para 2021.

Sergipe Águas Profundas
A Petrobras vai instalar um sistema de produção definitivo em águas profundas para produzir na Bacia de Sergipe-Alagoas a partir de 2022. No próximo ano, a empresa vai realizar um Teste de Longa Duração (TLD) na descoberta de Farfan, na área do bloco exploratório SEAL-M-426. O TLD será realizado pelo FPSO BW Cidade de São Vicente, que atualmente está na Bacia de Santos, e vai durar seis meses.

Itapu
Também em 2022, a Petrobras pretende iniciar a produção no sistema definitivo do campo de Itapu, no cluster do pré-sal da Bacia de Santos. O FPSO será instalado em água de 1.970 m e terá capacidade para 180 mil barris por dia. A área de Florim, como era denominado o campo de Itapu antes da declaração de comercialidade, tem óleo de 29º API

Fonte: E&P Brasil/ Felipe Maciel

II – INFORMAÇÕES E COMENTÁRIOS
1-AMBEP participará de plenária nacional de entidades para uma saída para o PPSP-1 da Petros
Na terça (7), a partir das 13 horas, na ABI, a plenária debate soluções para o atual cenário
Diante da confirmação da direção da Petrobrás sobre a criação de um novo plano de contribuição definida (CD) da Petros, fundo de pensão dos funcionários da estatal, em substituição ao PPSP, de benefício definido (BD) e que tem um déficit de quase R$ 28 bilhões a ser equacionado, a Federação Nacional dos Petroleiros (FNP), seus sindicatos e entidades vão realizar uma plenária nacional.

Sob o tema “Uma saída para o PPSP-1 da Petros”, o evento, previsto para acontecer no próximo dia 7, a partir das 13 horas, na Associação Brasileira de imprensa (ABI), no Rio de Janeiro, objetiva debater soluções para o atual cenário.
Para participar da plenária nacional “Uma saída para o PPSP-1 da Petros” não há necessidade de fazer inscrição.

Apenas as pessoas que vão vir de outros estados e suas entidades enviarão uma lista com os nomes dos participantes para a FNP, antecipadamente, a fim de garantir vaga. Os demais serão por ordem de chegada no local do evento.

Plenária nacional: uma saída para o PPSP-1 da Petros

Por Paulo Teixeira Brandão – Pessoal, vamos precisar debater nas próximas semanas propostas que possam ser consideradas consistentes para enfrentarmos os efeitos da recente agressão ao modelo mutualista do PPSP com a implantação do PPSP R (dos repactuantes) e do PPSP NR (dos não repactuantes).

Isso porque é necessário encontrar outra alternativa se as ações jurídicas até agora impetradas e as que poderão ser impetradas não conseguirem reverter essa aberração produzida pelo patronal. A medida criou dois grupos de mutualistas, ambos com problemas porque, na composição de ambos, há o Pré-70 cuja dita garantia apregoada é insegura visto que o patrimônio destinado a esta garantia tem valor e composição discutíveis. E o mais grave é que essa garantia do patronal termina com o prometido aporte em 2028, quando o “PED” – o equacionamento assassino” – terminaria em 2036 se todos estivessem pagando, o que não ocorrerá.

Logo, ao final de 2018 e início de 2019 deverá acontecer um novo ajuste no PED, porque deverão coexistir dois PEDs, para os Planos R e NR, se até lá eles ainda existirem. Digo isso porque a própria Petrobras apregoa no seu Portal a intenção de apresentar, para migração dos participantes e assistidos do PPSP R e do PPSP NR, um Novo Plano de Contribuição Definida cujas características principais são: a retirada da responsabilidade das patrocinadoras, a inevitável redução dos benefícios oferecidos e dos em manutenção, a desistência das ações judiciais existentes cujo objetivo é a garantia de um direito adquirido ou acumulado e a renúncia a toda e qualquer reinvindicação de direitos por via judicial.

Podem os do patronal aguardar outubro, ou o resultado do segundo turno das eleições, para tentar implantar a sua (deles) alternativa que certamente não será boa para a categoria.

Então, sugerimos a realização, com brevidade, de debates pragmáticos através dos quais a categoria possa encontrar uma solução diferente da apregoada, visando eliminar a cisão com o renascimento de um Novo PPSP de Benefício Definido, ainda que de menor porte com benefícios reajustados, mas com as características do atual, com a condição das patrocinadoras cumprirem com suas obrigações contratadas, como os participantes e assistidos o fazem desde a criação da Fundação Petrobras de Seguridade Social – Petros.

Para os debates, a APAPE está providenciando espaço adequado e datas a serem informados com a devida antecedência. Paralelamente, a FNP já anunciou realização do primeiro Seminário com o mesmo objetivo. Os debates visarão a interação com o maior número possível de participantes e assistidos para que possamos encontrar um Novo Modelo para o PPSP reunindo os recém-criados PPSP dos Repactuantes e PPSP dos Não Repactuantes.

Essa criação é necessária porque o Plano de Equacionamento de Déficit, implantado de forma equivocada e inviável de ser cumprido, não elimina a possibilidade de novos equacionamentos ao final de 2018, porque ambos os novos Planos já demonstram déficit técnico.

A alternativa a ser criada terá que considerar o “como” poderemos ajustar os parâmetros do Novo PPSP na condição BD menor e rever a forma de revisão anual dos benefícios em manutenção e a complementação do benefício oficial, cujo valor não consegue proporcionar uma aposentadoria digna para o trabalhador. Estas são as diferenças fundamentais entre os dois PPSP s R e NR.

A UNIÃO para enfrentarmos esta luta é fundamental.

* Paulo Teixeira Brandão é diretor da APAPE e da AEPET, além de Conselheiro Fiscal da Petros

Fonte: SOS Petros

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