A Petrobras informa que, juntamente com seus parceiros (BG, Galp Energia e Repsol) e por meio de suas afiliadas Tupi-BV e Guará-BV, assinou hoje com a empresa brasileira Engevix Engenharia S.A dois contratos no valor total de US$ 3,46 bilhões para construção de oito cascos das plataformas destinadas à primeira fase de desenvolvimento da produção do polo pré-sal da Bacia de Santos.
Essas unidades, batizadas de “replicantes”, integram a nova geração de unidades de produção concebidas segundo parâmetros de simplificação de projetos e padronização de equipamentos. A produção em série de cascos idênticos permitirá maior rapidez no processo de construção, ganho de escala e a conseqüente otimização de custos.
Cada plataforma, todas do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere óleo e gás), terá capacidade para processar diariamente até 150 mil barris de óleo e 6 milhões de m3 de gás. A previsão é de que todas as unidades entrem em operação até 2017, sendo de grande importância estratégica para que a Companhia alcance as metas de produção previstas para o pólo pré-sal da Bacia de Santos em seu Plano de Negócios.
A expectativa é que estas plataformas acrescentarão cerca de 900 mil barris de óleo por dia à produção nacional, quando estiverem operando com a capacidade máxima.
Os cascos serão construídos no polo Naval de Rio Grande (RS), com a previsão de um conteúdo local de aproximadamente 70%. Os primeiros carregamentos de aço ocorrerão em janeiro e a construção dos cascos começará em março. Os dois primeiros cascos deverão ser entregues ainda em 2013, enquanto os demais, ao longo de 2014 e 2015.
Das oito unidades, seis serão administradas pelo consórcio do Bloco BM-S-11, onde estão localizadas as áreas de Tupi e Iracema. As outras duas serão gerenciadas pelo consórcio do Bloco BM-S-9, onde estão localizadas as jazidas de Guará e Carioca.
O consórcio do Bloco BM-S-11 é operado pela Petrobras (65%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (25%) e Galp Energia (10%). Já o consórcio do Bloco BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (30%) e Repsol Brasil S.A. (25%).
ANP concede mais um ano para a exploração de blocos terrestres
Em nota ao mercado ontem, a Agência Nacional de Petróleo (ANP) anunciou ter acatado pedido da AssociaçãoBrasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip) e concedeu, por mais um ano, a primeira fase de exploração dos blocos adquiridos na 9a. Rodada de Licitação (novembro de 2007).
Segundo a advogada Marilda Rosado, sócia do escritório Dória, Jacobina, Rosadoe Gondinho Advogados e autora do parecer que instruiu o pedido, explica que “a decisão atendeu o pleito da ABPIP para que fossem adotados, com base noconceito de retroatividade benéfica, os mesmos prazos da 10ª rodada. Trata-se de uma conquista justa e importante para os empreendedores, que representa a aplicação de tratamento isonômico a todos os blocos com contratos vigentes nas bacias terrestres maduras. A decisão da reunião de 21 de outubro abre uma perspectiva de importância histórica para o marco regulatório brasileiro, no exercício, pela ANP de seu papel regulador e de fomento deste importante segmento”.
Pela Resolução 910/2010 há também a exclusão de casos de empresas, que já haviam obtido prorrogação, bem como de hipóteses que continuarão a ser apreciadas caso a caso pelo órgão regulador.
Gás natural - A ANP assinará termos de compromissos para redução da queima de gás natural na Bacia de Campos, com a Petrobras e com a Chevron, englobando 19 campos operados por essas concessionárias. São 18 campos da Petrobras (Albacora, Albacora Leste, Barracuda, Bonito, Caratinga, Cherne, Enchova, Espadarte, Garoupa, Jubarte, Marimbá, Marlim, Marlim Leste, Marlim Sul, Namorado, Piraúna, Voador e Roncador) e um da Chevron (Frade).
A decisão foi tomada pela diretoria colegiada da Agência em 3 de novembro, em atendimento à resolução de diretoria 316 da ANP, de 15/4/2010.
O termo da Petrobras vale para o período entre o final de 2010 e o final de 2014. A previsão é de que o índice de utilização de gás associado nos 18 campos da Petrobras suba de aproximadamente 83% (média de janeiro a setembro de 2010) para 92% (em dezembro de 2013), mantendo o mesmo nível no ano seguinte. Já a Chevron reduzirá a queima de gás natural no campo de Frade dos 9% em agosto de 2010 para 3% da produção, já em agosto de 2011.
Para cumprir o termo de compromisso, a Petrobras terá que executar em torno de 70 ações em seus campos até dezembro de 2014, que envolverão, principalmente, atividades relacionadas à manutenção dos sistemas de compressão das unidades de produção.
A queima de gás natural no Brasil em setembro de 2010 foi de 6,5 milhões de m³/dia, incluindo os volumes queimados no Teste de Longa Duração (TLD) de Tupi.
Fonte: Monitor Mercantil
PUBLICIDADE
