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Queima de gás em fevereiro é a menor desde abril de 2008

01/04/2011 | 09h11
Queima de gás em fevereiro é a menor desde abril de 2008
Queima de gás em fevereiro é a menor desde abril ... Queima de gás em fevereiro é a menor desde abril ...
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou em seu boletim mensal que a queima de gás natural em fevereiro foi de 4,8 MM de metros cúbicos por dia, a menor desde abril de 2008, como resultado do Programa de Redução de Queima de Gás Natural da ANP.  Houve redução de 42,1% na queima na comparação com fevereiro de 2010 e de 20,4% em relação a janeiro de 2011. 
 

Do volume total de gás natural queimado em fevereiro de 2011, 84,9% são oriundos de campos na fase de produção e 15,1% de testes de longa duração da fase de exploração. Considerando-se apenas as concessões na fase de produção, o índice de utilização de gás natural no mês foi de 93,4%. 
 

A produção de petróleo em fevereiro de 2011 foi de aproximadamente 2,062 milhões barris por dia (bbl/d), o que representa aumento de aproximadamente 2,3% se comparada com o mesmo mês em 2010. Houve uma redução de aproximadamente 2,8% em relação ao mês anterior. 
 

A produção de gás natural foi de 62 milhões de metros cúbicos por dia, 3,8% superior à do mesmo mês em 2010 e 5,2% inferior ao volume de janeiro de 2010. A soma da produção de petróleo e gás natural ficou em torno de 2,457 milhões barris de óleo equivalente por dia (boe/d). 
 

Os principais motivos para as reduções em fevereiro de 2011 foram as paradas programadas das plataformas P-25 e P-31, no campo de Albacora, o fechamento do FPSO (Floating Production Storage and Offloading) do campo de Polvo durante  todo o mês e a intervenção no gasoduto de Peroá no início do mês. 
 

Em fevereiro de 2011, 295 concessões operadas por 23 empresas distintas foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 72 são concessões marítimas e 223 são terrestres. Das 295 concessões, 11 encontram-se em atividades exploratórias e produziram através de testes de longa duração (TLD), e outras 10 são de campos licitados contendo Acumulações Marginais. 
 

Bacia do Solimões
 

A Bacia de Solimões teve destaque em fevereiro de 2011 pelo desempenho da produção e aproveitamento do gás natural. Houve aumento de 3,2% na produção e queda de 5,3% na queima, resultando num aproveitamento de 93,5% do gás natural. 
 

Os campos terrestres Rio do Urucu e Leste do Urucu, na Bacia de Solimões, ocuparam a primeira e a terceira posições, respectivamente, entre os maiores produtores de gás natural.  Oito poços terrestres, sendo sete do campo de Rio Urucu e um de Leste do Urucu, ficaram entre os 30 poços com maior produção de gás natural em fevereiro de 2011. 
 

Campos produtores 
 
 
Dos 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente (boe), dois são operados por empresas estrangeiras (Frade/Chevron e Ostra/Shell). Aproximadamente 92,9% da produção de petróleo e gás natural foram provenientes de campos operados pela Petrobras. 
 
 
Em torno de 91,1% da produção de petróleo e 73,4% da produção de gás natural do Brasil foram provenientes de campos marítimos. 
 

Os três maiores campos terrestres produtores de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente, continuam sendo Leste do Urucu, Rio do Urucu e Carmópolis. O grau API médio do petróleo produzido no mês foi de aproximadamente 23,7°.
 

Plataforma 
 
 
A plataforma P-54, localizada no campo de Roncador, produziu aproximadamente 140 mil boe/d, sendo 126,6 mil bbl/d de petróleo e 2,3 mil bbl/d de gás natural e passou a ser a plataforma com maior produção, ultrapassando a P-52, também no campo de Roncador. 
 

Pré-sal 
 
 
A produção do pré-sal em janeiro foi de 62,8 mil bbl/dia de petróleo e 2,3 milhões m³/d de gás natural (poços 1BRSA108AESS e 6BRSA639ESS, em Jubarte, 9BRSA716RJS, em Lula, e 1BRSA594SPS no teste de longa duração do bloco BM-S-9).   
 

Bacias maduras terrestres 
 

Em fevereiro de 2011, a produção oriunda das Bacias maduras terrestres – o que inclui campos produtores e testes de longa duração nas bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas – foi de 182,9 mil boe/d, sendo 148,5 mil bbl/d de petróleo e 5,5  milhões m³/d de gás natural. Desse total, 3,8 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras. 


Fonte: Redação
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