OSX capacita 96 operadores aprendizes para próximas unidades de produção

A OSX, por meio do Instituto Tecnológico Naval – ITN, está treinando 96 operadores aprendizes que irão contar com cerca de 1876 horas de aulas teóricas específicas em instituições de ensino especializadas. Os aprendizes poderão colocar em prática o ensinamento adquirido com embarques revezados no FPSO OSX-1. Essa capacitação tem como objetivo desenvolver as competências necessárias a cada função e habilitar os operadores aprendizes para tripular as unidades de produção OSX-2 e OSX-3, atualmente em construção em Cingapura, e as plataformas fixas WHP-1 e WHP-2, em construção no Paraná. Esse efetivo será cerca de 40% do pessoal embarcado em cada uma dessas unidades offshore, onde irão trocar e adquirir conhecimento com profissionais de longa experiência. Para preencher o quadro, a área de Recursos Humanos da OSX realizou um processo seletivo com recém-formados do Senai RJ, do Instituto Federal Fluminense (IFF), em Campos, norte fluminense, e do CEFET (RJ). Ainda em 2012, a OSX, em parceria com o Senai do Rio, viabilizará a capacitação de 3,1 mil profissionais, em 23 funções específicas ao setor de construção naval. O processo seletivo recebeu mais de 19 mil inscrições. As aulas têm previsão de início no mês de junho em Campos dos Goytacazes e São João da Barra, cidades do Norte Fluminense (RJ). Fonte: i n s i g h t n e t . c o m . b r

Estágio para Engenharia Mecânica - Saipem do Brasil.

Caros, segue mais uma ótima vaga na Saipem, dessa vez para Estágio! SOBRE A EMPRESA A Saipem do Brasil é uma importante multinacional Italiana (subsidiária da Eni S.p.A) que está presente em cinco continentes e conta com mais de 40.000 funcionários, em 100 países. A Saipem é uma empresa líder em Engenharia e prestação de serviços para a indústria de óleo e gás, que está organizada em três unidades de negócios: Offshore, Onshore e Perfuração. Estagiário de Engenharia Mecânica Formação: Acadêmicos cursando a partir do 7º período de Engenharia Mecânica ou recém-formados. Requisitos técnicos: Habilidade com softwares de simulação de escoamento de fluidos/flow assurance em subsea pipelines (OLGA, PIPESIM, etc.); Conhecimento de equipamentos subsea. Conhecimento básico das normas DnV/API. Interesse na área prática assim como na Engenharia. Inglês fluente. Descrição do Trabalho: Detalhamento da filosofia de pré-comissionamento, execução de relatórios para aprovação do cliente, acompanhamento e esclarecimentos de propostas. Interface Cliente-Subcontratada. Suporte na execução do contrato, revisão dos relatórios da Subcontratada de pré-comissionamento. Preparação para as operações onshore e offshore, acompanhamento das operações offshore. Pacote de benefícios: - Bolsa auxílio compatível com o mercado; - Plano de saúde e odontológico (Bradesco); - Vale transporte; - Ticket refeição; - Ticket alimentação; - Convênio academia; - Seguro de vida. Para candidatar-se, é só clicar nesse link: www.vagas.com.br/v560158 Fonte: Blog Tecnopeg

O que pode substituir o Petróleo, e quando? - Globo Ciência

Esse link que o Blog Tecnopeg postou é muito interessante, estou aqui compartilhando a todos, aproveitem

O Globo Ciência fez dedicou uma reportagem para falar sobre a Exploração de Petróleo e as possíveis formas de energia que irão substituir-lo. Tem muita informação boa, desde como o petróleo é extraido até como é feito o processo de refino! Link: http://redeglobo.globo.com/globociencia/ Fonte: Blog Tecnopeg

Vagas no Exterior - Dia 27/05

Recent Job Openings Job Title Location Project Controls Lead - Major Projects Calgary Senior Project Engineer & Principal Project Engineer (Multiple) Houston Instrumentation, Controls & Electrical Engineer Houston Instrument Engineers - jtm882741 Texas City Project Controls Manager New Orleans Process Improvement Engineer - cw882621 Baton Rouge Proposal Coordinator Montreal Commissioning Manager Skikda O&U Principal Process Engineer Houston Petrochemical Supervising Process Engineer Houston Petrochemical Senior Process Engineer Houston Commissioning & Start up Various Senior Operations Assurance Advisor Houston Interface Coordinator Houston/Australia Project Scheduler - cw882997 Houston Process Plant Refinery Chem Engineer Houston Controls Engineer Midland Fire Safety Specialist Middle East Fire Technician Middle East API 570 Inspector - cmc883027 Laplace Environmental Advisor - cw882951 Lake Charles Process Engineer - cw882437 Lafayette E&I Technician United States Project Controller - jtm883023 Houston Estimator - jss883019 New Orleans Technical Writer - Part Time Position - msl883026 Houston Document Controller - cw883025 Houston Cost Engineer - cw883011 New Orleans Process Improvement Engineer - cw882621 Baton Rouge Data Analysts - cs883009 Houston Integrated Energy Company Planning Strategist Midwest Integrated Energy Company Planning Strategist Midwest Project Manager - Process Technology Delivery Des Plaines Project Engineer - Instrumentation & Control Systems Des Plaines Facilities Engineer South VCM Manager (Houston, TX) Houston Metro Chlor/Alkali Process Engineer (Pittsburgh, PA Area) Petrolia Chlor/Alkali Process Engineer (Corpus Christi, TX) Corpus Christi Production Superintendent Baton Rouge Sr. Process Engineer Baton Rouge Six Sigma Process Engineer (Mobile, AL) Mobile PHA Process Engineer (Mobile, AL) Mobile Process Improvement Engineer (Baton Rouge) Baton Rouge Process Controls Engineer Baton Rouge Process Engineer Baton Rouge Control Systems Engineer Meraux Project Electrical Engineer Hahnville Facilities Engineer Morgantown Supply Chain Specialist Austin Tanks Lead/ Technical Coordinator- International Travel!!! Multiple Process Engineer -- Baton Rouge, LA Baton Rouge Senior Safety Specialist Engineer Sugarland Senior Process Engineer Wynnewood Senior Project Engineer Refinery - Coffeyville Fixed Equipment Specialist Angola Senior Electrical Technician Angola Process Engineer (Downstream) Houston Carbon Capture and Storage Leader Perth Electrical Design Engineer Geismar Materials Manager Vicksburg I & C Engineer Lombard Project/Process Engineer - Biofuels Midwest Mechanical Engineering Manager Houston Chief Process Engineer (Heavy Oil, Enhanced Oil Recovery) Houston Sr. Project Engineer Duluth Sr. and PPL Process Engineers Houston Project Inspection Coordinator Houston Technical Sales Engineer Houston Director of Operations Houston Staff Engineer (Machinery & Control) Bintulu, Sarawak Fonte: Blog Tecnopeg

HRT O&G conclui teste de formação na Bacia Solimões

"A HRT testou os dois intervalos, com produção de filtrado da lama de perfuração e óleo em um dos intervalos, em quantidade não comercial. O óleo recuperado no teste foi analisado e apresentou 41 graus API, com características geoquímicas semelhantes ao óleo produzido no Campo de Urucu", apontou o fato relevante. Ainda conforme o comunicado, os dois testes revelaram intervalos de baixa permeabilidade, confirmando, no entanto, o potencial para óleo leve no Bloco SOL-T-170. A companhia informou que novos dados de sísmica permitiram o mapeamento de novos prospectos com potencial para óleo, no Bloco SOL-T-170 que serão objeto de novas perfurações, após a conclusão de estudos em andamento. "Além disso, ainda em 2012, entraremos com Plano de Avaliação (PAD), junto à ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), para vários blocos, incluindo o Bloco 170, onde esperamos reavaliar o desempenho dos reservatórios identificados nos poços HRT-1 e HRT-6", afirma, no fato relevante. A HRT acrescenta que, o final do trimestre, as perfurações dos poços HRT-7D e HRT-8 devem ser concluídas. "Com base nos resultados, HRT OG e TNK-Brasil darão mais um passo importante no processo de monetização de gás e na produção de líquidos (com o potencial Teste de Longa Duração de condensado Bloco SOL-T-194)." No início do segundo semestre, ainda de acordo com o comunicado, as estruturas localizadas no Cluster Aruã (blocos 148, 149 e 172) serão perfuradas. "A campanha sísmica foi concluída com sucesso em janeiro de 2012, e os dados foram processados e mapeados", concluiu o comunicado. Fonte: HRT Relação com Investidores

HRT anuncia contratação da sonda semi-submersível Transocean Marianas

A HRT chegou a um acordo para contratação da sonda semi-submersível Transocean Marianas para perfuração de seus poços na costa da Namíbia. Uma carta de adjudicação já foi assinada e o contrato final, que deve ser assinado nos próximos 15 dias, está em fase final de preparação. A campanha de perfuração está agendada para iniciar entre o final do 4T12 e o início do 1T13 e a sonda será contratada por um período de 280 dias, sendo suficiente para perfurar pelo menos quatro poços exploratórios. "Este acordo para contratar a sonda semi-submersível Transocean Marianas é mais um passo importante na execução da nossa primeira etapa da campanha exploratória que nossa companhia vem intensamente perseguindo no offshore da Namíbia", comentou Marcio Mello, diretor presidente da HRT. "A Transocean Marianas é uma sonda perfeita para o nosso projeto. Sua capacidade de operar em águas rasas e profundas permite que esta sonda perfure todos os nossos prospectos, que estão localizados em áreas cuja lâmina d'água varia entre 160 e 1.800 metros de profundidade. A HRT testará a excelente qualidade de seus prospectos de excelente qualidade que, em conjunto, possuem recursos estimados superiores a 28 bilhões de barris de óleo equivalente (P10 não-riscados)", concluiu. Fonte: HRT Relação com Investidores

Tecnólogo em Óleo e Gás. Quem é? Pra onde vai?

O mercado de Óleo e Gás ainda tem a tendência de absorver profissionais com formação em Engenharia para as suas mais variadas áreas técnicas. Nas discussões sobre a formação no curso de Tecnologia de Petróleo e Gás, já foram abordados inúmeros motivos sobre a resistência em absorção desses profissionais pelo mercado de Óleo e Gás, entre elas a necessidade de registro no Conselho Regional de Engenharia e Arquitetura (CREA) e até mesmo o fato de esses profissionais não atenderem plenamente às exigências inerentes às atividades da Petrobras, cuja demanda, por sua vez, apenas bacharéis atenderiam, sejam eles em ciências ou em engenharia. Fato é que, a cada ano que passa, mais profissionais estão se formando nesse curso e consequentemente buscando seu espaço no mercado de trabalho, bem como as demandas do marcado estão cada vez maiores. Se a Petrobras é considerada referência nacional ou não, e se ela afeta a imagem desse profissional por não absorvê-lo, esse não vai ser o foco desse texto. O objetivo aqui é apontar em quais segmentos do setor de Óleo e Gás esses profissionais podem ser mais facilmente absorvidos sem impactos negativos no investimento de três ou quatro anos de formação acadêmica. Mas com relação ao curso de Tecnologia em Petróleo e Gás, não se pode inferir que a diferença frente aos cursos de Engenharia ou aos cursos de Ciências, como Física, Química, Geologia ou Geofísica, está em três ou quatro cálculos. Os cursos de Engenharia e Ciências, além de oferecer uma significativa base de cálculo, apresentam ainda os aspectos da física em seus vários contextos; oferece também o aprofundamento das suas especificidades, como por exemplo, Mecânica de Fluidos, Operações Unitárias, Termodinâmica, Química Orgânica e Analítica, Ciência de Materiais, Corrosão, entre outras de acordo com a Engenharia em questão, sem contar com a apresentação dos conceitos de gestão, como por exemplo, Projetos, Pessoal e Contabilidade. Ou seja, cabe fazer uma distinção na atuação entre os três profissionais: Tecnólogo, Engenheiro e Bacharel em Ciências. Segundo Gladstone Peixoto Moraes, professor do curso de Tecnologia em Petróleo e Gás do Centro Federal de Educação Tecnológica de Campos (Cefet-Campos), o curso de tecnólogo é focado na atividade, ou seja, dá ênfase no que é necessário para a aplicação. Portanto, esse profissional tem por objetivo dar suporte à criação e ao desenvolvimento, ou seja, ele pode ser a peça chave entre o projeto e a operação. Pois, embora ele não tenha conhecimentos técnicos aprofundados em ciências ou engenharia ele tem uma visão holística sobre toda a cadeia da indústria de Óleo e Gás e conhecimentos técnicos suficientes para tomada de decisão no que tange as funções de suporte as operações de exploração e produção (Upstream, Midstream e Downstream). No segmento Upstream, que inicia na prospecção e mapeamento de áreas, passando pela perfuração, chegando até a fase de produção, pode-se destacar as posições de especialistas de HSE, Logística de Suprimentos, Garantia da Qualidade de processo e Controle de Qualidade de produtos e serviços, normalmente conhecidos como QA/QC. Esses profissionais, embora não tenham a exigência pelo mercado em ter formação técnica para assumirem essas funções, são vistos como diferenciais quando tem. Outrossim, são posições não tão procuradas por profissionais com formação em Engenharia. Em se tratando de Midstream, o segmento do mercado de Óleo e Gás que se resume no conjunto de atividades que compõe a transformação do óleo em produtos, certamente esses profissionais encontrarão mais dificuldades para se colocar, pois, a maior demanda é por Engenheiros de Processos, Processamento e Manutenção. Todavia, ainda sim existe a necessidade de suporte a essas operações, mas que é facilmente entregue a responsabilidade de profissionais com formação em cursos de nível técnico das áreas específicas. Chegando ao fim da cadeia, encontra-se o conjunto de atividades que compõem o transporte dos produtos da refinaria até os locais de consumo, denominado Downstream. É a fase logística, ou seja, o transporte, distribuição e comercialização dos derivados do petróleo. Nessa etapa, a maior demanda de profissionais está em logística, marketing e gerenciamento de projetos, onde mais uma vez são profissionais que não necessariamente precisam ter formação em Engenharia, mas tendo formação voltada para o mercado de Óleo & Gás e aptos a exercer tais funções, serão bem recebidos e com desenvolvimento de carreira garantido. Diante desse contexto, os profissionais com formação em Tecnologia de Petróleo e Gás não estão reféns da liberação de registro no Conselho de Engenharia e Arquitetura para poder atuar no mercado de Óleo & Gás, e nem da iniciativa da Petrobras para liberar a sua entrada por meio de concurso. Esses profissionais estão aptos para atuar nas três fases da Indústria de Óleo e Gás: Up, Mid e Downstream. Precisam apenas entender o mercado e se aplicar em posições e empresas que melhor se adéquam a sua formação e aos seus conhecimentos técnicos. - O autor é consultor de recrutamento no setor de Óleo e Gás da Robert Walters Fonte: http://www.geofisicabrasil.com/artigos/41-opiniao/3624-tecnologo-em-oleo-e-gas-quem-e-pra-onde-vai.html

Gás natural: continuaremos a depender da Bolívia?

Se depender dos números expostos na página 47 do Plano de Negócios (PN) 2011-2015 da Petrobras, a resposta é sim. O PN dividiu a oferta e a demanda do Gás Natural (GN) em dois períodos, 2015 e 2020. Analisemos os números. Para 2015, está prevista uma oferta total de 149 milhões de metros cúbicos por dia (mm³/d), sendo 78 mm³/d de GN nacional; 41 mm³/d de Gás Natural Liqueito (GNL, importado) e 30 mm³/d da Bolívia. Nesse mesmo ano, a demanda total é de 151 mm³/d, sendo que 59 mm³/d para as térmicas (Petrobras e terceiros); 53 mm³/d para as distribuidoras de GN; e 39 mm³/d para a Petrobras (refino e fertilizantes). Observando os números, vemos que há um pequeno déficit de 2 mm³/d, o que pode ser facilmente solucionado, como maior produção nacional (mais provável) ou com importação. Para 2020, temos uma previsão de oferta total de 173 mm³/d, sendo 102 mm³/d de GN nacional; 41 mm³/d de GNL e 30 mm³/d da Bolívia. A demanda total prevista é de 200 mm³/d, sendo 76 mm³/d para as térmicas; 63 mm³/d para as distribuidoras; e 61 mm³/d para refino e fertilizantes. Ou seja, em 2020 teremos um déficit entre oferta e demanda da ordem de 27 mm³/d. Esse déficit, mesmo com aumento da produção nacional de 30,77% (78 mm³/d e 102 mm³/d em 2015 e 2020, respectivamente), deve-se ao fato de que haverá um aumento substancial na demanda entre 2015 e 2020 da ordem de 32,45% (151 mm³/d e 200 mm³/d). Pergunta-se: de onde virá esse volume faltante? O grave nesse panorama é que não vemos a curto nem a médio prazos uma produção nacional que nos deixe livre das amarras e chantagens dos bolivarianos de plantão liderados pelo "cumpanhero (sic!) Evo", que humilharam há alguns anos o nosso país e confiscaram os ativos do povo brasileiro, sob o olhar leniente dos governantes de então, quando o caminho correto seria os tribunais internacionais. De positivo, vemos que a produção nacional de GN, entre altos e baixos, ao contrário da produção de petróleo e derivados, vem tendo uma boa performance. Entre 2000 e 2011, a produção saltou de 36,414 mm³/d para 65,955 mm³/d, aumento de 81,12%; média anual de 6,76%. No primeiro mês de 2012, observamos um recorde na produção diária de 71,093 mm³/d, o que representa um aumento de 7,30% em relação ao mesmo mês do ano anterior. No entanto, para que nos livrássemos da dependência da Bolívia teríamos que crescer 11,0% de forma contínua até 2020, e aí teríamos uma produção nacional de 164 mm³/d que, acrescidos aos 41 mm³/d de GNL, alcançaria 205 mm³/d. Importante ressaltar o grande esforço realizado pela ANP e pela Petrobras no sentido de diminuir os enormes desperdícios relacionados à reinjeção e queima observadas nestes últimos 10 anos. Em 2002, tivemos uma média diária de 9,269 mm³/d de reinjeção, o que representou 21,81% do total produzido, e 5,844 mm³/d referentes à queima, 13,75% do total. Ou seja, naquele ano, do total produzido, 35,56% não foram utilizados. Em janeiro de 2012, temos um panorama mais ajustado. A reinjeção foi de 11,256 mm³/d, 15,83% do total produzido, e 4,493 mm³/d referentes à queima, 6,32% do total, resultando entre reinjeção e perda 22,15%. Pelos números apresentados, observamos que estes números podem melhorar ainda mais. Afinal, entre 2002 e 2012, a queima foi reduzida em mais da metade do total produzido (13,75% contra 6,32%). No tocante ao GNL, mais caro que o gás convencional em função de suas particularidades, o mesmo continuará sendo importado até que os grandes campos do pré-sal (se confirmados os seus volumes e viabilidade econômica) comecem a produzir. No entanto, como já alertei em textos anteriores, devido à grande distância entre os campos do pré-sal e o continente e outros fatores técnicos, está descartada a utilização de gasodutos para o seu transporte. Assim, teremos que fazer a transformação do GN em GNL utilizando o sistema offshore e onboard em plataformas do tipo Floating Liquefied Natural Gás – FLNG (plataforma flutuante para liquefação de gás natural), do tipo que será utilizada pela Shell ® no campo de Prelude, na Austrália, conforme descrevi no texto Solução para o gás do pré-sal, publicado no Jornal do Brasil, em 2 de janeiro do ano em curso. Em menor escala, poderemos, também, utilizar o GN do pré-sal na geração de energia offshore, que seria transportada através de cabos submarinos. Um fato é cristalino: temos que trabalhar para não depender dos humores bolivarianos da Bolívia. Tenho absoluta certeza de que, com afinco, conseguiremos nossos objetivos. Humberto Viana Guimarães, engenheiro civil e consultor, é formado pela Fundação Mineira de Educação e Cultura, com especialização em materiais explosivos, estruturas de concreto, geração de energia e saneamento. Fonte: Jornal do Brasil/Humberto Viana Guimarães

OGX anuncia declaração de comercialidade de parte do Complexo de Waimea

 A OGX, anunciou nesta terça-feira (15) que apresentou à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a declaração de comercialidade de parte do Complexo de Waimea (1º módulo de produção), cuja nova denominação proposta é Campo de Tubarão Azul, contida no bloco BM-C-41, em águas rasas da Bacia de Campos. A companhia detém 100% de participação nesses blocos. De acordo com o comunicado da empresa, a declaração ocorre após a avaliação dos resultados obtidos no Teste de Longa Duração (TLD), realizado através do poço OGX-26HP, que está confirmando excelentes características de permoporosidade do reservatório, possibilitando um melhor detalhamento e elaboração do Plano de Desenvolvimento (PD) dessa área. O PD a ser apresentado à ANP estima um volume total recuperável de 110 milhões de barris de petróleo do Campo de Tubarão Azul ao longo do período de concessão da fase de produção. “Essa importante etapa nos permitirá conectar o segundo poço e intensificar a produção no FPSO OSX-1, tornando ainda mais rentável a operação dessa unidade com a ampliação da geração de caixa e diluição dos custos de operação”, comentou Paulo Mendonça, diretor presidente da OGX. Resultados trimestrais A OGX Petróleo e Gás Participações registrou prejuízo líquido de R$ 144,8 milhões no primeiro trimestre de 2012, aumento de 327% em comparação com as perdas obtidas no mesmo período de 2011, de R$ 33,9 milhões. Segndo o relatório da companhia, o prejuízo decorre da intensificação na campanha exploratória da companhia e pelos gastos gerais e administrativos. As despesas da empresa no primeiro trimestre totalizaram R$ 202 milhões. A receita financeira líquida foi de R$ 18,5 milhões, ante montante de R$ 130,6 milhões registrado no mesmo período do ano anterior, o que representou uma queda de 85%. Na comparação entre o primeiro trimestre deste ano e o último de 2011, houve uma variação positiva de R$ 139 milhões, passando de despesa de R$ 120,5 milhões para R$ 18,5 milhões. Os números foram influenciados, sobretudo, pela apreciação do real frente ao dólar, segundo a OGX. Fonte: Revista Tn Petróleo

51 unidades flutuantes para o Brasil.

Achei essa notícia no Portal Guia Oil&Gas Brasil e achei muito pertinente divulgar pois mostra o quanto de oportunidades estão por vir no Brasil. E olha que esses números não estão incluidas Plataformas de Perfuração. Aproximadamente um quarto dos projetos de unidades de produção flutuantes em fase de planejamento ou licitação em todo o mundo tem como foco o offshore brasileiro, de acordo com estudo divulgado pela International Maritime Association (IMA). De um total de 215 empreendimentos identificados pela pesquisa, 51 são voltados ao país. Desses projetos, a maior parte (25) será destinada à produção em lâminas d'água maiores que 1.500 m. Outros 21 empreendimentos preveem a produção em águas superiores a 1.000 metros e cinco unidades em águas com profundidades entre 1.000 e 1.500 metros. De acordo com o relatório, intitulado “Floating Production Systems: Assessment of the Outlook for FPSOs, Semis, TLPs, Spars, FLNGs, FSRUs and FSOs”, o Brasil também responde pela maior parte das encomendas por unidades de produção flutuantes. Das 67 plataformas desse tipo em construção no mundo, 28 (ou 42%) estão sendo feitas no país. O estudo revela que, atualmente, existem 257 unidades de produção flutuantes no mundo, número 30% maior que o registrado cinco anos atrás e 90% superior em relação há uma década. Entre as plataformas estão semissubmersíveis, TLPs, Spar Buoys, barcas, FLNGs e FPSOs, os quais respondem por 62% do número total. Entre estes últimos, sete estão inoperantes e disponíveis para uso, enquanto outros 100 estão em serviço. Com a conclusão da construção das 67 novas plataformas de produção flutuantes (45 FPSOs, cinco semissubmersíveis, três TLPs, três spars, dois FLNGs e nove FSRUs), o número total de unidades do tipo será incrementado em 25%. Entre as unidades encomendadas, 36 utilizarão novos cascos, enquanto 31 serão originadas a partir da conversão de cascos de petroleiros. A maior parte dessas plataformas (37) são de propriedade de operadoras, ao passo que 30 serão afretadas. O relatório ainda destaca que, nos próximos cinco anos, a previsão é que entre 130 e 190 unidades de produção flutuantes sejam encomendadas no mundo, sendo cerca de 75% dos pedidos referentes a FPSOs. Há também a expectativa de que entre 25 e 35 FSOs sejam encomendados. Segundo a pesquisa, aproximadamente 60% das encomendas serão baseadas em contratos de afretamento. Fonte: Blog Tecnopeg

Programa de Trainee EBX 2012

O Grupo EBX abriu inscrições para o primeiro programa de trainee da empresa. Serão oferecidas 6 vagas, uma para a EBX Holding e para cada companhia de capital aberto – OGX (petróleo), MPX (energia), LLX (logística), MMX (mineração) e OSX (indústria naval offshore). As oportunidades são para 17 cursos de engenharia de todo o país: engenharia eletrotécnica, elétrica, industrial elétrica, de controle e automação, eletrônica, mecatrônica, civil, de produção, industrial, industrial mecânica, mecânica, de minas, de petróleo, geológica, industrial química, química e naval. Os interessados devem ter a graduação concluída entre julho de 2010 e julho de 2012, conhecimento avançado em inglês, domínio do pacote Office e disponibilidade para viagens. O espanhol é desejável. O processo seletivo será composto por cinco etapas - inscrições - testes online (inglês e raciocínio lógico) - laboratório de competências (dinâmica de grupo) - teste oral de inglês e - assessment center (painel e entrevista com gestor e RH). O Grupo EBX oferece remuneração fixa e benefícios compatíveis com o mercado, além de remuneração variável. As inscrições serão online e deverão ser feitas pelo site www.ebx.com.br até 24 de maio. Os trainees selecionados iniciarão o trabalho em agosto deste ano e passarão por um programa de desenvolvimento pelo período de 18 meses com o objetivo desenvolver e capacitar novos talentos para trabalhar no Grupo EBX. Inscrições abertas! Fonte:Blog QG do Petróleo