Aumento do Preço do Gás Natural nos EUA no 1o Semestre

O preço do Gás Natural nos EUA continua competitivo e bem abaixo do preço do Brasil, porém o preço vem aumentando no primeiro semestre deste ano

Abaixo, reproduzo uma matéria do EIA.

Average spot natural gas prices at most major trading points increased 40% to 60% during the first half of 2013 compared to the same period in 2012, as demand for natural gas rose faster than increases in supply. Price increases were relatively uniform throughout the country, with the exception of New England and New York,where supply constraints caused spot prices to spike when demand peaked this winter. Price differences between Henry Hub and most western trading hubs averaged less than 10 cents per million British thermal units (MMBtu).

Natural gas spot prices at Henry Hub—a key benchmark and major trading location—averaged $3.75/MMBtu during the first half of 2013, up 57% from the $2.39/MMBtu average spot price for the first half of 2012. However, this year-over-year price increase principally reflected the extremely low prices in 2012. Spot prices so far in 2013 are very similar to levels seen in 2009 to 2011 (see chart below).

Specific factors contributed to the return of natural gas prices closer to the $4.00 per MMBtu range. These include:

• Colder winter temperatures compared to a year ago, with declining power burn. Overall, natural gas consumption was up by more than 3% through the first half of this year. A 5.6 billion cubic feet per day (Bcf/d) combined increase in residential, commercial, and industrial consumption more than compensated for a 3.3 Bcf/d decline in power sector consumption. As a result, total demand rose faster than total supply, which contributed to upward pressure on prices.
  
  A return to more seasonal winter temperatures following an abnormally warm winter in 2011-12 drove residential and commercial consumption 20% above year-ago levels during the first half of 2013, and contributed to price spikes for natural gas and power in New England early in the year. Although power sector natural gas consumption was 14% below last year's record levels, power burn remained higher than in many past winters and 20% above the 2007-11 January-June average. Coal recovered some of its market share as natural gas prices increased through the first half of 2013.
• Natural gas production gains slowed. U.S. dry natural gas production continued to grow during the first half of 2013, albeit at a slower pace compared to prior years. According to Bentek Energy, U.S. dry natural gas production was up 1.8% during the first 6 months of 2013 compared to increases of 5.6% and 7.3% during the first halves of 2012 and 2011, respectively. Significant production gains that began in 2010 as a result of rapid growth in supply from shale basins began to slow at the beginning of 2012, largely in response to lower prices. Slowing production growth continued through the first half of 2013, limiting the overhang of supply and resulting in rising prices. Production growth continued in the Appalachian Basin's Marcellus Shale play—increasing around 50% during the first six months of 2013, compared to the first six months of 2012—and boosted production levels in Pennsylvania.
• Storage inventories decreased below five-year average levels. Large withdrawals of Lower 48 natural gas storage inventories at the end of March pushed stocks below their five-year average levels for the first time since August 2011. This year's cold March temperatures led to high inventory drawdowns that month. The cold weather and high withdrawals persisted well into April, when net storage injections would normally begin to take place. Bigger withdrawals from storage counter-balanced higher total natural gas demand, which was only partially offset by slightly rising dry natural gas production, and as a result inventories fell.

Despite relatively high injections during May and June, storage levels have remained below their five-year average, supporting gas prices in the $4.00/MMBtu range. The Short-Term Energy Outlook projects that Lower 48 working inventories will reach 3,809 Bcf by the end of the injection season on October 31, 2013, with injection levels similar to those in 2008-11 but much higher than in 2012

FONTE : EIA

Petrobras afreta 2 FPSOs da SBM

Dutch oilfield services supplier SBM Offshore reported Monday that contracts have been executed for the $3.5-billion, 20-year charter and operation of two FPSO vessels: Cidade de Maricà and Cidade de Saquarema. 

Both FPSOs are scheduled for operation in the Lula field in the pre-salt province, offshore Brazil, in block BM-S-11. The BM-S-11 block is under concession to a consortium that comprises Petrobras, BG E&P Brasil and Petrogal Brasil.

The FPSOs will be owned and operated by a joint venture owned by affiliated companies of SBM Offshore, Mitsubishi Corporation, Nippon Yusen Kabushiki Kaisha, and Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A. in which SBM Offshore shareholding will be 56 percent.

SBM Offshore is in charge of the construction of the vessels. They will be direct copies of the blueprint for FPSO Cidade de Ilhabela, which is scheduled to launch in 2014.

Cidade de Maricà and Cidade de Saquarema are expected to be delivered in late 2015 and early 2016 respectively.

SBM CEO Bruno Chabas commented in a company statement:

"We are delighted to confirm signature of this contract, within such a short interval of the letter of intent (22 March 2013). It is a sign of the commitment of both Petrobras and SBM to successfully fast-track this project. The FPSO teams – comprised of our most experienced personnel – have ramped up in record time since reception of the LOI and we are pleased to proceed with the official green light to full execution of the project."

Fonte : RigZone

BP compra participação na Bacia do Potiguar

BP reported Monday lunchtime (UK time) that it has completed a deal with Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) to farm into five deepwater exploration and production concessions operated by Petrobras in the Potiguar Basin in the Brazilian Equatorial Margin.

Subject to regulatory approvals, BP Energy do Brasil Ltda. will take a 30-percent interest in blocks POT-M-663, and POT-M-760, and a 40-percent interest in blocks POT-M-665, POT-M-853 and POT-M-855. Together these blocks cover a total area of 1,475 square miles.

Following the farm-in and the signature of concession agreements awarded in Brazil Round 11, BP will hold interests in concessions in 27 blocks in Brazil, of which BP will operate eight. Petrobras will also hold interests in 22 of the blocks: 12 operated by Petrobras, six by Total, and four by BP.

BP Brazil President Guillermo Quintero commented in a company statement:

"This is another step in building our presence in Brazil. Since first gaining interests in 10 blocks with our purchase of Devon Energy do Brasil in 2011, we have now expanded our upstream portfolio to interests in 27 blocks in 7 basins, which includes the largest deep-water exploration portfolio held by an international oil company in Brazil."

The blocks that BP is farming into were awarded in Brazil Round 7 in 2005. They are located between 25 miles and 69 miles offshore from the coasts of Rio Grande do Norte and Ceará states in water depths that range from 164 feet to 6,890 feet.

Fonte : Rigzone

OGX poderá ter que refazer plano de desenvolvimento de Tubarão Azul

A diretora-geral da Agência Nacional de Petróleo (ANP), Magda Chambriard, disse hoje (12) que a petrolífera do grupo EBX, de Eike Batista, a OGX, poderá interromper a produção no Campo de Tubarão Azul, único polo produtor da empresa, na Bacia de Campos. Ela informou que a Agência vai analisar se o campo é viável economicamente e, caso positivo, a OGX terá que fazer novo plano de desenvolvimento da área.

"Se o [campo] Tubarão Azul for econômico, no nosso ponto de vista a OGX terá que reapresentar seu plano de desenvolvimento. E se não for econômico para a OGX, a empresa terá que devolver o campo", disse.

Magda Chambriard disse que há três poços no Campo de Tubarão Azul, sendo que “um produziu muito pouco, mas outros dois têm produção ainda em análise pela ANP”, e que o estudo deve estar pronto na próxima semana.

No dia 1º de julho, a OGX anunciou que o campo, cuja produção teve início em 2012, deve cessar vazão em 2014.

Fonte: Agência Brasil

ANP: desafio é dobrar as reservas e a produção de petróleo

Dobrar em dez anos a produção de petróleo e gás natural e as reservas provadas do país, atualmente da ordem de 15 bilhões, é o desafio do setor nacional de hidrocarbonetos, disse na segunda-feira (15) a diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard. Segundo ela, a indústria do petróleo já responde por 63% dos investimentos feitos pelo país e precisará investir na próxima década cerca de US$ 400 bilhões somente na área de serviços para atender ao setor observando a exigência de conteúdo nacional.

“A exigência de conteúdo nacional mínimo nos projetos da área de serviço voltados para a indústria petrolífera criou um nicho de oportunidades para as empresas brasileiras e estrangeiras radicadas no país que não pode ser desprezado. Está claro que a Petrobras é a principal empresa demandadora desses serviços, mas também estão surgindo outras empresas estrangeiras aqui radicadas, como a Shell, a British Petroleum (BP), além das brasileiras que estão crescendo como a OGX e a Queiróz Galvão - todas obtendo êxito e se expandindo no setor petróleo”, disse.

A diretora-geral da ANP lembrou, ainda, que 60 mil empregos foram criados no país em decorrência da exigência de conteúdo local mínimo e da revitalização da indústria naval. “E não haverá retrocesso. Foram criados para ficar”, ressaltou.

A executiva destacou que na 11ª Rodada de Licitação, prevista para maio, o governo procurou descentralizar as áreas ofertadas, que a exceção de alguns blocos no Espírito Santo, estão todas localizadas no Nordeste e no Norte do país.

“São ao todo dez estados que serão beneficiados na rodada. Há todo um esforço do governo de descentralizar a atividade de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil. Em sua grande maioria, blocos em áreas de nova fronteira. Temos petróleo em terra e mar. Queremos mostrar que o Brasil, quando se pensa petróleo, é muito mais que só o Sudeste e o pré-sal”.

Ao falar para empresários ligados ao Lide-Rio - Grupo de Líderes Empresários, com o objetivo de discutir a 11ª Rodada de Licitação e o pré-sal - Magda Chambriard informou que a ANP já habilitou 61 das 71 empresas que manifestaram interesse em participar da licitação. O órgão está concluindo o processo de qualificação. As empresas terão até o próximo dia 26 para apresentar as garantias que viabilizarão a sua participação na rodada.

A agência pretende assinar os contratos de concessão decorrentes desta rodada, simbolicamente, no dia 6 de agosto deste ano, exatamente 15 anos depois da assinatura dos primeiros contratos da chamada Rodada Zero, que deu início ao processo de flexibilização do setor petróleo no país.

Ela disse, ainda, que a ANP está reavaliando a participação da HRT como operadora em águas profundas no leilão de áreas exploratórias previsto para maio. A comissão de licitação da ANP habilitou a empresa como operadora A (que dá direito a operar em águas profundas), mas a diretora-geral questionou a experiência da companhia. "A HRT é uma empresa que está indo bem, investiu bastante, está operando direitinho e se habilitou para a 11ª rodada com muita pontuação. No entanto, o nosso edital exige e ela precisa comprovar se de fato tem experiência para operar no mar", disse.

Fonte: Agência Brasil
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Comentários :
1) Para crescer as reservas, é necessário investir em Exploração. Manter a periodicidade das Rodadas de Licitação e não haver mudanças na tributação da fase exploratório é a chave para este objetivo

2) HRT. Segundo os geólogos, geofísicos e afins, a formação na África é muito parecida com a do Brasil. A HRT irá começou a perfurar na costa da Nâmbia este ano. Será que isto vale como experiência? A conferir.........