BP Oman expects Khazzan gas production to start in late 2017

BP Oman said Phase 1 of its massive Khazzan natural gas project in the desert 350 km south of Muscat is 80% complete and on track to start gas deliveries in late 2017. The tight gas project began in 2014 and is expected to eventually contribute about 33% of Oman’s gas supply.

Most of the infrastructure already is in place, including roads, power lines, and a 60-km water pipeline from Hanya. Equipment installation is under way for a two-train central gas processing plant.

The water treatment plant, waste management area, and electricity substation also have been completed along with accommodation units for the construction workforce of as many as 12,000.

The Khazzan drilling program is on track with 38 of the 50 wells needed by first gas already drilled. More than 300 wells eventually will be drilled.

BP Oman operates Block 61 with about 60% interest. Oman Oil Co. Exploration & Production holds the remaining interest. Khazzan’s Phase 1 is expected to produce 1 bcfd. The combined plateau production from Phases 1 and 2 is expected to be 1.5 bcfd.

Fonte: http://www.ogj.com/

Aker BP’s Ivar Aasen field gets nod for December startup

The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) authorized the production startup on Ivar Aasen field in the North Sea. Aker BP AS, the operator, has scheduled the field in 360 ft of water to come on stream during December.

Oil and gas from Ivar Aasen will be processed using Edvard Grieg field equipment.

NPD said investment costs for the development are $3.2 billion.

Det norske ASA was operator of Ivan Aasen until the company merged with BP earlier this year, becoming Aker BP (OGJ Online, June 10, 2016).

Fonte: http://www.ogj.com/

New Zealand refiner commits to efficiency upgrades, emissions cuts

New Zealand Refining Co. Ltd. (Refining NZ), the country’s sole refiner, has entered an agreement with New Zealand’s Energy Efficiency and Conservation Authority (EECA) to further reduce the carbon footprint of its 107,000-b/d Marsden Point refinery at Northland, 160 km north of Auckland.

As part of a commitment signed in mid-October with EECA to make a meaningful contribution to New Zealand’s climate change obligations, Refining NZ will carry out a 3-year energy management program in which it will execute a series of projects designed to increase energy efficiency as well as reduce emissions of carbon dioxide at the Marsden Point refinery, EECA said.

The agreement follows the operator’s recent commissioning of its $365-million (NZ) Te Mahi Hou (TMH) expansion project, which included installation of a continuous catalyst regeneration (CCR) unit to enable the refinery to process increased volumes of a wider range of crudes more effectively and efficiently (OGJ Online, Mar. 10, 2016).

Alongside increasing the refinery’s production volumes and improving overall profitability, TMH focused on improving environmental performance of the manufacturing site.

Extensive work to improve operating efficiencies of processing units completed during TMH already has reduced the refinery’s CO₂emissions by about 120,000 tonnes/year, said Sjoerd Post, Refining NZ’s chief executive.

“Having completed TMH, the door is open for microenergy projects—all part of our strategy of pursuing small, quick pay-back investments that lift our energy profile and grow revenue while improving our environmental footprint,” Post said, adding that he sees great potential to further slash energy use at the site by optimizing refinery pumps, fans, and process heating systems.

While Post did not elaborate on the scope of projects to be executed under the energy management program, he did say the company expects to save at least 10 Gw-hr/year, or the equivalent energy use of 1,100 households and 2,300 tpy of CO₂.

The Marsden Point refinery is one of New Zealand’s largest users of electricity and process heat (steam, hot water, and direct-heat systems), EECA said.

Operations update

Despite lower crude prices and sustained gasoline demand in the US, China, and India offering relatively stable support to global refining margins, expectations of an extended period of near-term pressure resulting from product overhang has led Refining NZ to revise its capital spending program to refocus on small to medium-sized investments aimed at maintaining safe operation of the refinery and increasing its ability to complete with imported fuel products, the company said in a series of August-September reports to investors.

In line with the company’s previous strategy of maximizing plant reliability and executing growth projects with attractive payback periods, Refining NZ said it continues to progress on a series of initiatives to grow revenue and contribute to the ongoing competitiveness of its business, including:

• Doubling the refinery’s intake of natural gas by early 2017 to enable increased, cleaner crude processing activities. Following availability of new transmission capacity in 2017, the refinery will increase its natural gas intake to more than 5 petajoules/year vs. its current intake of 2-2.5 petajoules/year, according to Refining NZ’s 2015 annual report.

• Bringing bigger cargoes of crude oil to Marsden Point so that up to half of the refinery’s delivered crude shipments (about 20 million bbl/year) arrive on ships carrying 1 million bbl at a time vs. current ship deliveries of 500,000-700,000 bbl), which would reduce refinery ship traffic as well as improve freight economics.

• Increasing capacity on the Refinery-Auckland pipeline (RAP) by about 15% via a three-phased project to ensure the refinery continues to meet product demand for Auckland’s growing population. (During 2015, product throughputs along RAP—which runs underground from the refinery to a terminal at Wiri in South Auckland—stood at about 18.5 million bbl total.)

As of late September, Refining NZ’s investment in small, high-payback growth projects amounted to $4 million (NZ), which includes investment in Phase 1 of the RAP capacity expansion.

Further details regarding the proposed RAP capacity expansion, however, were not disclosed.

By yearend, the company said that, alongside ongoing implementation and unit optimization of TMH, it plans to complete deconstruction of the refinery’s decommissioned semiregenerative catalytic platformer, which was taken out of service last year following startup of TMH’s CCR unit.

Fonte: http://www.ogj.com/

Statoil cancels rig contract for the Stena Don

Statoil ASA has cancelled a contract with Stena Drilling Ltd. for the Stena Don semisubmersible. The cancellation will take effect after plugging activity on Troll field has been completed in November.

The original contract termination date was Feb. 7, 2017. The rig has been on contract to Statoil since Feb. 7, 2014, performing operations for the Troll and Fram licenses.

Statoil said the Stena Don had been committed to the Fram license, but there is not a work program there and Statoil does not have any other activities where the rig could be used (OGJ Online, May 23, 2016).

Fonte: http://www.ogj.com/

American Midstream, JP Energy to merge, form $2-billion MLP

American Midstream Partners LP has agreed to acquire 100% of JP Energy Partners LP in a unit-for-unit merger, creating a $2-billion midstream master limited partnership (MLP) with primary operations in the Permian, Eagle Ford, Bakken, and Gulf of Mexico.

The combined MLP will own and operate more than 3,100 miles of gathering and transportation pipeline; 2.5 bcfd of transportation capacity; six processing plants with 400 MMcfd of processing capacity; three fractionation facilities with 20,000 b/d of capacity; 13.9% interest in the Delta House offshore floating production facility in the deepwater gulf (OGJ Online, Jan. 4, 2016); six million bbl of above-ground liquids storage capacity; and the third-largest wholesale propane business in the US, the firms say.

Benefits of the deal, they say, include the ability to leverage combined positions with crude oil, liquids logistics, and terminals, particularly in the Permian; increase platform for potential third-party acquisitions due to expanded operations and scale, potential for dropdowns and partnership opportunities with ArcLight Capital Partners LLC, the sponsor of both firms, and growth capital availability; and create a path to pro forma liquidity of more than $250 million.

The deal is expected to close in late 2016 or early 2017. The combined partnership will be headquartered in Houston, with Lynn L. Bourdon III, currently chairman, president, and chief executive officer of American Midstream, serving as chairman and chief executive officer of the new MLP; and Eric T. Kalamaras, currently chief financial officer of American Midstream, retaining the same role for the new entity.

JP Energy public unitholders will receive $8.63/common unit based on American Midstream’s closing unit price as of Oct. 21, representing a 14.5% premium to the closing price of JP Energy’s common units of $7.54 on Oct. 21.

In conjunction with the deal, ArcLight will combine the general partners of the two firms.

Earlier this year, American Midstream agreed to acquire 66.7% interest in the Okeanos pipeline, a 100-mile gas gathering system in the gulf, from an affiliate of the partnership’s general partner. Okeanos has total capacity of 1 bcfd and connects two platforms and one lateral, terminating at the Destin Main Pass 260 platform in the Mississippi Canyon area.

Fonte: http://www.ogj.com/

PDVSA likely to be at center of any Venezuelan changes, speakers say

Venezuela’s national oil company likely will be a significant force if reforms are launched successfully to repair the badly damaged national economy and living conditions, speakers at an Oct. 18 Brookings Institution discussion generally agreed. But some also questioned whether Petroleos de Venezuela SA (PDVSA) itself has been damaged so badly by years of neglected operations that foreign partners will demand significantly improved working terms before signing new agreements.

“Venezuela can’t recover oil production without finding ways to produce with PDVSA because it’s so corrupt,” said Ricardo Hausmann, who was the Inter-American Development Bank’s first chief economist from 1994 through 2000 and now directs Harvard University’s Center for International Development. “You can’t expect ConocoPhillips, ExxonMobil, and Chevron to come back if they’re going to be expected to work through PDVSA.”

Miguel Angel Santos, a senior research fellow at the same Harvard University center who previously spent more than 10 years doing corporate finance and business development in Latin America, said, “This is not a crisis Venezuela will get out of by simply changing some Excel files.” Either a very strong authoritarian government or a reform regime with authority from a legitimate election will be necessary to implement the necessary reforms, he suggested.

The political landscape will be important, another speaker conceded. “But Venezuela is not going to export its way out of this crisis,” said Luisa Palacios, who heads the Latin America department at Medley Global Advisors in New York and previously worked for several international banks. She noted “300,000 b/d of production declines affect exports. The rig count is at about 2012 levels. The oil industry will be at the heart of what Venezuela will do, but it will require a rebalancing of PDVSA and the private sector’s relationship.”

Higher crude oil prices will be necessary, but they will not be enough to help Venezuela recover from its present overall turmoil, she continued. “It will need to make reforms similar to what Brazil made with [national oil company Petroleos Brasilero SA]. Fortunately, its reserves are mostly onshore so that will be relatively easier,” Palacios said. “It faces a big problem in having to import diluent to increase that production because the oil is so heavy. It will take 12-18 months to turn things around at PDVSA.

‘A complete change’

“There will have to be a complete change in the private sector’s relationship with PDVSA,” she maintained. “Selling its stakes in joint ventures won’t be enough. The political landscape will need to be changed.”

A fourth speaker, Francisco Rodriguez, chief economist at Torino Capital LLC who previously headed the Andean research term at Bank of America-Merrill Lynch where he was a director and senior economist for 5 years, said, “It’s possible that many of these agreements would need to be approved by the national assembly, which would raise real questions for foreign investors.”

That national assembly, which is controlled by opponents of the current national government, passed a resolution in a Sept. 23 emergency session declaring that Venezuela has gone through a coup d’etat under the governments of Hugo Chavez and his successor, Nicolas Maduro, and its constitutional order has broken down. It also called for new Supreme Court judges and members of the National Elections Council to be named days after the NEC suspended a recall of Maduro because of alleged petition signature irregularities.

Pressure for a new government could grow because conditions are so bad, some speakers said. Such transitions have led to authoritarian regimes in the past elsewhere in Latin America, they indicated. “I think international markets are closed to Venezuela because nobody in his right mind would invest in a country that is being run so badly,” Rodriguez said.

Hausmann said, “Venezuelans are going hungry now, and they’re going to remember how it felt. I don’t know how people feel about Chavez and his political legacy, but I believe they won’t want to follow the policies that led to this place. This could turn out to be a teaching moment for the people in Venezuela.”

Santos, who recently traveled around Venezuela speaking with political leaders and assembly members, said, “There are words like privatization and lifting price controls being spoken now that would have been used 5 years ago. People in the slums who were political orphans before understand what price controls can mean now. They just want to know what their roles in the process will be. They’ve just gone through some very rough times, but they’re concerned the reforms could be even rougher.”

Fonte: http://www.ogj.com/

API: US petroleum demand rose in September vs. year ago

According to data from the American Petroleum Institute, total US petroleum deliveries, a measure of petroleum demand, rose 1% in September from the same period last year, but were down 2.6% from August to average 19.6 million b/d. September deliveries were the highest deliveries for the month in 9 years.

For the third quarter, total petroleum deliveries decreased 0.1% from the same period last year. For year-to-date, total domestic petroleum deliveries remained flat compared with the same period last year, averaging 19.57 million b/d.

Gasoline deliveries in September were up from the prior year, the prior year’s third quarter, and the prior year-to-date, but were down from the prior month. Total motor gasoline deliveries, a measure of consumer gasoline demand, moved up 1.1% from September 2015 to nearly 9.4 million b/d, the highest September deliveries on record.

“Even as the official driving season ended on Labor Day, gasoline deliveries for the month of September were the highest on record,” said Erica Bowman, API chief economist. “It means the economy is moving in the right direction with more Americans working, driving, and shopping.”

US crude oil production declined 8.9% from year-ago levels. However, at an average of 8.6 million b/d, domestic crude production in September increased 0.8% from August, the first month-over-month increase in 6 months.

Compared with year-to-date 2015, domestic crude production declined 6.1%, averaging 8.87 million b/d. Compared with third-quarter 2015, crude production decreased 8.5% for third-quarter 2016. September crude production was the third highest level for the month and the second highest year-to-date level in 31 years.

US total petroleum imports in September averaged just fewer than 10 million b/d, down 7.1% from the prior month, but up 6.4% from the prior year. This was the third lowest for the month of September since 1996.

Third-quarter total imports were up 8.3% compared with the same period last year. Year-to-date total imports were up 6.3% to average 10.1 million b/d compared with year-to-date 2015. Meanwhile, crude imports increased 7.1% from September 2015, averaging 7.7 million b/d. Compared with August, crude imports decreased 7.7%. For the third quarter, crude imports were up 8.6% compared with third-quarter 2015. For year-to-date, crude imports were up 7.7% compared with year-to-date 2015.

Crude oil stocks, excluding lease stocks, ended in September averaging 468.6 million bbl. This was the highest September inventory level in 86 years. Crude stocks were down 3.3% from the prior month, but were up 9.2% from the prior year. Stocks of motor gasoline ended in September down 2.6% from last month, and unchanged from last year, to end at 225.2 million bbl. These were the highest stocks for the month in 26 years, but the lowest in 2016.

Fonte: http://www.ogj.com/

CFTC: Short positions in US crude futures held by producers, merchants at 9-year high

According to data from the US Commodity Futures Trading Commission (CFTC), short positions in West Texas Intermediate crude oil futures contracts held by producers or merchants totaled more than 540,000 as of Oct. 11, the most since 2007.

As crude prices declined throughout 2014-15, banks have tightened lending standards for some energy companies. In particular, hedging against future price risk has been required by some banks as a condition for lending.

“Initiating a short position, or selling a futures contract, allows the holder to lock in a future price for a commodity today, which oil producers and end users can use as a way to hedge or mitigate price risk. Increased short positions may indicate that current futures prices are seen as sufficient to generate positive returns from drilling projects,” the US Energy Information Administration said in an Oct. 24 energy update.

EIA also notices that short positions of WTI futures increased at a faster pace than futures contracts of Brent since summer 2016, suggesting US producers are able to drill for oil profitably in the $50/bbl range.

In the Crude Oil Markets Review section of the October Short-Term Energy Outlook (STEO), EIA discusses an increase in US onshore producers’ capital expenditures that is contributing to rising drilling activity, which EIA projects will lead to an increase in US onshore production by the second quarter of 2017.

The CFTC releases data on the number of long and short positions held by various groups in its weekly Commitments of Traders report. The category of producers, merchants, processors, and users represents futures contracts held by commercial businesses that trade the physical commodity. Although a producer can physically deliver crude oil into Cushing, Okla., to settle its futures contract obligation, most producers settle the contract through cash settlement. This involves purchasing back the short positions the producer entered. Other traders in this category may include refiners or other end users that typically enter into long positions.

Fonte: http://www.ogj.com/

Décio Oddone é indicado para assumir a ANP

 Agência Petrobras

O anúncio da indicação foi feito pelo Ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, para assumir como novo diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Décio Oddone, que substituirá Magda Chambriard, atualmente no cargo, pela assinatura de um memorando de entendimento entre a Petrobras e a petroleira francesa Total, e pelo reconhecimento de autoridades e indústria sobre a necessidade de maior competitividade do setor para atrair investimentos e gerar emprego e renda.

Um passo importante para aumentar a competitividade do setor no país deu-se com a aprovação pelo Congresso do projeto de Lei que acaba com a figura do operador único da Petrobras no pré-sal. Foi o que reconheceram o presidente Temer, o presidente da Petrobras, Pedro Parente, e o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, Jorge Camargo durante a abertura do maior evento de petróleo e gás da América Latina.

O evento também foi palco da assinatura de memorando de entendimento entre Petrobras e a petroleira francesa Total para consolidação de uma aliança estratégica nos segmentos de Exploração, Produção e Gás & Energia. O anúncio foi feito por Parente e o presidente mundial da Total, Patrick Pouyanné, em entrevista coletiva.

Fonte: http://www.tnpetroleo.com.br/

PL 4567/16: Câmara rejeita emendas, mas encerra sessão sem concluir projeto do pré-sal

 Agência Petrobras

O Plenário da Câmara dos Deputados rejeitou, nesta segunda-feira (24), três destaques da oposição apresentados ao Projeto de Lei 4567/16, do Senado, que desobriga a Petrobras de ser operadora exclusiva do pré-sal no regime de partilha na exploração de petróleo. O texto principal foi aprovado no último dia 5.

Atualmente, a Petrobras tem de ser operadora exclusiva da exploração do pré-sal com participação de 30%. O operador é responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção.

A oposição obstruiu os trabalhos por ser contra a retirada da Petrobras dos blocos de exploração do pré-sal.

Produção mínima

Por 263 votos a 85, o Plenário rejeitou emenda do deputado Henrique Fontana (PT-RS) que pretendia manter a Petrobras como operadora exclusiva em blocos de exploração com potencial de recuperação de óleo acima de 1 bilhão de barris. A emenda também condicionava a vigência da futura lei, derivada do projeto, ao resultado de um referendo popular sobre o tema.

Outra emenda de Fontana, de teor semelhante, também foi rejeitada por 266 votos a 28 e previa essa obrigatoriedade para blocos com um mínimo de 500 milhões de barris de petróleo recuperável.

Conceito

O terceiro destaque rejeitado, do Psol, pretendia manter o atual conceito de operador do pré-sal no regime de partilha, que indica a Petrobras como operadora única. O destaque foi rejeitado simbolicamente.

Decisão facultativa

A ideia da proposta, de autoria do atual ministro de Relações Exteriores e senador licenciado do PSDB paulista, José Serra, é facultar à Petrobras a decisão de querer ou não participar do consórcio como operadora após consulta do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

Até o momento, a estatal explora áreas do pré-sal sob o regime de concessão, obtidas antes da mudança na legislação, e opera também o único bloco licitado pelo regime de partilha, o bloco de Libra, na Bacia de Santos. A Petrobras tem 40% de participação nesse bloco, cuja reserva estimada é de 8 bilhões a 12 bilhões de barris.

Interesse nacional

De acordo com o texto, caberá ao Ministério de Minas e Energia propor ao conselho a indicação da Petrobras como operadora do bloco no patamar mínimo de 30%. Se o conselho assim decidir, oferecerá à estatal a condição de operadora no regime de partilha de um determinado bloco. A empresa terá 30 dias para se manifestar sobre o direito de preferência em cada um dos blocos ofertados.

Com base na resposta, o CNPE proporá à Presidência da República quais blocos deverão ser operados pela empresa, indicando sua participação com previsão no edital do leilão.

À Petrobras será permitido participar da licitação dos blocos mesmo que não seja operadora obrigatória, mas, se o for, também poderá realizar oferta para ampliar sua participação no consórcio vencedor de empresas caso seja indicada como operadora.

Baixo risco

A área de exploração do pré-sal é considerada de baixo risco geológico quanto à possibilidade de não ser encontrado petróleo, por isso a partilha foi um regime definido para que o pagamento seja feito com base na divisão da produção e não no pagamento de um bônus inicial e de participações especiais por volume de produção, como ocorre no regime de concessão.

Segundo a Petrobras, o conhecimento acumulado na exploração em águas profundas permitiu à empresa diminuir o custo médio de extração do petróleo do pré-sal de 9,1 dólares por barril de óleo equivalente (óleo + gás) em 2014 para menos de 8 dólares por barril no primeiro trimestre de 2016.

Quanto à capacidade de produção dos poços, a estatal atingiu a marca de 1 milhão de barris de petróleo por dia no pré-sal em menos de dez anos depois da primeira descoberta nessa camada geológica, enquanto o primeiro milhão de produção em sua história ocorreu depois de 45 anos na área acima do pré-sal.

Fonte: http://www.tnpetroleo.com.br/

Presidentes da Petrobras e da Total detalham parceria durante a Rio Oil & Gas

 Flavio Emanuel/Agência Petrobras

Pedro Parente da Petrobras e Patrick Pouyanné da Total detalharam na tarde desta segunda-feira (24/10), em entrevista coletiva à imprensa, a aliança estratégica acertada hoje entre as duas empresas. O memorando de entendimento assinado visa à cooperação principalmente nos segmentos de Exploração & Produção (E&P) e Gás & Energia (G&E) no Brasil e oportunidades potenciais no exterior. Num segundo momento, a parceria também pode ocorrer na área de refino.

O presidente da companhia disse que a parceria acertada hoje é extremamente relevante para a Petrobras. "É mais especial ainda porque é dentro do contexto dessa conferência de petróleo e gás, num momento extremamente importante para o setor, em que as perspectivas para o segmento começam a se abrir no país", afirmou Parente.

O fechamento de parcerias estratégicas é uma das principais ênfases do novo planejamento estratégico da companhia. "As parcerias, para nós, têm significado muito importante, conforme temos visto na área de exploração e produção", disse Parente. Ele ressaltou que, para a Petrobras, é uma oportunidade de dividir riscos, diminuir necessidades de investimento e desenvolver tecnologia.

O presidente disse ainda que os ativos em que a parceria será consolidada serão avaliados pelas duas empresas e que o memorando tem validade de dois anos.

Parente citou como bom exemplo de parceria o projeto 35, desenvolvido no Campo de Libra, em que a Total é parceira da Petrobras. O projeto estabelece três métricas para aumentar a competitividade do campo e os parceiros vão trabalhar juntos para atingir os resultados. O objetivo é reduzir os custos dos investimentos em Libra em 35%, elevar o fator de recuperação no campo a 35% e trabalhar para viabilizar o projeto com um custo de referência do petróleo de US$ 35, o chamado break even. Esse valor inclui todos os custos do projeto, inclusive os investimentos necessários para colocar a área em produção. É um conceito diferente do custo de extração, que é sempre inferior ao break even, e reflete apenas o custo de extrair o petróleo depois de feitos os investimentos.

"Estamos entusiasmados de ter a oportunidade de desenvolver as nossas relações com a Petrobras, tanto em upstream quanto em downstream, e estamos ansiosos para materializar essa aliança estratégica nos próximos meses, com novos empreendimentos, tanto no Brasil quanto no exterior", complementou o executivo francês.

Fonte: http://www.tnpetroleo.com.br/

México e Brasil miram grandes petroleiras com leilões offshore

Dois países latino-americanos que precisam de grandes investimentos para ampliar os esvaziados cofres estatais estão presos a uma competição crescente para atrair o interesse das grandes petroleiras para suas reservas de petróleo de águas profundas.

O México e o Brasil, as duas maiores economias da região, querem uma fatia de um bolo cada vez menor no momento em que as petroleiras internacionais estão limitando seus investimentos em meio aos baixos preços do petróleo. O investimento em exploração das principais exploradoras em 2015 caiu pela metade em relação ao ano anterior, para US$ 7 bilhões, segundo relatório de setembro da Wood Mackenzie, que também previu que o investimento do setor continuaria sendo reduzido até o fim da década.

Para competir, neste mês o Brasil cancelou uma regra que exigia que a Petrobras operasse em todos os campos do pré-sal, controlando uma fatia de pelo menos 30 por cento. Na semana seguinte, o México informou que permitiria que as operadoras apresentassem ofertas individuais na primeira joint venture de águas profundas com a estatal Petróleos Mexicanos, e não em grupos de duas ou mais empresas. Em ambos os casos, as regras iniciais eram vistas como limitações para as opções dos potenciais ofertantes.

O México e o Brasil "estão correndo atrás dos mesmos dólares", disse Scott Monette, gerente de desenvolvimento de negócio da consultoria de recursos de petróleo Gaffney Cline & Associates. "Estamos começando a ver uma primeira fase de concorrência rigorosa entre esses países."

O México realizará seu primeiro leilão de águas profundas da história em 5 de dezembro, oferecendo até 10 áreas na região de Perdido, perto de sua fronteira marítima com os EUA, e no golfo sul de Cuenca Salina, além de um leilão separado para a joint venture com a Pemex no campo de Trion.

O leilão do Brasil, previsto para 2017, será o segundo do pré-sal desde que o país revelou dezenas de bilhões de barris de reservas recuperáveis há cerca de uma década. O processo incluirá os chamados blocos "unitizados", que se estendem nas áreas do pré-sal já descobertas concedidas aos titulares das concessões, segundo a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard.

Benefícios, perguntas

A oferta de cada país possui grandes benefícios e também levanta perguntas importantes.

As reservas do México estão perto do lado dos EUA no Golfo, onde empresas petroleiras internacionais como Royal Dutch Shell, Chevron e BP já estão desenvolvendo ativos em águas profundas altamente produtivos, disseram Pablo Medina e Horacio Cuenca, analistas da Wood Mackenzie, em entrevista conjunta por telefone. Mas estão em grande parte inexploradas.

Embora as reservas brasileiras do pré-sal sejam muito maiores e já estejam produzindo algum petróleo, elas estão mais longe da costa e a extração seria mais cara e complexa.

"Os blocos do Brasil exigirão um enorme investimento a curto e médio prazos, ao passo que no México há blocos de exploração e é provável que não vejamos investimento de capital na casa dos bilhões de dólares até o início ou meados da próxima década", disse Medina, de Houston, nos EUA.

Fonte: http://www.tnpetroleo.com.br/

Gestão: Petrobras detalha novos rumos

A adoção de um novo sistema de gestão é parte essencial do Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão 2017-2021. Em almoço-palestra sobre os novos caminhos da companhia neste dia de abertura da Rio Oil & Gas, o diretor de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão da Petrobras, Nelson Silva, disse que a Petrobras adotará novas ferramentas para a gestão de custos e riscos, assim como a meritocracia e sistema de consequências. Haverá disciplina para acompanhamento de metas que serão desdobradas até o nível de supervisão. A companhia como um todo já busca reduzir em 36% a taxa de acidentes registráveis e tem como meta baixar a dívida líquida de 5,3 vezes a sua geração de caixa em dezembro de 2015 para 2,5 vezes em dezembro de 2018.

Entre as dez diretrizes da companhia para os próximos cinco anos, Silva pontuou quatro na palestra. Segundo o diretor, todas têm a mesma importância, porém, ele citou as mais representativas. “Seremos referência em ética e segurança; seremos uma das melhores empresas para se trabalhar; continuaremos na vanguarda da tecnologia da indústria petrolífera em águas profundas e ultraprofundas e buscaremos uma participação relevante na área de gás, como energia de transição para uma sociedade de baixo carbono”, garantiu o diretor

Ao final da palestra do diretor Nelson Silva, o presidente da Total, Patrick Pouyanné, ressaltou a importância do foco em parcerias com parte da estratégia da Petrobras para os próximos anos. Pouyanné destacou que o Plano Estratégico da Petrobras está perfeitamente alinhado com o da Total.

O almoço-palestra teve como mediador o secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Paulo Pedrosa.

Fonte: http://www.tnpetroleo.com.br/

O programa de parcerias e desinvestimentos, trará em torno de US$ 95 bi nos próximos cinco anos, diz Parente

A Petrobras tem motivos para ter “uma cautelosa e justificada esperança de que a empresa foi recolocada numa trajetória de firme e consistente recuperação”, disse o presidente da companhia, Pedro Parente, na abertura da Rio Oil & Gas Expo and Conference, nesta segunda-feira, 24/10, no Rio de Janeiro. Para ele, o setor de óleo e gás pode responder rapidamente a uma estabilidade de regras no setor. “Posso afirmar sem sombra de dúvidas que muitos bilhões de dólares aguardam apenas que regras adequadas e estáveis estejam presentes, para começar a fluir. Somente a Petrobras, e seu programa de parcerias e desinvestimentos, será responsável por investimentos em torno de 95 bilhões de dólares nos próximos cinco anos - sendo 75 próprios e 20 de parceiros", afirmou.

A cerimônia de abertura contou ainda com a presença do presidente da República, Michel Temer, dos governadores do Rio de Janeiro, Luiz Fernando Pezão, e do Espírito Santo, Paulo Hartung, do ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, do ministro interino do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão, Dyogo Oliveira, do prefeito da cidade, Eduardo Paes e da diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard.

Pré-sal

A possibilidade da Petrobras escolher em que campos será operadora no pré-sal; e a flexibilização das regras de conteúdo local também foram temas em destaque na solenidade. De acordo com o presidente Temer, “desafogar” a companhia e trazer os setores da iniciativa privada levará à geração de empregos. “A recuperação institucional e financeira da Petrobras dará novo ímpeto ao setor”, disse.

“A parte mais difícil começa agora”, diz Parente

“Embora tenhamos hoje um bom e sólido plano estratégico, sabemos que a parte mais difícil começa agora: executar esse plano e entregar seus resultados conforme previsto”, afirmou o presidente da Petrobras, Pedro Parente. A Petrobras lançou como métricas principais, no Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão 2017-2021, a redução em 36% de sua Taxa de Acidentados Registráveis e a queda de sua dívida líquida em relação à geração de caixa de 5,3 em 2015 para 2,5 em 2018.

Parente ressaltou que liderança e força de trabalho estão assumindo juntos todos os desafios colocados e atribuiu parte do reconhecimento que a empresa obteve nessa fase de recuperação às condições dadas pelo presidente Michel Temer para que ele administre a companhia. O presidente destacou a capacidade técnica da empresa e os recordes recentes de produção, especialmente no pré-sal.

O presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Jorge Camargo, afirmou que competitividade será o principal assunto nesta edição da Rio Oil & Gas. “Vivemos tempos de recursos energéticos abundantes e orçamentos restritos. Essa é uma indústria resiliente. Não será nem a primeira nem a última crise que vamos atravessar”, declarou.

Fonte: http://www.tnpetroleo.com.br/

Dow investe US$ 1,6 bilhão por ano em P&D, sendo 30% desses recursos para o mercado de energia e petróleo e gás

Com tecnologias para toda a cadeia de petróleo e gás, o portfólio da empresa agora inclui inovações como inibidores de precipitação de asfalteno (ACCENTTM 1410), novos desemulsificantes para petróleo pesado (DEMTROLTM Linha 4000) e revestimentos para isolamento térmico de tubulações (HYPERLAST™ - pipe support, linha contínua e GSPU).

A Dow, uma das companhias químicas com o portfólio mais completo para a cadeia de petróleo e gás, lança na Rio Oil & Gas, no Rio de Janeiro, dois produtos para os processos de exploração e produção de gás e de petróleo e três sistemas de revestimento de tubulações durante o transporte de petróleo. As novidades integram o completo portfólio da companhia, que é a única a produzir localmente essas soluções em suas fábricas em São Paulo. São opções que otimizam desde a exploração, produção, transmissão, refino e processamento, chegando até ao processo de conversão em combustíveis.

A companhia, que investe globalmente US$ 1,6 bilhão por ano em pesquisa e desenvolvimento, destina 30% desses recursos para o mercado de energia e petróleo e gás, reiterando seu compromisso com essa indústria para os próximos anos, principalmente no Brasil, devido ao pré-sal, e na Argentina, por conta do gás de xisto. “As inovações que estamos apresentando contribuem para o aperfeiçoamento das operações das operadoras de petróleo, atuando em etapas críticas que impactam diretamente em produtividade e resultados”, afirma Edilson Machado, gerente de Marketing da Dow Oil & Gas para América Latina.

Exploração e Produção

Para as fases iniciais de exploração e produção, o portfólio da Dow compreende uma gama completa de aditivos químicos e conhecimento de aplicações que ajudam operadores onshore ou offshore na perfuração e completação de poços, até para os reservatórios mais remotos e de condições extremas. A Dow contribui para otimizar a qualidade do petróleo e do gás e melhorar a condição da água ao proteger os equipamentos, aprimorar o desempenho e assegurar a operação contínua dos ativos.

Para complementar seu portfólio diversificado, a Dow, a partir de agora, conta também com um inibidor de asfalteno, o ACCENTTM 1410. A solução é usada para garantia de escoamento (flow assurance), cujo objetivo é dispersar os asfaltenos que se precipitam nos fluídos de produção e evitar a obstrução da passagem de petróleo nas tubulações. Essas precipitações ocorrem normalmente quando há despressurização de linha ou quando se tem misturas de petróleos de distintas composições em manifolds. Seu principal diferencial é o alto desempenho com baixas dosagens. O produto foi desenvolvido e produzido no Brasil e está disponível para toda América Latina.

Outro lançamento é o DEMTROLTM Linha 4000, um desemulsificante desenvolvido para desestabilizar a emulsão entre petróleos pesados e água. Funciona como um tensoativo que permite a melhor coalescência das gotas de água e, consequentemente, a desidratação do petróleo. “Com uma base aminada, este produto tem boa eficiência em petróleos de leves a moderadamente pesados, que são a maior parte dos casos do petróleo da Bacia de Campos, que representa quase 80% da produção nacional. Também foi elaborado no Brasil e é uma solução de alta eficiência. O produto oferece mais rentabilidade porque é concentrado e vendido 100% puro”, explicou Thiago Alonso, Gerente associado de serviços técnicos para o segmento de E&P da Dow Oil & Gas.

Durante o evento, a Dow também destaca o Embark™ RM210 HEC Slurry, tecnologia que proporciona melhor reologia e possui alta performance em relação ao produto em pó existente no mercado. Possui consistência pastosa. Recém-lançado na região latino-americana, o modificador de reologia é usado para aumentar a viscosidade em salmouras de completação e é comercializado em galões de, no mínimo, 25 litros.

Uma exclusividade Dow para esse tipo de solução, o uso de solventes verdes faz com que o produto seja mais sustentável, além de não trazer riscos ao meio ambiente por ser biodegradável, colapsar melhor a espuma e não formar grumos – auxiliando as petroleiras durante o processo de completação dos poços. “A inovação consiste na dispersão do hidroxietilcelulose (HEC) em solventes biodegradáveis tornando-o uma pasta consistente, com alta durabilidade e estabilidade, permitindo total compatibilidade com salmouras saturadas ou meio saturadas de cloreto de potássio, sódio ou cálcio e assim gerando uma completa miscibilidade do componente ativo nestas soluções”, afirma Thiago.

Com a recém aquisição da Dow Corning em junho de 2016, a Dow incrementa seu portfólio e amplia as possibilidades de inovações para seus clientes. Será a primeira vez que a empresa se apresentará ao mercado com as soluções de base silicone. Na ocasião, trará os controladores de espuma e fluídos de silicone Xiameter™. As soluções são muito eficientes para regular a espuma em temperaturas extremas, como nos processos de coqueamento retardado e desasfaltação.

Transporte de óleo e gás

A Dow desenvolve soluções que garantem eficiência e flow assurance na fase de transporte, em sistemas de revestimento para proteger os gasodutos e oleodutos que levam a matéria-prima desde os poços até as plataformas e das plataformas até a chegada à praia, e então daí até refinarias e plantas de gás. “São soluções específicas e de alta tecnologia que garantem o escoamento, evitam a deposição de parafinas e formação de hidratos e asseguram a operação contínua dos dutos, linhas e equipamentos até mesmo em ambientes extremos, de altas e temperatura e pressão, de forma segura e eficaz”, explica Leonardo Moura, representante técnico de vendas para o segmento de Transmission da Dow Oil & Gas.

Focada no mercado onshore, a Dow passa a disponibilizar um novo portfólio de sistemas de poliuretano rígido para o revestimento de linhas e dutos com isolamento térmico confeccionados por meio de um processo contínuo, parte da linhaHYPERLAST™. A solução promove proteção térmica de dutos propiciando o escoamento contínuo do óleo em condições de temperaturas adequadas, evitando quaisquer perdas térmicos por transferência de calor entre a óleo e o meio ao redor.

Focada no transporte marítimo, a companhia também passa a disponibilizar uma nova geração do HYPERLAST™ DW (Glass Syntactic Polyurethane ou GSPU), sistema que tem sido amplamente utilizado em centenas de oleodutos em todo o mundo. Ele oferece excelente isolamento térmico, aderência, resistência ao impacto, fatores que promovem mais durabilidade e com produção no Brasil. Ainda na famíliaHYPERLAST™, a Dow lança uma linha de produtos para suporte para linhas de vapor e criogênicas (pipe support).

Do portfólio de silicones advindo da Dow Corning, a companhia apresentará o Dow Corning® XTI-1003 RTV, polímero semelhante a uma borracha, com propriedades de isolamento térmico, com ultra resistência a temperaturas elevadas para uso em equipamentos submarinos e tubulações de água ultra-profunda. Entre seus benefícios estão flexibilidade, durabilidade, isolamento, alta resistência à tensão, alta capacidade de alongamento, estabilidade térmica, baixa condutividade térmica, além de fácil aplicação.

Refino e Processamento

Na etapa de refino e processamento do petróleo e gás, a Dow é reconhecida pelo fornecimento de tecnologias para tratamento de gás, compreendendo remoção de CO2 e H2S, enxofre orgânico, desidratação e remoção de LGN, fluidos térmicos e lubrificantes para compressores e equipamentos e membranas para tratamentos de água e solventes.

O destaque da empresa durante a Rio Oil & Gas é o Amine Management ProgramSM (AMPSM), um serviço técnico de acompanhamento e otimização de plantas de aminas de tratamento de gás (desde o dimensionamento de novas unidades até a otimização de unidades em operação) com o objetivo de atingir os melhores resultados em produtividade e reduzir os custos de energia, além de preservar a integridade de ativos. “Além de fornecer aminas para as refinarias e plantas de gás natural, a Dow entrega um suporte especializado de gerenciamento dos ativos, disponibilizando aos clientes consultoria técnica e serviço analítico para garantir que as aminas estão operando corretamente”, explica Artur Cadore, Engenheiro de suporte técnico e desenvolvimento para o segmento de R&P da Dow Oil & Gas.

Fonte: http://www.tnpetroleo.com.br/

Governo reforça caixa de investimento da Petrobras em R$ 577 mi

Ministério do Planejamento reforçou orçamento de investimento da Petrobras em R$ 577 milhões

Brasília – O Ministério do Planejamento reforçou o Orçamento de Investimento da Petrobras e da Petrobras Netherlands com um crédito suplementar de R$ 577,412 milhões.

A portaria com o detalhamento da aplicação dos recursos está publicada no Diário Oficial da União (DOU).

Desse total, a Petrobras ficará com R$ 440 milhões para obras como implantação de dutos de escoamento de GLP e modernização do sistema de produção da Refinaria Presidente Bernardes (SP).

Já a Petrobras Netherlands receberá R$ 137 milhões para a construção de unidades estacionárias de produção na Holanda.

Fonte: http://exame.abril.com.br/

“Alta da gasolina foi decepcionante”, diz Parente

Presidente da Petrobras, Pedro Parente, afirmou ter achado "decepcionante" a alta do preço da gasolina

Rio de Janeiro – O presidente da Petrobrás, Pedro Parente, disse ter sido “decepcionante” o preço da gasolina ter subido em 11 estados e no Distrito Federal após a empresa ter anunciado redução nas suas refinarias, no último dia 15.

O combustível ficou 3,2% mais barato para as distribuidoras, que repassam o produto aos postos. Para os motoristas, o combustível ficou mais caro em alguns locais, segundo levantamento realizado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).

“Acho que, como expectativa, certamente é decepcionante ver que isso não chegou ao consumidor.”

Fonte: http://exame.abril.com.br/

Venezuela propõe redução de extração para países fora da Opep

De acordo com o ministro do Petróleo da Venezuela, um corte em 500 mil barris representa "mais ou menos a metade da redução que a Opep assumirá"

Moscou – A Venezuela propôs nesta terça-feira que os países exportadores que não sejam membros da Organização de Países Produtores de Petróleo (Opep) reduzam de 400 mil a 500 mil barris diários a extração de petróleo.

“Os países que estão à margem da Opep extraem 16 milhões de barris por dia. Propomos que se coordenem e diminuam a extração em 400 mil a 500 mil barris diários”, disse Eulogio del Pino, ministro do Petróleo da Venezuela, a jornalistas em Moscou.

De acordo com ele, esse corte representa “mais ou menos a metade da redução que a Opep assumirá”, já que seus membros “estão dispostos a diminuir a produção em 700 mil barris, para 32,5 milhões a 33 milhões de barris por dia”.

Del Pino, que hoje se reuniu com o ministro da Energia da Rússia, Aleksandr Novak, afirmou que a proposta venezuelana ainda deve ser discutida em uma reunião de especialistas do setor nos próximos dias 28 e 29, em Viena.

Segundo o ministro venezuelano, a reunião, além de representantes da Opep, contará com a presença de Rússia, Azerbaijão, Cazaquistão, Omã, Egito, Bahrein, Colômbia, México, Bolívia, Noruega e Canadá, e em novembro haverá outro encontro similar.

Del Pino expressou sua confiança de que o acordo de congelamento da produção que for fechado em 30 de novembro na cúpula de Viena se dure, “pelo menos, seis meses”.

O presidente da Venezuela, Nicolás Maduro, finalizou ontem no Catar uma viagem internacional para debater o mercado do petróleo a curto e longo prazo, e que teve escalas em Irã, Arábia Saudita e Azerbaijão.

Maduro disse que o acordo de congelamento estava “muito perto”, o que permitirá garantir a “estabilidade da extração e novas fórmulas para determinar o preço do petróleo”.

Para o presidente venezuelano, o mercado petrolífero está dominado pelo “caos” e “especulação”, e por isso os acordos buscam fixar um panorama “previsível” para os produtores.

Fonte: http://exame.abril.com.br/

Iraque diz estar preparado para cooperar com Opep

"Nós estamos preparados para cooperar em bases corretas", disse o primeiro-ministro Haider al-Abadi

Bagdá – O Iraque disse a um importante representante da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) nesta terça-feira que está pronto a cooperar com um acordo de cortes de produção para sustentar os preços do petróleo, desde que mantenha sua extração perto dos níveis atuais.

“Nós estamos preparados para cooperar em bases corretas”, disse o primeiro-ministro Haider al-Abadi, comentando a visita do secretário-geral da Opep, Mohammed Barkindo, a Bagdá.

Barkindo, que está tentando concretizar um acordo de cortes de produção que iria sustentar os preços do petróleo, esteve em Badgá antes da reunião da Opep no dia 30 de novembro.

Autoridades do Iraque dizem que países devastados pela guerra deveriam receber as mesmas isenções que o Irã, a Nigéria e a Líbia, que tiveram sua produção de petróleo abalada por guerras e sanções.

Elas também indicaram que podem concordar com um corte, mas em uma base mais alta, o que significaria preservar a produção no mesmo nível.

O Iraque, segundo maior produtor da Opep depois da Arábia Saudita, diz que produz mais que a estimativa da Opep.

O país coloca sua produção de setembro em 4,774 milhões de barris por dia e sua produção poderia subir um pouco em outubro. Fontes secundárias da Opep colocam a produção de setembro em 4,455 milhões de barris por dia.

“Nós queremos que os preços do petróleo subam”, disse Abadi. “Houve um desentendimento sobre os números.”

Fonte: http://exame.abril.com.br/