Ano Novo, novas oportunidades

Fim de ano chegando, quero desejar a todos que o novo ano seja de muitas realizações, oportunidade e muito aprendizado. Aproveite suas férias, quem terminou os cursos, busque aperfeiçoamento, quem terminou período, busque mais informação para que você entre o ano com novas idéias.

A todos, um período de muita paz, crescimento pessoal e aproveitamento do tempo.

Que venha 2014!

Edmilson Aguiar

Pré-sal deve gerar 46 mil empregos até 2015

Os investimentos no setor de petróleo e gás, especialmente para exploração do pré-sal, criarão 46 mil empregos até 2015. Dessas vagas, 84%, ou 33,6 mil, serão ocupadas por técnicos ou profissionais de nível médio, em ocupações como soldador de tubulação, técnico petroquímico e encanador industrial. As informações são do Mapa do Trabalho Industrial, do Serviço Nacional de Aprendizado Industrial (Senai).

Conforme o estudo, 60% das novas vagas serão para funções industriais. Isso ocorre porque a cadeia produtiva do petróleo e gás exige qualificação muito específica, como os soldadores subaquáticos, que precisam mergulhar centenas de metros no oceano para fazer reparos nos equipamentos de extração.

Por isso, os profissionais são disputados pelo mercado e têm salários atraentes. Um técnico em mineração, responsável por supervisionar equipes durante o processo de extração, ganha, em média, R$ 11,1 mil ao mês em um mercado aquecido como o do Rio de Janeiro.

Além disso, o número de trabalhadores em funções industriais é mais alto nesse setor do que a média dos outros setores da indústria. Para se ter uma ideia, uma única sonda de perfuração precisa de 150 a 200 profissionais industriais altamente capacitados para ser operada. Só para operadores e técnicos de petróleo e gás, que podem trabalhar nessas sondas, em plataformas ou navios, serão abertas 12,5 mil vagas até 2015.

"A demanda por profissionais qualificados já é alta nesse período de aquecimento para a exploração dos campos do pré-sal. Mas deve se ampliar nos próximos cinco anos, quando as novas plantas entrarem em produção", prevê o diretor geral do SENAI, Rafael Lucchesi. Ele explica que grande parte das obras para o pré-sal ficará pronta a médio e longo prazos.

Para atender a essa expansão, o SENAI incluiu esse tema no seu planejamento estratégico e lançará, em 2014, três novos cursos de especialização para técnicos em construção naval nas áreas de pintura, mecatrônica e mecânica ou eletrônica. Os novos profissionais aprenderão habilidades e conhecimentos das novas tecnologias do setor.

Investimento Japonês - Além disso, a Agência de Cooperação Internacional do Japão (JICA) investirá R$ 10 milhões para equipar com tecnologia de ponta, quatro unidades do SENAI no Rio de Janeiro, Pernambuco, Bahia e Rio Grande do Sul. O objetivo é capacitar, pelo menos, 100 professores, que treinarão mão de obra para quatro estaleiros japoneses que estão se instalando no Brasil: o Ishikawajima-Harima Heavy Industries - que comprou 25% do Estaleiro Atlântico Sul (EAS), o Kawasaky Heavy Industries, que está negociando estaleiros em Salvador, o Mitsubishi Heavy Industry, e o Japan Maritime United.

Um levantamento feito pelo Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (SINAVAL) aponta que já existem 390 obras em andamento ou com intenção de construção, que custarão R$ 150 bilhões. De acordo com o estudo, a boa notícia é que a demanda deve crescer principalmente no setor de maior valor agregado, como sondas de perfuração, navios de apoio marítimo e petroleiros.



Fonte: Redação TN/ Ascom Senai

Ibama autoriza obras do Gasoduto Brasil Central

O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) assinou na última quinta-feira (28) a licença que autoriza as obras do Gasoduto do Brasil Central. O gasoduto vai transportar gás natural a partir da Estação de Compressão (ECOMP) de São Carlos (São Paulo) até o Ponto de Entrega do Recanto das Emas, no Distrito Federal.

O duto com extensão aproximada de 905 quilômetros e capacidade para transporte de 5,5 milhões de metros cúbicos por dia, interliga duas regiões do país: o Sudeste e o Centro-Oeste, passando por 37 municípios, entre os quais São Carlos/SP, Ribeirão Preto/SP, Uberaba/MG, Uberlândia/MG, Itumbiara/GO, Caldazinha/GO, Silvânia/GO, e Recanto das Emas/DF.

O gás natural chega ao Centro-Oeste somente através de transporte rodoviário, com esse empreendimento a região passará a receber o gás também por meio de duto. O documento foi assinado pelo presidente do Ibama, Volvey Zanardi Júnior.



Fonte: Ascom Ibama/Revista Tn Petróleo

OGX paga multa de R$ 200 mil por perfurar poço antes do permitido

A petroleira OGX, de Eike Batista, pagou multa de R$ 200 mil à Agência Nacional do Petróleo (ANP) por ter realizado perfuração de poços e Teste de Formação Revertida no bloco S-M-314, contrato B-M-59, na Bacia de Santos, antes do Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) ser aprovado pela diretoria da agência. A ANP negou recurso interposto pela empresa e a multa foi paga no dia 14.

A diretora-geral da agência, Magda Chambriard, explicou recentemente que a OGX, atualmente em processo de recuperação judicial, pode perder concessões caso não cumpra seus compromissos com a ANP. Entretanto, até agora, a petroleira tem cumprido rigorosamente seus compromissos com o órgão regulador.

Uma outra decisão desfavorável para a OGX saiu na reunião do último dia 6. A diretoria colegiada da agência indeferiu recurso administrativo interposto pela OGX sobre a metodologia de cálculo dos volumes de condensado não medidos no período de fevereiro a junho no Campo de Gavião Real, na Bacia do Parnaíba.

Neste caso, a empresa não concordou com a metodologia estabelecida pela agência e entrou com recurso administrativo. A diretoria colegiada da ANP conheceu o recurso, mas, no mérito, indeferiu.

A agência esclareceu ao Valor que, nesta questão, a empresa não pode entrar com recurso administrativo, somente com pedido de reconsideração, caso apresente um fato novo, e também não cabe multa. A ANP fará o cálculo das participações devidas e notificará a OGX para pagamento.



Fonte: Revista Tn Petróleo

Poucas brasileiras investem em P&D

Somente oito companhias brasileiras fazem parte do ranking das duas mil empresas globais que mais investiram em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) em 2012. Para se ter uma ideia, são 93 companhias no caso da China, 56 da Coreia, 22 da Índia e 15 da Austrália, de acordo com relatório divulgado pela União Europeia (UE).

Apenas a Vale faz parte das 100 primeiras, ficando na 98ª posição. Na verdade, 28 companhias nesse grupo de 100 registraram diminuição em investimentos em pesquisa e desenvolvimento. E entre elas, apenas três tiveram queda desses investimentos e também de vendas líquidas em mais de 10% no ano passado: A Vale, a japonesa Renesas e a finlandesa Nokia.

No entanto, a mineradora brasileira está no ranking das 14, entre as 100 principais, que alcançaram melhor desempenho econômico nos últimos dez anos. Ou seja, essas companhias aumentaram simultaneamente investimentos em pesquisa e desenvolvimento e vendas líquidas em mais de 200% desde 2004 e tiveram lucros operacionais no ano passado.

O relatório da União Europeia sobre investimentos em pesquisa e desenvolvimento tem como base os projetos financiados pela própria empresa. Ele exclui iniciativas sob contratos para clientes como governos e outras empresas e em projetos de joint ventures para melhorar o conhecimento científico e desenvolver novos produtos.

Pela primeira vez desde 2004, uma companhia europeia, a montadora Volkswagen, é a maior investidora privada em pesquisa e desenvolvimento, mostra o relatório '2013 EU Industrial R&D Investment Scoreboard'. A empresa investiu € 9,5 bilhões em 2012 nesse segmento.

A segunda foi a Samsung Electronics, da Coreia do Sul, com investimento de € 8,3 bilhões. Outras companhias no "top 10" são as americanas Microsoft, Intel, Merck, Johnson & Johnson e Pfizer, alem das suíças Roche e Novartis e a japonesa Toyota.

As companhias europeias, porém, continuam atrás nos investimentos em pesquisa e desenvolvimento comparado a empresas dos EUA. Os investimentos das europeias cresceu 6,2% no período, comparado a 8,2% no caso das americanas.

A maioria das "top 100" que mais investiram em P&D são do setor automotivo, seguidas do setor de tecnologia da informação, globalmente.

Segundo o relatório, a colocação da Vale em 98ª posição em 2012 deve-se a investimentos de € 1,120 bilhão. A queda foi de 11,7% em um ano, mas teve alta de 9,4% em três anos.

A Petrobras aparece em 118ª posição, com investimentos de € 936,4 milhoes, numa queda de 9,2% em um ano, mas alta acumulada de 26,7% em três anos.

A Embraer fica em 391ª posição globalmente, com investimento de € 217,2 milhões, numa alta de 38,7% em um ano e acumulado de 30,7% em três anos.

A Totvs, empresa de software, vem depois na 992ª posição com investimento de € 64,7 milhoes. A CPFL Energia fica em 1030º lugar com € 61,2 milhoes. A WEG ocupa o ranking 1.118, com € 53,8 milhoes de investimentos em P&D. A Braskem fica em 1391ª posição, com € 39,4 milhoes. A última brasileira é a Itautec em 1.8341ª posição com € 25,7 milhoes.





Fonte: Valor Econômico

Petrobras abrirá 17 mil vagas em cursos gratuitos no país

O Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), da Petrobras, vai oferecer 17 mil vagas em cursos gratuitos de qualificação, em 185 funções. Segundo o coordenador executivo do Prominp, Paulo Alonso, a oferta ainda pode ser ampliada, pois é fruto de um levantamento inicial. A seleção deverá ser aberta até março de 2014, para os estados de Rio de Janeiro, Espírito Santo, Pernambuco, Bahia e Rio Grande do Sul.

— Nós nos articulamos com grandes empregadores, como estaleiros e montadores, e fizemos um grande mapa de demandas para chegarmos a esse número. No primeiro trimestre, serão lançados os editais para essas vagas — disse.

O concurso para o Prominp conta com uma prova objetiva de Matemática, Raciocínio Lógico e Português. Geralmente, o processo seletivo é organizado pela Fundação Cesgranrio. Após a aprovação, o candidato passa por um treinamento, que dura de quatro a seis meses. Se estiver desempregado, ele recebe uma bolsa de R$ 300 (quem tem nível fundamental), R$ 600 (ensino médio) ou R$ 900 (formação superior). Após a capacitação, o profissional pode ser contratado por uma das empresas.

Desta vez, o Prominp responderá por metade dos custos de qualificação. As empresas parceiras vão arcar com o restante.

— O modelo é mais aprimorado, e temos a expectativa de que a evasão de pessoal para outras áreas seja menor — explicou Alonso, destacando que 33% dos participantes das seis edições do programa foram atuar em outras áreas.

Confira os dez cargos mais procurados pelas empresas:

Auxiliar de movimentação de cargas - auxilia o operador de movimentação de cargas no ambiente offshore (alto-mar). A atividade exige o ensino fundamental.

Armador - atua na área de construção e montagem. É preciso ter o ensino fundamental para exercer essa atividade.

Caldeireiro - esse trabalhador faz o traçado de peças em material de aço carbono, inox, cobre, alumínio, chapa de ferro etc. A atividade exige o ensino fundamental.

Encanador industrial - executa tarefas de montagem de tubulações industriais metálicas. É necessário ter o nível fundamental.

Pedreiro - executa serviços de elevação de paredes, utilizando blocos de concreto e especiais. A função é para candidatos com o ensino fundamental.

Soldador naval - atua na montagem, a partir do processo de soldagem de estruturas. Requer o ensino fundamental.

Soldador de estruturas - estuda a peça a ser soldada, verificando a melhor forma de fazer o serviço. O posto exige o ensino fundamental.

Montador de andaime - trabalha montando andaimes e fixando suas peças. Requer o nível fundamental.

Pintor industrial offshore - está habilitado a realizar trabalhos de pintura industrial em ambiente offshore (alto-mar). Exige o ensino fundamental.

Plataformista - atua no setor de manutenção e desenvolve atividades como restauração e limpeza de poços produtores de petróleo. Exige o nível médio.

Fonte: Extra

China conquista posto de maior importador de petróleo do mundo

Em setembro deste ano, a China ultrapassou os Estados Unidos e se tornou o maior importador de petróleo do mundo, resultado do crescimento acelerado e das fortes vendas de automóveis do país, informou a Administração de Informações de Energia (AIE) dos EUA em relatório divulgado na última semana.

O relatório ainda sinaliza que a posição conquistada pela China pode ser mantida até 2014. O consumo de petróleo na China ultrapassou em 6,3 milhões de barris por dia (bpt) o que o país produziu, em setembro, obrigando o país a importar a diferença, explica a AIE. A diferença nos EUA foi equivalente 6,13 milhões de bpd.

A mudança aconteceu em parte como resultado de um salto nas exportações de produtos refinados de petróleo pelos Estados Unidos, por isso os norte-americanos podem retornar ao posto de número um rapidamente.

Aquisições

O cenário deve fazer com que a China acelere aquisições de empresas de petróleo e gás para atender sua demanda por energia.

"As importações crescentes serão um motor para as aquisições", disse Alex Yap, consultor de energia do FGE, em Cingapura.

"Do ponto de vista de uma nação, eles têm uma agenda de segurança no abastecimento, mas do ponto de vista das empresas chinesas, elas estão interessadas em se transformarem em impérios."

As dificuldades em aumentar a produção doméstica têm levado as empresas chinesas, incluindo China National Offshore Oil Co. (CNOOC) e a Sinopec, a gastar mais de US$ 100 bilhões desde 2009 em ativos de petróleo e gás para aumentar as importações, mostraram dados da Thomson Reuters.

A CNOOC pretende dobrar sua produção anual de petróleo e gás de cerca de 60 milhões de toneladas para 120 milhões de toneladas de óleo equivalente, ou 2,6 milhões de barris por dia, até 2020 e 180 milhões de toneladas até 2030. Pequim também gastou bilhões em empréstimos subsidiados e apoios para garantir petróleo e gás na África e na América do Sul.

Embora a China não traga todo o petróleo de seus ativos no exterior para o país, o acesso aos campos dá a Pequim segurança no abastecimento e permite ao país planejar suas metas de importação. "As tradings estatais Unipec e Chinaoil estão negociando mais no mercado mundial do que o volume adquirido para atender as necessidades domésticas de refino", disse uma autoridade chinesa que não quis se identificar.

"Ao fazer aquisições no exterior, às vezes eles constroem refinarias como garantia para assegurar blocos de petróleo e gás, permitindo-lhes flexibilidade para tomar petróleo ou combustível refinado, ou se envolver em uma série de acordos de troca".

China e EUA

Os Estados Unidos, que têm uma população que corresponde a aproximadamente um terço da população chinesa, consome mais petróleo por pessoa que a China.

Em setembro, os americanos usaram 18,6 milhões de barris por dia de petróleo e outros combustíveis fósseis líquidos, enquanto a China usou 10,9 milhões, de acordo com o AIE. E a produção dos EUA foi de 12,5 milhões de barris por dia, enquanto que a China foi de 4,6 milhões.



Fonte: Revista Tn Petróleo

Dilma deve anunciar presidente da PPSA na segunda-feira

Segundo o jornal 'O Globo' de ontem (10), a presidente Dilma Rousseff teria escolhido Oswaldo Pedrosa, atualmente gerente executivo do campo de Polvo (Bacia de Campos), da petroleira nacional HRT, para presidir a Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural - Pré-Sal Petróleo (PPSA). De acordo com a matéria, o anúncio deverá ser feito na segunda-feira (14), sete dias antes do primeiro leilão do pré-sal, que ofertará o Campo de Libra.

A companhia, que tem como objetivo administrar os contratos de partilha de produção celebrados pelo Ministério de Minas e Energia (MME), e a comercialização de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos da União, ainda gera muita polêmica no setor. Para o ex-diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), atualmente sócio e diretor da DZ Negócios com Energia, David Zylbersztajn, a criação da PPSA é desnecessária e perigosa.

"Acredito que a ANP teria condições de operar essas concessões no pré-sal como já faz nas outras áreas, assim como fiscalizar as atividades e gastos das empresas que vão explorar. Não era necessário se criar uma estatal para isso, desta forma se esvazia-se a agência", enfatizou.

Segundo Marilda Rosado, sócia fundadora da MRA Advogados, a "PPSA poderia ter a sua constitucionalidade questionada". Na opinião da jurista, "a Pré-Sal Petróleo significa uma dupla representação do Estado no âmbito do comitê operaciona".


Oswaldo Antunes Pedrosa

Engenheiro PhD formado pela Universidade de Stanford, na Califórnia, Oswaldo Antunes Pedrosa é aposentado pela Petrobras - onde trabalhou por 30 anos. Ingressou na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) no ano em que o órgão foi criado, em 1998.

Na ANP, foi superintendente de Desenvolvimento e Produção até 2003. Desde 2010, está na HRT - petrolífera que vem enfrentando sérios problemas devido aos resultados negativos em sua campanha exploratória no Solimões, na Amazônia, e na Namíbia, na África. Pedrosa é o gerente executivo do campo de Polvo, no qual a HRT tem 60% de participação.





Fonte: Revista TN Petróleo

Brasil deve anunciar grande descoberta de petróleo em semanas

Autoridades brasileiras pretendem anunciar a descoberta de uma gigantesca reserva de petróleo no mar, situada perto do estado de Sergipe, nas próximas semanas, no que poderia ser a maior do país fora da grande região do "pré-sal", informou o governo estadual.

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, vai "anunciar oficialmente a descoberta" durante uma visita à capital do Estado, Aracaju, disse à Reuters um porta-voz do governador em exercício, Jackson Barreto, na quinta-feira (4).

Uma campanha exploratória na costa de Sergipe mostra que uma área controlada pela Petrobras e um parceiro indiano possivelmente possui mais de 1 bilhão de barris de petróleo, disseram à 'Reuters' fontes do governo e da indústria, em reportagem publicada no dia 26 de setembro.

Esse volume é mais do que suficiente para suprir todas as necessidades de petróleo dos Estados Unidos, o maior consumidor de petróleo do mundo, por quase dois meses.

"Lobão aceitou o convite do governador para viajar para Aracaju no dia 23 de outubro" disse o governo de Sergipe em um comunicado. "Naquele dia, de acordo com o governador, a maior descoberta de petróleo em 2013 será anunciada oficialmente."

O Ministério de Minas e Energia do Brasil confirmou que Lobão está com viagem programada para ir para Aracaju em 23 de outubro. A pasta se recusou a informar a razão para a sua viagem. A Petrobras se recusou a confirmar o tamanho da descoberta. Mas a presidente-executiva da estatal, Maria das Graças Foster, chamou de "uma bela descoberta" em uma entrevista coletiva em 27 de setembro.

Fontes da indústria e do governo disseram anteriormente à Reuters que o bloco SEAL-11 e as áreas adjacentes podem conter mais de 3 bilhões de barris de petróleo in situ, um termo que inclui recursos irrecuperáveis, bem como o petróleo que pode ser economicamente produzido.

Essa quantidade pode ser suficiente para permitir a produção de cerca de 1 bilhão de barris, de acordo com fontes da indústria brasileira, com base em taxas de recuperação da indústria local. Barreto está substituindo o governador em Sergipe, Marcelo Deda, que está em licença médica.



Fonte: Revista Tn Petróleo

Curso Gerenciamento da Produção de Petróleo e gás Natural - Inscrições abertas

Senhores,

Estão abertas as inscrições para o Curso de Estações de Produção de Petróleo e Gás Natural (Processo e Projeto) ONLINE.

A princípio, este curso terá sua ênfase em estações onshore, porem, a lógica serve para offshore também.

Esta disciplina que é frequentemente negligenciada nas faculdades tem a procura por profissionais, pelas empresas (a maioria de médio e pequeno porte) dificultadas pelo fato de, até agora, somente poderem contar com aposentados da Petrobras.

Serão 14 aulas online enviadas individualmente sendo uma por semana e, com conferências semanais pelo Skype. Teremos 2 opções de dias e horários: 1ª Turma - Aos domingos de 10:00 as 12:00. 2ª Turma – As quartas-feiras: de 19:00 as 20:30 horas.

Os engenheiros e estudantes de qualquer engenharia podem exercer o cargo de supervisores e gerentes de estações de produção de petróleo e gás natural desde que tenham esta capacitação, vejam bem, não necessita de uma nova graduação, mas, capacitação somente, porém, as faculdades não investem nesta formação.

Até para aqueles que vão prestar o próximo concurso da Petrobras se beneficiarão, e muito, deste curso.

Teremos 02 aulas praticas em estações de produção na Bahia e/ou Sergipe durante o curso.

As aulas começarão no dia 15 para a turma da quarta e dia 20 para a turma aos domingos.

Quem tiver interessado me mande um email: luizhenrique_99@yahoo.com

O programa do curso esta abaixo:

1. CONTEÚDO PROGRAMÁTICO

CAPITULO 1 – FACILIDADE DE PRODUÇÃO.
Introdução
Fazendo o Equipamento Funcionar
Tipos de Facilidades (Instalações de Produção)

CAPITULO 2 – ESCOLHENDO UM PROCESSO.
Introdução
Controlando o Processo
- Operação de uma Válvula de Controle, Controle de Pressão, Controle de Nível, Controle de Temperatura, Controle de Fluxo.

Configuração Básica do Sistema
- Cabeça de Poço e Manifold, Separação, Tratamento de Óleo, Lease, Transferência de Custódia Automática, Bombas, Tratamento de Água, Compressores, Desidratadores de Gás, Teste de Poço, Sistemas de Levantamento Artificial (Gás Lift, BPZ, BCP, BCS, Bombeio Mecânico).

CAPITULO 3 – PROPRIEDADES DO FLUÍDOS.
Introdução
Princípios Básicos
Gravidade Especifica e Densidade, Viscosidade.
Cálculos de Flash
Caracterização do Fluxo.
- Peso Molecular do Fluxo de Gás, Taxa de Fluxo de Gás, Peso Molecular Líquido. Gravidade Especifica de Líquidos, Taxa de Fluxo Líquido, O Fluxo.
Calculo Aproximado de Flash.

CAPITULO 4 - SEPARAÇÃO EM 2 FASES DE GÁS E ÓLEO.
Introdução
Descrição do Equipamento.
- Separadores Horizontais, Separadores Verticais, Separadores Esféricos, Outras Configurações.
Seleção de Vasos – Horizontal x Vertical.
Interno de Vasos.
- Difusores na Entrada e Quebra Ondas, Placas Antiespumante, Quebra Vórtice, Extrator de Umidade.
Teoria.
- Assentamento, Tempo de Retenção.
Dimensionado o Separador.
- Procedimento para Dimensionar.

Exemplo Prático – Dimensionando um Separador Vertical,
Exemplo Prático – Dimensionando um Separador Horizontal.

Capitulo 5 - SEPARAÇÃO EM 3 FASES DE GÁS E ÓLEO.
Introdução.
Descrição do Equipamento.
- Separadores Verticais, Separação Vertical.
Seleção Horizontal x Vertical.
Internos do Vaso.
- Placas Coalescentes, Jato de Abrasivo e Drenos.
Potenciais Problemas Operacionais.
- Crus Espumantes, Areia, Formação de Parafina, Emulsões e Mitigação.
Teoria.
- Separação de Gás, Separação Óleo/Água, Dimensionamento de Gota no Óleo, Tamanho de Gota d’água no Óleo. Tempo de Retenção.
Dimensionando o Separador.
- Procedimento para Dimensionar.

Exemplo Prático – Dimensionando um Separador Vertical 3 fases,
Exemplo Prático – Dimensionando um Separador Horizontal 3 fases.

Capitulo 6 – SISTEMAS DE TRATAMENTO.

a) DE ÓLEOS CRUS.
Introdução.
Teoria de Tratamento de Emulsão.
- Emulsões Espumantes, Agente Emulsificador, Antiespumante, Separação por Gravidade, Coalescência, Viscosidade, Efeitos da Temperatura, Dados de Equações de Calor, Dimensões das Gotículas de Água e Tempo de Retenção, Meios de Coalescência, Coalescentes Eletrostáticos.
Equipamento de Tratamento.
- Tratadores Verticais, Tratadores Horizontais, Tratadores Eletrostáticos.
Procedimento de Projeto.

Exemplo Prático - Dimensionando um Tratador Horizontal.
Exemplo Prático - Dimensionando um Tratador Vertical.

b) DE GÁS NATURAL.
Introdução.
Teoria de Tratamento, Separação e Liquefação.
- Os métodos utilizados em função das características e regiões econômicas.
Procedimento de Projeto.
Exemplo Prático - Dimensionando um Sistema de Tratamento Completo.


Capitulo 7 – ÁGUA PRODUZIDA, SISTEMAS DE TRATAMENTO.
Introdução.
-Teoria.
- Separação por Gravidade, Dispersão, Coalescência.
Equipamento de Tratamento.
- Tanques ou Vasos Coletores de Espuma, Dimensionando o Coletor de Espuma, Equações, Placas Coalescentes,
Coletor de Espuma/Coalescentes, Precipitadores/Filtros, Packs SP, Unidades de Flotação, Acumulação do
Dejetos, Acumulação da Espuma.
Informação Requerida para o Projeto.
Qualidade da Água Efluente.
Procedimento de Seleção de Equipamentos.

Especificação do Equipamento.
Exemplo Prático - Projetando o Sistema de Tratamento de Efluentes de acordo com as Informações
Colhidas.

Capitulo 8 – QUEDA DE PRESSÃO NA TUBULAÇÃO.
Introdução.
-Princípios Básicos.
- Números Reynolds, Regimes de Fluxo, Equação de Bernoulli, Teorema, Equação de Darcy, Fator de Fricção
Lamacenta.
Equações de Fluxo de Fluidos.
- Liquido Fluxo, Fluxo de Gás, Fluxo de Duas Fases.
Perdas em Válvulas e Acoplamentos.
- Coeficientes de Resistência, Coeficientes de Fluxo, Comprimento Equivalente, Coeficiente de Fluxo
Laminar.
Exemplo Prático - Queda de Pressão em Linhas Liquida.
Exemplo Prático - Queda de Pressão em Linhas de Gás.
Exemplo Prático - Queda de Pressão em Linhas de Duas Fases.

Capitulo 9 – ESCOLHENDO DIÂMETROS E ESPESSURA DE PAREDE (SCHEDULE) DE UMA LINHA.
Introdução.
-Critérios.
- Fluxo erosional, Linhas de Líquido, Linhas de Gás, Fluxo de 2 fases.
- Critérios de Espessura de Parede (Schedule).
- Normas e Requerimentos e Formulas para cilindros de Paredes Finas.
- Avaliando a Classe de Pressão.
- Normas da Indústria, API, API 6A, ABNT, Normas Petrobras, Tubo, Válvula e Especificação de
Suportes.
Exemplo Prático - Linha de Liquida.
Exemplo Prático - Linha de Gás.
Exemplo Prático - Linhas de Duas Fases.
Referencias.

Capitulo 10– BOMBAS.
Introdução.
-Classificação de Bombas.
- Bomba Centrifuga.
- Bomba Recíproca.
- Bomba Diafragma.
- Bomba Rotativa.
- Princípios Básicos.
- Bomba Centrifuga.
- Cabeçote de Sucção Positiva. NPSH.
- Critério Básico de Seleção.

Capitulo 11– BOMBA CENTRÍFUGA.
Introdução.
-Classificação de Bombas.
- Instalação Múltiplas de Bombas.
- Velocidade Especifica.
- Normas e Regras.
- Tipos Genéricos de Bombas Centrífugas.
- Bomba ANSI, Bomba API de Estágio Singelo, Bombas Verticais em Linha, Bombas de Drenagem,
Bombas Submersíveis, Rolamentos, Selos e Anéis de Desgaste.
- Normas e Regras.
- Considerações de Instalação.
- Conexões com a Tubulação.

Capitulo 12– BOMBAS RECÍPROCAS.
Introdução.
-Controlando a Pulsação do Fluxo.
- Instalações Múltiplas de Bombas.
- Tubulação de Sucção e Descarga, Vibração da Tubulação.
- Rolamentos, Válvulas e Packing.
- Normas e Regras.
- Conexões com a Tubulação.

Capitulo 13– ORGANIZANDO O PROJETO.
Introdução.
Passos do Projeto.
- Planejamento Inicial, Estudo Conceitual, Definição do Projeto, Desenhos de Engenharia, Detalhamento,
Aquisição de Equipamentos e Materiais, Inspeção e Expedição, Partida da Planta, Data-Book.

- Controle de Planejamento e Formato da Execução.
- Controle de Engenharia, Controle do Custo do Projeto, Controle do Tempo de Projeto.
- Formato de Execução do Projeto.
- Turnkey, Turnkey Negociado, Turnkey Modificado, Custos Adicionais, Comparação de Formatos.

Fonte: Luiz Henrique

Descoberta pode tornar Sergipe a maior fronteira petrolífera do país

Petrobras pode ter descoberto mais de 1 bilhão de barris de petróleo .
Análise aponta grandes quantidades de gás natural e petróleo leve.

A análise realizada pela Petrobras indica a descoberta de reserva de petróleo em Sergipe, com produção de mais de 1 bilhão de barris e se configura como uma nova província petrolífera na região da Bacia Sergipe.
Segundo a assessoria de comunicação da Petrobras em Sergipe, a análise aponta grandes quantidades de gás natural e petróleo leve, de alta qualidade. Caso seja confirmado, a descoberta vai ser uma das maiores do mundo neste ano e Sergipe pode se consolidar como grande fronteira petrolífera do país.
Essa é uma avaliação inicial, feita a partir de estudo em parte da costa do Estado, na campanha de exploração, iniciada em 2008. Na ocasião foram apresentados 16 poços perfurados na área.
Os Planos de Avaliação de Descobertas aprovados até o momento são os de Papangu e Moita Bonita.

Fonte: Agência Petrobras de Notícias

Petrobras vai investir US$ 3,6 bilhões na Amazônia

Dinheiro é para exploração de petróleo e gás natural, segundo o executivo de exploração do Norte e Nordeste da Petrobras

MANAUS - A Petrobras anunciou que vai investir US$ 3,6 bilhões até 2017 em exploração de petróleo e gás natural na Amazônia. A informação é do gerente-executivo de exploração do Norte e Nordeste da Petrobras, Mauro Roberto da Costa Mendes. No Amazonas, a exploração de petróleo e gás está concentrada na província petrolífera de Urucu, na cidade de Coari (a 362 quilômetros de distância de Manaus). A província completou 25 anos e ganhou sessão especial na Assembleia Legislativa do Estado do Amazonas (Aleam), nesta quinta-feira (29). A produção atual de Urucu é de gás natural, gás combustível e Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) - o gás de cozinha.
A unidade de Urucu confere autonomia ao Amazonas na produção de gás de cozinha.*Foto: Divulgação/PetrobrasA unidade de Urucu confere autonomia ao Amazonas na produção de gás de cozinha. Foto: Divulgação/PetrobrasAnteriorSiguienteA unidade de Urucu confere autonomia ao Amazonas na produção de gás de cozinha.*Foto: Divulgação/Petrobras Urucu chega a produzir 50 mil barris de petróleo por dia.*Foto: Divulgação/Petrobras Bacia de Urucu, no interior do Amazonas, é explorada há 25 anos pela Petrobras.*Foto: Divulgação/Petrobras Amazônica receberá US$ 3,6 bilhões em investimentos para exploração de petróleo e gás.*Foto: Divulgação/Petrobras Mauro Mendes, gerente-executivo de exploração do Norte e Nodeste da Petrobras. Foto: Elisa Maia/Aleam
Confira a entrevista que Mendes concedeu ao Portal Amazônia sobre os planos da empresa para a Amazônia. Ele está na Petrobras desde 1987 e tem graduação em engenharia civil pela Universidade Federal do Pará, com mestrado em engenharia de produção, com ênfase em finanças e análise de investimentos pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-RJ). O executivo já foi da gerência-geral de concepção e implantação de projetos de desenvolvimento da produção do pré-sal da bacia de Santos e gerente do ativo de produção de Urucu, entre outros cargos na Petrobras.
Portal Amazônia - Como está a previsão para a próxima década de exploração na Amazônia? O cenário atual mostra o recuo de empresas como a HRT, que reduziu os trabalhos na região. Como a Petrobras enxerga o cenário?
Mauro Mendes - Bom, a Petrobras nesse evento de hoje 'tá' comemorando 25 anos de produção de petróleo na área de Urucu. São 25 anos de um trabalho intensivo no sentido de viabilizar a produção de óleo e gás. Hoje nós produzimos aproximadamente 50 mil barris por dia de óleo, 11 milhões de metros cúbicos por dia de gás, 1,3 mil toneladas/dia de gás de cozinha. E essa produção, ela viabiliza o suprimento com gás natural para a geração de energia elétrica aqui em Manaus. Nós geramos aproximadamente 500 mega [wats] de energia elétrica com gás natural - o que corresponde ao suprimento de aproximadamente 50% da demanda de Manaus. Daí a sua importância.
Com o gás de cozinha, o GLP, nós transformamos a Amazônia autossuficiente nesses anos. Inclusive exportamos parte desse GLP para o Nordeste. E continuamos investindo, acreditando no potencial petrolífero da área de Urucu e da bacia do Solimões. Nossa expectativa é no nosso plano de negócios e gestão no período de 2013 a 2017 investir algo em torno de US$ 3,6 bilhões com a implantação de novos projetos para manter a produção; para aumentar. Atualmente nós estamos implantando, por exemplo, o projeto de desenvolvimento do campo de Araracanga, projetos de desenvolvimento do campo de Igarapé Chibata - uma nova descoberta recente - e implantando uma quarta UPGN [Unidade de Processamento de Gás Natural] na área de Urucu.
Por tanto, a Petrobras continua acreditando e investindo no potencial petrolífero da Amazônia.
Qual a importância de Urucu para a empresa em um cenário com o pré-sal? A Amazônia perde importância?
Não. A Petrobras ela tem toda uma análise e planejamento de negócios e gestão. Continuaremos investindo aqui na Amazônia, nestes projetos que já mencionei. A Petrobras também tem a importância do desenvolvimento dos campos do pré-sal. É importante para o suprimento da demanda de energia do Brasil como um todo, ou seja, a Petrobras tem sim um planejamento e capacidade para explorar essas oportunidades. Isso é um ciclo. O ciclo da indústria. E esse ciclo continua com os nossos investimentos em exploração.
Além do que já foi construído, como está a prospecção para o futuro?
Certamente, certamente. Para você manter ou aumentar nossa produção de óleo ou de gás, a gente continua investindo na atividade exploratória através da verificação sísmica, através da perfuração de novos poços, para viabilizar, certamente novas descobertas e novos projetos de desenvolvimento da produção.
Em relação à expansão da exploração em novas áreas, essa expansão pode se dar em quanto tempo?
Como mencionei, nós temos um planejamento estratégico. Esse planejamento ele é suportado por projetos que estamos implantando. É um planejamento que normalmente nós fazemos de cinco anos. Mas que é atualizado a cada ano. E ele então faz o equilíbrio entre as perspectivas exploratórias com os investimentos que estamos fazendo, a confirmação de novas oportunidades e projetos novos de desenvolvimento da produção, sempre com o intuito de implementar novos projetos para aumentar nossa produção de óleo e aumentar nossa produção de gás. Tentando sempre suprir a demanda de energia do Estado do Amazonas e da Região Amazônica.

http://www.portalamazonia.com/notici...sta/1779.shtml

Produção nacional de biodiesel é recorde

A produção de biodiesel, registrada entre janeiro e junho de 2013, atingiu 1,4 bilhão de litros, um crescimento de 12,9% em relação ao mesmo período do ano passado, quando foram produzidos 1,24 bilhão de litros. O volume é recorde para os seis primeiros meses do ano. Em junho, a produção foi superior a 236 milhões de litros, um crescimento de 10% em relação ao volume de igual período de 2012.

Mantendo a tendência observada ao longo do ano, no mercado, o Rio Grande do Sul foi o principal produtor de biodiesel, com 29,5% de toda a oferta do biocombustível, seguido de Goiás, com 20,5%, e de Mato Grosso, com 15,4%. O Centro-Oeste respondeu pela maior parcela do biodiesel fabricado (43%), seguido pelas regiões Sul (35%) e Nordeste (11%).

Matérias-primas

O óleo de soja continua ganhando espaço como fonte para a produção de biodiesel. Em virtude do inverno – período em que é limitada a utilização do sebo bovino - e da expressiva disponibilidade de óleos vegetais no mercado, o óleo de soja acumula, em 2013, participação de 74% na fabricação do biocombustível, seguido do sebo bovino (19%) e do óleo de algodão (2%). As demais matérias-primas respondem por 5% do biodiesel produzido, com destaque para o óleo de fritura usado, que já representa mais de 1% de toda produção nacional.

Vendas de diesel B

Puxadas pelo forte consumo nacional de combustíveis, as vendas de diesel B pelas distribuidoras cresceram 5,9% no primeiro semestre de 2013 em relação ao mesmo período do ano passado. Ao todo, foram comercializados ao redor de 30 bilhões de litros de diesel em todo o Brasil.

Preços

Pressionados pela desvalorização cambial, os preços do diesel mineral importado atingiram, em julho, o patamar de R$ 1,71/litro. Nesse valor não são considerados os custos de internação do produto, estimados pelo Ministério de Minas e Energia em R$ 0,0533/litro.

Já o valor do diesel mineral comercializado em agosto mostrou-se estável em relação a julho. Os preços pagos pelo diesel A (sem a adição do biodiesel) pelas distribuidoras de combustíveis às refinarias encontram-se na faixa de R$ 1,59/litro. Por outro lado, os preços do diesel B (mistura de 95% de diesel A + 5% de biodiesel) vendido ao consumidor atingiram o patamar de R$ 2,33 em agosto, chegando a até R$ 2,43/litro no caso do diesel S-10, com baixo teor de enxofre. Na comparação com o mesmo período do ano passado, isto significa uma alta de 9,4%.

Em contrapartida, os preços do biodiesel seguem em trajetória descendente em 2013. Os resultados do 32º Leilão de Biodiesel da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) indicam que o biodiesel, que será comercializado entre setembro e outubro de 2013, terá preços médios de R$ 1,86/litro. Isto significa uma queda de 27,3% em relação aos preços praticados no primeiro bimestre do ano.


Fonte: Redação TN/ Ascom ABIOVE

Ibama regulamenta transferência de petróleo entre embarcações

O presidente do Ibama, Volney Zanardi Junior, assinou a Instrução Normativa nº16, publicada na quarta-feira (28) no Diário Oficial da União (DOU), regulamentando procedimentos técnicos e administrativos relativos a emissão da autorização ambiental para operações 'ship to ship' em águas jurisdicionais brasileiras. A norma estabelece, entre outros, critérios para prevenção e resposta a emergências, além da restrição de áreas para a execução das operações.'Ship to ship' é o termo adotado para as operações de transferência de petróleo e seus derivados de um navio aliviador para navios transportadores. A produção no mar é escoada das plataformas para o continente por meio de dutos ou navios petroleiros. Esses navios que recebem o óleo das plataformas são chamados de “aliviadores”. A transferência de petróleo e derivados por intermédio desse tipo de operação é uma alternativa para evitar longos deslocamentos dos navios aliviadores, barateando os custos quando o interesse é a exportação do produto, e sem a necessidade de utilizar portos ou terminais brasileiros. Antes da norma o transbordo de petróleo no Brasil somente poderia ocorrer nos portos.O interessado na Autorização Ambiental para realização de operação 'ship to ship', deverá apresentar ao Ibama a capacidade de atender as técnicas e procedimentos para prevenção da poluição, em conformidade com as normas nacionais e internacionais que tratem do tema, incluindo procedimentos para contingência caso falhem os dispositivos de segurança.A autorização ambiental não será emitida para realização de operações próximo a áreas sensíveis como, por exemplo, complexo recifal de Abrolhos, Bacias da Foz do Amazonas e de Pelotas.
O presidente do Ibama, Volney Zanardi Junior, assinou a Instrução Normativa nº16, publicada na quarta-feira (28) no Diário Oficial da União (DOU), regulamentando procedimentos técnicos e administrativos relativos a emissão da autorização ambiental para operações 'ship to ship' em águas jurisdicionais brasileiras. A norma estabelece, entre outros, critérios para prevenção e resposta a emergências, além da restrição de áreas para a execução das operações.

'Ship to ship' é o termo adotado para as operações de transferência de petróleo e seus derivados de um navio aliviador para navios transportadores. A produção no mar é escoada das plataformas para o continente por meio de dutos ou navios petroleiros. Esses navios que recebem o óleo das plataformas são chamados de “aliviadores”. A transferência de petróleo e derivados por intermédio desse tipo de operação é uma alternativa para evitar longos deslocamentos dos navios aliviadores, barateando os custos quando o interesse é a exportação do produto, e sem a necessidade de utilizar portos ou terminais brasileiros. Antes da norma o transbordo de petróleo no Brasil somente poderia ocorrer nos portos.

O interessado na Autorização Ambiental para realização de operação 'ship to ship', deverá apresentar ao Ibama a capacidade de atender as técnicas e procedimentos para prevenção da poluição, em conformidade com as normas nacionais e internacionais que tratem do tema, incluindo procedimentos para contingência caso falhem os dispositivos de segurança.

A autorização ambiental não será emitida para realização de operações próximo a áreas sensíveis como, por exemplo, complexo recifal de Abrolhos, Bacias da Foz do Amazonas e de Pelotas.


Fonte: Ascom Ibama/ Revista Tn Petróleo

Petróleo pode atingir US$150 caso conflito sírio se alastre

Londres – As cotações do petróleo Brent podem subir em direção a 125 dólares por barril caso o Ocidente lance ofensivas aéreas contra a Síria, e podem subir ainda mais caso o conflito se espalhe para o resto do Oriente Médio, disse o banco Société Générale nesta quarta-feira.
O analista de petróleo da instituição francesa, Michael Wittner, disse que o contrato referência do petróleo do Mar do Norte pode subir para até 150 dólares por barril caso a guerra afete importantes produtores de petróleo como o Iraque, apesar de que qualquer súbito aumento nos preços da commodity provavelmente seria breve.

“Nós acreditamos que nos próximos dias, o Brent pode subir mais 5 a 10 dólares, avançando para de 120 a 125 dólares, tanto em antecipação ao ataque ou reagindo a notícias de que um ataque havia começado”, disse Wittner em um comunicado aos clientes “Caso o alastramento regional do conflito resulte em perturbação significativa do fornecimento iraquiano ou em qualquer outro lugar, o Brent pode subir brevemente para 150 dólares”, ele acrescentou.

“No nosso caso básico, nós supomos que um ataque pode começar na próxima semana. Caso demores mais e não haja sinais de que um ataque é iminente, o fator altista que a situação síria tem sobre os preços do petróleo pode começar a desaparecer.” O contrato do petróleo Brent com entrega para outubro atingiu uma máxima de 6 meses, a 117,34 dólares, nesta quarta-feira, por temores de que o conflito regional poderia afetar o fornecimento em um momento de oferta restrita em outros produtores de petróleo no Oriente Médio e no Norte da África.

Fonte: Christopher Johnson, da Reuters

Resultado da Pesquisa do Desemprego e Providências!

Senhores,

Após analisar o resultado (já esperado), até agora, da pesquisa do desemprego postada por mim no dia 22/8 ultimo, cheguei a terrível conclusão de que, se não fizermos algo agora perderemos o “bonde” da história e teremos um verdadeiro exército de engenheiros, tecnólogos e técnicos de petróleo e gás desempregados e/ou em subempregos para sempre.

Proponho (eu e outros interessados em ajudar) o seguinte:

1. Organizar visitas à indústria tal como sondas terrestres, estações de produção, presenciar serviços de Sonolog, perfilagem, fraturamento hidráulico a estudantes e recém-formados sem custo efetivo, isto é, com custos, apenas, de deslocamento, hospedagem e alimentação que são individuais.

2. Realizar cursos de complementação das péssimas grades das universidades. Não para ofertar certificados, mas, garantir que o aluno, realmente, aprenda as disciplinas como deveria ser ao termino da graduação.

- Grupo de alunos, Diretórios Acadêmicos, Associações de Profissionais e Capítulos Estudantis do SPE que queiram ter estes cursos de perfuração, completação, perfilagem/Sonolog e produção com uso de simuladores e duração de 01 fim de semana inteiro, isto é, 08 aulas no sábado e 08 aulas no domingo com custo por aluno de R$ 100,00/aluno para custear o deslocamento do professor e de R$ 50,00/aluno, se for aqui, em Salvador.

A principio pode parecer pouco tempo de curso, mas, como é 100% prático e, a teoria, que demanda mais tempo das aulas estes já a tiveram nas faculdades/escolas técnicas. Será, realmente, a aplicação das técnicas já assimiladas.

Estes minicursos dados “in loco” necessitam de compromisso dos participantes em estar disponível para acompanhar as operações. Por exemplo: Vamos acompanhar um fraturamento hidráulico. Vamos ter que permanecer na locação até o fim deste e pode estar chovendo, estar um sol “de rachar”, ser de madrugada, etc.



3. Propor às empresas, as quais temos excelente relacionamento, a liberação de dados para o estudo por parte dos alunos e recém-formados dos problemas de perfuração, completação e produção sem custo. A intenção será mostrar estes novos talentos ás empresas contratadoras. Eu já faço isto há algum tempo e vem dando certo e, desta forma, já coloquei em torno de 13 profissionais no mercado.

4. Disponibilizar nossos acervos técnicos pessoais para acesso dos alunos e prover ajuda na confecção de TCC, Teses e Monografias, sendo um “orientador informal”.

Aqueles que estiverem interessados em participar deste programa devem me mandar um email (não mandem currículos).

Abraços a Todos!

Luiz Henrique
luizhenrique_99@yahoo.com

A Importancia de Visitas Técnicas e Aulas Práticas!

Senhores,




Um comentário das minhas postagens, no Blog QG do Petróleo, levou a me colocar na situação da maioria dos estudantes de engenharia e tecnologia de petróleo. Como pode um aluno ter uma boa formação sem conhecer a parte prática da indústria? Não entendo como!

Isto me motivou a organizar uma serie de visitas com aulas praticas em locações de atividades de exploração e produção onshore aqui no Nordeste.

Onshore por quê? Porque esta, em minha opinião será a saída para a exploração desenvolvida do país. O offshore sempre é influenciado pelas direções econômicas devido aos altos valores envolvidos e sofre tamanha concentração de vagas de emprego, os tão falados, aqui no blog, networking ou, no Brasil, quem indica!

Mas, como trazer estes alunos para cá? Usarmos o sistema normal tal como um pacote turístico? Poderia ser a alternativa a muitos, mas, inviável para outros. As faculdades poderiam arcar com parte deste custo? Sim, deveriam! Seria bem em conta para elas, como empresas, muito mais do que para alunos individualmente.

Para alunos dos últimos períodos, estas aulas-práticas/visitas, seriam uma excelente complementação a, às vezes deficiente, formação na graduação.

Para alunos a partir do 5º período, será, extremamente, importante para que possam nortear suas carreiras com uma escolha da área de atuação. Venho falando disto há muito tempo, o maior erro que os alunos comentem, a meu ver, é o de querer aprender tudo! Isto, sabemos, é humanamente impossível e, acaba retirando o foco de um aprendizado mais especifico e real. Além de facilitar o entendimento das disciplinas vindouras.

Na recente aula-prática/visitas do Curso de Gerenciamento da Produção de Petróleo e Gás Online, as despesas coletivas foram rateadas por todos e, as individuais, cada um arcava com a sua.

O que veríamos aqui:

Como são realmente as sondas! Como funcionam! Como eles trabalham! As dimensões reais de cada equipamento e ferramenta! Com tudo isto em mente fazer uma programação de perfuração consciente da velocidade de perfurar da sonda escolhida para o serviço! Tal como abaixo.

A disposição dos equipamentos e dispositivos de separação e armazenagem, a reinjeção de agua produzida! As unidades de bombeio mecânico, as bombas BCP, hastes de bombeio, cabeça de poço, árvore de natal seca!


Formaremos um grupo pequeno. Escolheremos um fim de semana, ou feriado prolongado adequado a todos. Quem quiser aderir mande um mail para: edmilson_mtv@hotmail.com ou luizhenrique_99@yahoo.com


Abraços a Todos!

Luiz Henrique
luizhenrique_99@yahoo.com

OGX e Farm-Out: Entenda o que significa

Ultimamente as ações da OGX Petróleo, do mega empresário Eike Batista, oscilam à mínima menção da expressão Farm-Out. Mas o que isso quer dizer? Farm-Out é o processo de venda parcial ou total dos direitos de concessão detidos por uma empresa petrolífera. O Farm-In, o processo inverso, é a aquisição desses direitos. Portanto em uma mesma negociação, a empresa que está adquirindo os direitos de concessão está em processo de Farm-In, a que os está vendendo em processo de Farm-Out. A OGX quer utilizar esta estratégia como meio de capitalizar parcialmente suas descobertas recentes de petróleo, prática comum em petrolíferas não operacionais na indústria do petróleo. A OGX pretende vender até 30% de suas concessões offshore (no mar) através de negociações no modelo de Farm-Out. O mercado agora aguarda ansiosamente pelos negócios saírem do papel, para auxiliar os investidores a mensurar o potencial de reservas da OGX, e avaliar quanto valem suas ações.

Fonte:blogs.advfn.com

Produção de petróleo no Brasil sobe 5,2% em junho.

Em nota, a Petrobras informou que a produção de gás natural - sem liquefeito - dos campos da companhia no Brasil em junho foi 63,430 milhões de metros cúbicos, 6,2% acima do volume extraído em maio. Rio de Janeiro - A produção de petróleo (óleo, mais líquido de gás natural ) de todos os campos da Petrobras no Brasil em junho foi 1,979 milhão de barris por dia (bpd), volume 4,6% acima do produzido em maio (1,892 milhão de barris). Incluída a parcela operada pela empresa para seus parceiros, a produção exclusiva de petróleo no Brasil chegou a 2, 43 milhões bpd, indicando um aumento de 5,2% em relação a maio. A produção total (petróleo e gás natural) da Petrobras no Brasil, em junho, atingiu a média de 2,378 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d), volume 4,8% acima do produzido em maio. Incluída a parcela operada pela Petrobras para empresas parceiras, o volume total produzido em junho foi 2,489 milhões boe/d, 5,5% a mais do que no mês anterior. Em nota, a Petrobras informou que a produção de gás natural - sem liquefeito - dos campos da companhia no Brasil em junho foi 63,430 milhões de metros cúbicos, 6,2% acima do volume extraído em maio. A produção total de gás no Brasil, incluída a parte operada pela empresa para seus parceiros, foi 70,834 milhões de metros cúbicos por dia, com um aumento de 6,8% na comparação com o mês anterior. A produção total de petróleo e gás natural no exterior, em junho, foi 234.885 boe/d, correspondendo a um aumento de 0,7% em relação ao mês de maio. Do total, foram produzidos 144.131 barris diários de petróleo, produção considerada estável, na comparação com o mês anterior. A produção internacional de gás natural chegou a 15,419 milhões de metros cúbicos/dia, 1,9% acima do volume produzido em maio. O aumento na produção internacional decorreu, principalmente, da maior demanda de gás boliviano pelo mercado brasileiro. Fonte: http://www.d24am.com

HRT descarta abandonar atividades na Bacia do Solimões

Petroleira vai retirar investimentos no Estado, mas nega que deixará operações locais de exploração Manaus - A HRT anunciou que o Plano Estratégico de Desinvestimento anunciado ao mercado e aos acionistas, é um conjunto de medidas para fortalecer o caixa da empresa, ao reiterar que não está saindo do Amazonas. Em comunicado de fato relevante à Bolsa de Valores, a petroleira informou, na segunda-feira, a venda da sua companhia aérea, de sondas e da empresa de pesquisas geoquímica para concentrar suas operações na atividade exploratória e no processo de transição e operação no campo de Polvo. Em nota, a empresa esclarece que manterá as atividades na Bacia do Solimões. “O Programa Estratégico de Desinvestimento da HRT, anunciado esta semana – e referido na reportagem -, é um conjunto de medidas para fortalecer o caixa da companhia. Não significa que a empresa está saindo do Estado do Amazonas”, diz o texto. “A campanha exploratória na região segue com as atividades sísmicas, imprescindíveis para análise e planejamento de futuras perfurações. Ainda em relação ao trabalho na Bacia Sedimentar do Solimões, onde a HRT tem participação de 55% em 21 blocos exploratórios, estão em andamento os estudos de monetização de gás em parceria com a Petrobras. Os resultados preliminares destes estudos devem sair ainda em agosto”, aponta o texto. “A revisão estratégica do plano de negócios, em curso, tem como objetivo melhorar a performance do Grupo HRT, comprometido com seus colaboradores, investidores e todas as comunidades ligadas ao entorno de suas atividades”, informa a empresa. Desinvestimento “Hoje, os ativos da companhia concentram-se no onshore do Amazonas e no offshore da Namíbia. Recentemente, a HRT também adquiriu o Campo de Polvo na Bacia de Campos (em processo de transição)”, completa o texto. No começo das operações no Amazonas, a companhia anunciou investimentos de R$ 3 bilhões, até 2014, nas atividades de pesquisa e exploração. No comunicado do fato relevante, a companhia admite a necessidade de fortalecer o caixa com o desinvestimento, para direcionar as atenções no campo de Polvo, na Bacia de Campos, a cem quilômetros do litoral do Rio de Janeiro. Em uma operação cohecida como ‘farm in’, a HRT comprou da BP Energy, em maio, 60% da participação de Polvo, no valor de US$ 135 milhões, negócio aprovado pela Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis (ANP). Negócio semelhante foi realizado há dois anos, quando a HRT vendeu 45% dos blocos da Bacia do Solimões para a anglo-russa TNK PB, por US$ 1 bilhão. Fonte: Portal d24am.com

Petroleira sai do Amazonas e Estado perde investimento de R$ 3 bilhões

Manaus - A petroleira HRT anunciou, nesta terça-feira, seu plano de ‘desinvestimento’, que reduzirá as operações na Bacia do Solimões, em troca da exploração no campo de Polvo, ao sul da Bacia de Campos, a 100 quilômetros da costa do Rio de Janeiro. A companhia, que tinha planos de investir R$ 3 bilhões no Amazonas até 2014, não informou quantos empregos serão afetados no Estado. A HRT chegou a perfurar sete poços na Bacia do Solimões, com resultados positivos de gás e condensados em cinco deles. Há dois anos, vendeu por us$ 1 bilhão (R$ 2,2 bilhões), 45% da participação dos 21 blocos no Solimões para tornar-se sócia da anglo-russa TNK PB na região. Em outubro de 2012, a petroleira firmou acordo com a Petrobras para avaliar a viabilidade de comercialização de 3 milhões de metros cúbicos de gás natural encontrados no campo de Juruá. Sondas O plano de ‘desinvestimento’ inclui a venda da Air Amazônia e seis de seus helicópteros, o laboratório IPEXco, que prestava serviços geoquímicos, além de quatro sondas de perfuração, avaliadas em US$ 50 milhões, cada. “Este processo estratégico de desinvestimento é focado em concentrar esforços em nossa atividade exploratória e no processo de transição e operação do campo de Polvo, bem como recuperar recursos financeiros importantes para fortalecer a posição de caixa da HRT. Essas são alternativas potenciais no sentido de maximizar o valor para os acionistas da HRT”, destacou o diretor-presidente da HRT, Milton Franke. Os papéis da empresa na Bolsa de Valores amargam uma queda acumulada de 63% em 2013. A crise forçou a troca do então presidente e fundador Márcio Melo, este ano. A Air Amazônia visava dar apoio logístico à empresa no Solimões. O objetivo era era abrir linhas de vôos entre Coari, Tefé, Carauari e Manaus. O ativo será comprado pela Erickson Air Crane e substitui o Termo de Compromisso. Em maio, a HRT comprou da BP Energy 60% da participação no campo de Polvo no valor de US$ 135 milhões. O campo produz, aproximadamente, 13 mil barris/dia de petróleo atualmente. Fonte: http://www.d24am.com

CVM pede comprovação de descobertas anunciadas pela OGX

A Comissão de Valores Mobiliários (CVM) pediu à OGX todos os dados que comprovem os comunicados e fatos relevantes sobre descobertas de petróleo divulgados pela companhia de petróleo. A autarquia também se reuniu com diretores da Agência Nacional do Petróleo (ANP) na semana passada. “Estivemos na CVM, cumprimos todas as funções normativas”, informou uma fonte graduada da agência de petróleo ao Valor. Fonte: Valor Econômico

HRT conclui segundo poço exploratório na Namíbia

A HRT Participações em Petróleo S.A. anunciou que a perfuração do segundo poço offshore da campanha exploratória na Namíbia, o Murombe-1, foi concluída e o poço foi considerado seco. O objetivo era testar o prospecto Murombe, localizado na Petroleum Exploration License 23 (PEL 23), na Bacia de Walvis. Segundo nota divulgada pela HRT nesta segunda-feira (22) "o principal objetivo do poço foi testar o potencial dos recursos dos reservatórios turbidíticos de leque de assoalho de Bacia do Prospecto Murombe (Idade Barremiana), que demonstram uma anomalia de amplitude bem definida na sísmica 3D PSDM. As atividades do plano de perfuração eram penetrar o reservatório superior de Murombe e atingir profundidade total (TD) abaixo do reservatório a 5.658 metros, realizar perfilagem a cabo, coletar amostras laterais de rochas na parede do poço, amostras de fluidos e abandonar o poço. O objetivo secundário era penetrar o complexo de canais confinados do Prospecto Baobab (Idade Santoniana)". A perfuração do Murombe-1 será concluída, considerando perfilagem final e atividades de abandono em um total de 62 dias, pela sonda semissubmersível Transocean Marianas. A sonda será deslocada em 635 quilômetros ao sul da PEL 24 para perfurar o Prospecto Moosehead na porção Norte da Bacia de Orange, após concluir atividades de abandono. O poço Moosehead-1 terá como objetivo os reservatórios carbonáticos de Idade Barremiana e será perfurado a uma profundidade total de 4.100 metros. "O resultado deste poço demonstrou que ainda estamos numa curva de aprendizado na exploração das Bacias da Namíbia. Nosso modelo contemplava que o objetivo Baobab seria alimentado por hidrocarbonetos oriundos das rochas geradoras Aptianas constatadas no Wingat-1, e isso não ocorreu. Adicionalmente, o resultado do Murombe-1 comprovou a presença de rochas geradoras de idade Aptiana, na janela de petróleo, porém com ausência de reservatórios porosos no objetivo principal, Murombe. A partir de agora daremos prosseguimento à nossa campanha de perfuração na Bacia de Orange, terceira locação exploratória - poço Moosehead-1, no PEL 24", destacou o diretor-presidente da HRT, Milton Romeu Franke. A HRT é a operadora de 10 blocos offshore na Namíbia, incluídos em quatro Licenças de Exploração de Petróleo. A Galp Energia, com 14% de participação, é a parceira da HRT na perfuração dos 3 primeiros poços da atual campanha de exploração. Fonte: Revista TN Petróleo

O Ingresso de Engenheiros Recém-formados no Mercado de Trabalho Brasileiro

Thais Marques Estudante do último ano de Engenharia Elétrica (Unesp-Bauru) Maiores informações, acesse: mercadoengenharia.wordpress.com Esta pesquisa foi realizada no LinkedIn em Junho/Julho de 2013 com o objetivo de analisar o mercado de trabalho e o perfil de engenheiros recém-formados de todo Brasil em sua busca pelo primeiro emprego. A pesquisa on-line obteve 500 respostas entre engenheiros e estudantes de engenharia, sendo 209 engenheiros com ao menos uma experiência de trabalho após formado. Os tópicos a seguir sintetizam os resultados analisados em toda a pesquisa. Para visualizar a análises gráfica de todas as respostas acesse a aba Estatísticas. Outras análises por perfil serão divulgadas nos próximos dias. VISÃO GERAL “Falta de engenheiros faz com que profissão esteja em alta no Brasil: Um engenheiro recém-formado pode ganhar até R$ 5 mil mais benefícios.” foi notícia de Março de 2013 no Jornal Hoje da Globo. “Brasil tem déficit de 40 mil engenheiros: A escassez de profissionais para trabalhar em campo com infraestrutura melhora propostas salariais, mas prejudica a produção tecnológica do país e reduz a quantidade de mestres e doutores” (Março de 2012). “Crescimento do país força demanda por engenheiros: Previsão de aquecimento econômico esbarra em gargalos na formação de novos profissionais” (Março de 2011). Essas foram notícias na Gazeta do Povo nos últimos anos. Já é fato que essas matérias não condizem com a realidade de muitos engenheiros recém-formados. Ao mesmo tempo em que surgem essas notícias, tem sido observado muitos engenheiros alertando da dificuldade de se conseguir o primeiro emprego, em especial devido à falta de experiência e exigências do mercado. Além disso, poucas são as vagas que oferecem uma oportunidade para o recém-formado iniciar sua carreira oferecendo ao mínimo o salário piso do Engenheiro. De acordo com o CREA, o piso salarial para o profissional de Engenharia é de 8,5 salários mínimos com atuação de 8 horas diárias. Isso hoje representa, de acordo com o salário mínimo nacional de R$ 678,00, mais de 5,7 mil reais. Entretanto, essa pesquisa realizada no LinkedIn revelou que apenas 31,3% dos Engenheiros recém-formados desde 2009 tiveram salários de 4 mil reais ou mais em seu primeiro emprego (considerando a variação do salário mínimo desde 2009). Apenas 31% atuam como Engenheiro Júnior em seu primeiro emprego, os demais atuam como analistas, técnicos, auxiliares ou outros cargos em que não é necessário o pagamento do piso de Engenheiro. Então onde está a valorização citada pela mídia? A pesquisa também apresenta que apenas 13,6% dos engenheiros conseguiram emprego antes mesmo de se formar, enquanto isso 35,6% levou mais de seis meses procurando pela primeira oportunidade (ou ainda estão procurando). A maneira como conseguiram o primeiro emprego também é interessante, 28,2% dos engenheiros conquistaram esta etapa por indicação e 28,7% foram contratados do estágio ou já eram contratados na empresa durante a graduação. Nos demais casos há conquista da vaga por sites pagos, sites gratuitos, envio direto de currículo para empresa, entre outros, representando ainda assim uma minoria. Muitos dos engenheiros ainda citaram em informações adicionais que devido à falta de oportunidades resolveram iniciar uma pós-graduação com o objetivo de se capacitar. No entanto, para a maioria deles, as barreiras continuam as mesmas pois o que o mercado exige é experiência. PRECONCEITO A pesquisa revela um grande preconceito com relação ás faculdades particulares. Para os graduados em instituições públicas 40,2% recebem 4 mil reais ou mais em seu primeiro emprego, contra apenas 22,4% para os formados em faculdade privada. Os perfis são parecidos, mas as oportunidades são diferentes: 46,5% dos engenheiros das faculdades particulares nunca realizaram nenhuma atividade extracurricular durante a graduação enquanto que apenas 24,5% dos engenheiros da faculdade pública estão neste perfil. O mesmo vale para o nível de inglês, apenas 33,6% em faculdades privadas falam inglês avançado ou fluente, contra 61,5% nas faculdades públicas. Isto pode gerar resultados como os observados nos candidatos aprovados em programas de trainee: 61% são de faculdades públicas, concordando com o estudo divulgado pela Exame.com sobre “O que os finalistas de programas de trainee têm em comum”. Outros estudos também apontam esta preferência para os formados em engenharia de uma maneira geral, como a notícia da UOL em Faculdade pública ou privada? Veja como é visto cada profissional: “… existe uma preferência por estudantes de universidades públicas, por conta da metodologia de ensino, que muitas empresas entendem ser mais exigente (…) as multinacionais, especialmente em áreas como engenharia, acabam absorvendo mais profissionais vindos de universidades mantidas pelo governo”. Em contrapartida, ainda é valido o item citado na mesma matéria da UOL quanto a comparação entre um candidato graduado em faculdade privada com experiência e um estudante de faculdade pública sem experiência, o candidato da escola privada ainda pode levar vantagem. “A experiência é muito valorizada nas organizações”, isto é visível pela grande quantidade de vagas que exigem anos de experiência como pré-requisito, limitando a busca para aqueles que estudaram em públicas (em sua maioria em período integral). Já com relação as mulheres recém-formadas, a pesquisa não revelou grandes dificuldades. Estudos sobre a desigualdades de gênero apontam que as mulheres estudam mais e mesmo assim recebem menores salários, no entanto a pesquisa não mostrou este problema para as recém-formadas em engenharia. De acordo com as respostas 39% das mulheres recebem salário igual ou superior a 4 mil reais, e para os homens esta porcentagem é bem menor: 27,8%. Porém, ao comparar as capacitações, pode-se observar que as mulheres estão na frente, talvez justificando a diferença salarial. Elas fazem mais atividades extracurriculares (74,4% das mulheres e apenas 58,8% dos homens), têm mais vivência no exterior (29,5% no caso delas, e 24,2% para eles), melhor nível de inglês (49,2% falam fluentemente ou em nível avançado e para o mesmo caso 44% dos homens) e praticam mais atividades voluntárias (59,5% contra 45,6% dos homens). Apenas perdem para os homens na realização de cursos técnicos (somente 37,2% delas realizaram qualquer tipo de curso técnico, enquanto entre eles são 54,6%). Este fato confirma que as mulheres são mais ativas dentro da engenharia e ao menos em nível de recém-formadas não estão colocadas em vagas com salários mais baixos. QUEM LEVA MAIS VANTAGEM Inglês fluente, vivência no exterior, meses de estágio, curso técnico…. Este é um perfil que ajuda muito para quem não tem experiência, mas muitas vezes não é suficiente. A pesquisa aponta que 28,2% dos empregados conseguiram emprego por indicação, 19,1% foram contratados do estágio e 9,6% já eram contratados na empresa durante a graduação. Este perfil totaliza mais da metade dos casos de engenheiros recém-formados empregados. Para muitos esta realidade não é possível pela falta de contatos (mas nunca é tarde) e por não ter a oportunidade de contratação no estágio, portanto a luta é muito mais longa. Uma conclusão para os estudantes: vale a pena se dedicar e conseguir um bom estágio, mesmo que isso leve tempo e atrase a graduação. É claro que a contratação do estagiário depende do momento que a empresa se apresenta, se existem vagas e se o estagiário se enquadra nas vagas existentes, mas algumas empresas tem maior histórico de efetivação do que outras, portanto focar na busca pode ajudar. E nunca deixar de lado o investimento em um grande e rico networking, dentro do estágio, da faculdade e até mesmo na vida pessoal. Cada contato pode fazer toda diferença. Para conseguir um bom estágio o currículo acadêmico será válido, visto que na maioria das vezes o candidato ainda não possui experiência profissional (exceto o caso de vagas de estágio que já vêm exigindo experiência também). Portanto, investir em atividades extracurriculares pode ser crucial, além de um bom preparo para todas as exaustivas fases do processo seletivo. Mas após este período, se o candidato já estagiou e não foi contratado, também não possui contatos para uma indicação, então pode ser o momento de ampliar sua busca. Candidatos que conseguiram emprego com os métodos “tradicionais” (entrevistas sem indicação), enviaram currículo para mais de 50 empresas. Mas vale lembrar que o salário alcançado ainda assim está bem abaixo do piso de engenharia. Isto revela o porquê de 22,6%dos candidatos já recusaram propostas de emprego devido ao baixo salário. Considerando todos os perfis que responderam a pesquisa, 30% recebem ou receberam em seu emprego salário superior ou igual a 4 mil reais, apenas 3,5% mais que 6 mil. Estes números revelam bem a realidade do mercado brasileiro: ter um piso salarial definido pelo CREA não significa que o engenheiro vai se formar e receber este valor. CURSOS COM MELHORES SALÁRIOS 100 dos engenheiros desta pesquisa são formados ou estão cursando engenharia química. As respostas revelaram que é um dos cursos com as melhores condições de salário: 48,3% recebem mais de 4 mil reais em seu primeiro emprego, contra 35,6% no curso de engenharia mecânica, 24,1% para elétrica e 21,4% em engenharia de produção. No entanto, são poucos resultados por curso para se atingir uma conclusão consistente. Mas a dificuldade é clara: para todos os cursos citados cerca de 60% dos candidatos procuraram pelo primeiro emprego por mais de três meses. Nos próximos dias os gráficos de cada perfil analisado serão postados na aba “Estatísticas” para melhor visualização. CONCLUSÃO Com tantas exigências do mercado de trabalho e pré-requisitos, ainda permanece algumas perguntas clássicas: Se as empresas não derem oportunidades aos jovens recém-formados, como eles irão adquirir experiências profissionais esperadas? O que pode ser feito para contornar esta situação? Estes tópicos podemos e devemos continuar em discussão. Agora é possível ter certeza das dificuldades e observar os fatores que ajudam a elevar as chances do candidato, mas sabe-se que ainda assim um bom emprego não é garantido. A solução encontrada pela maioria dos candidatos é iniciar a carreira com salários e cargos inferiores ao de engenheiros, com a esperança de conseguir um nova e melhor posição no futuro. Sem dúvida, diante a atual situação do mercado da engenharia, para conseguir o emprego dos sonhos é preciso uma boa dose de motivação, persistência e trabalho em equipe. Desejo a todos sorte e sucesso! Thais Marques Estudante do último ano de Engenharia Elétrica (Unesp-Bauru) Maiores informações, acesse: mercadoengenharia.wordpress.com

Copom mantém previsão de reajuste de gasolina

O Comitê de Política Monetária (Copom) do Banco Central manteve a projeção de reajuste de 5% no preço da gasolina, este ano. Também não houve alteração na estimativa de recuo de cerca de 15% na tarifa residencial de eletricidade. “Essa estimativa leva em conta os impactos diretos das reduções de encargos setoriais anunciadas, bem como reajustes e revisões tarifárias ordinários programados para este ano”, explica o Copom. A projeção para o preço do botijão de gás é de estabilidade e, para a telefonia fixa, a expectativa é redução de 2%, neste ano. Essas estimativas são as mesmas divulgadas em maio. Para o conjunto de preços administrados por contrato e monitorados, em 2013, a projeção foi reduzida para 1,8%, contra 2,55 previstos em maio. Essa estimativa “incorpora a recente revogação de reajustes nas tarifas de transporte urbano”. Para 2014, a estimativa foi mantida em 4,5%. Fonte: Agência Brasil

ANP garante que o país se antecipa às questões do 'shale gas'

A diretora geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, garantiu que a agência reguladora está se antecipando às principais questões para assegurar que a exploração do gás não convencional (conhecido como shale gas) não repita os resultados negativos, observados em outros países, ao meio ambiente. "O shale gas tem três questões que são muito importantes: é intensivo em perfuração de poços, exige grandes quantidades de fluido de perfuração, e seus fraturamentos devem ser projetados de forma a não atingir o aquífero - devem estar afastados há centenas de metros dos aquíferos", disse Chambriard durante coletiva de imprensa sobre o primeiro leilão do pré-sal, realizada nesta sexta-feira (12), no Rio de Janeiro. Segundo ela, o país está se baseando nas curvas de aprendizao, principalmente, dos EUA. "Os Estados Unidos perfuraram, em uma área similar à brasileira, mais de de 4,5 milhões de poços, enquanto nós estamos em uma cifra de 27 mil". Entre os cuidados primordiais da agência reguladora para a 12ª Rodada da ANP estão: o descarte de lama de perfuração, "que precisa ser reaproveitadas e já fazemos isso no Brasil", controle de fraturamento e a obrigação de revestimento do poço com tubo de aço. "Esses são cuidados mínimos que deverão ser considerados em projetos quando o desenvolvimento se tratar de gás não convencional", disse Chambriard. A diretora geral da ANP lembrou da importância do aproveitamento do gás para levar energia para áreas remotas. "A possibilidade de descentralização de investimentos exploratórios com o gás em terra, no Brasil, levando energia para áreas remotas, é um projeto estruturante que não podemos deixar de lado", afirmou. Magda destacou que os lincenciamentos ambientais na fase de exploração de gás serão feito pelos órgãos estaduais. "Mas se o projeto resultante dessa exploração for de shale gas, isso será mais complicado, portanto será dirigido pelo Ibama", concluiu. Fonte: Revista TN Petróleo, Redação Autor: Karolyna Gomes

OGX deve deixar lições ao mercado

A ascensão e queda da OGX vai entrar para a história como um dos casos mais emblemáticos do mercado de capitais. Como ocorreu com a quebra da Sadia e da Aracruz, após apostas das duas empresas em derivativos cambiais de risco, a trajetória meteórica de cinco anos da empresa na Bovespa tem tudo para virar o motivo central de algumas lições. Desde o julgamento da Sadia, em 2010, não há dúvidas sobre a responsabilidade que a Comissão de Valores Mobiliários (CVM) atribui ao conselho de administração e seus participantes na gestão e fiscalização do negócio. No caso da OGX, o saldo da discussão será a qualidade da comunicação e o velho hábito das companhias de vestir a noiva da melhor maneira possível, algumas vezes, beirando o limite do disfarce. No foco da questão, está o papel dos executivos no diálogo com o mercado, em especial aqueles com responsabilidade legal - ou seja, presidente e diretor de relações com investidores, além do controlador. A CVM, na Instrução 480, é bastante clara. Diz em seu artigo 45: o diretor de relações com investidores (DRI) é responsável pela prestação de todas as informações exigidas pela legislação e regulamentação do mercado. Mas o dever desse executivo não diminui o dos demais administradores. "A responsabilidade atribuída ao diretor de relações com investidores não afasta eventual responsabilidade do emissor, do controlador e de outros administradores pela violação das normas legais e regulamentares que regem o mercado", completa a mesma regra, no artigo 46. A OGX é uma oportunidade para a CVM explorar a aplicação dessas regras de comunicação, assim como Sadia e Aracruz foram sobre os deveres do conselho de administração. A comunicação com o mercado é de responsabilidade direta do presidente da companhia e de seu diretor de relações com investidores. Eike Batista, idealizador e controlador da OGX, sempre esteve à frente do conselho de administração. Como controlador, é o maior acionista e, portanto, também é o principal afetado pela perda de valor do negócio. Comunicação é responsabilidade do presidente e do diretor de relações com investidores A gestão executiva sempre ficou nas mãos de profissionais de mercado. O primeiro presidente foi Luiz Rodolfo Landim, que ficou até abril de 2009, dez meses após a estreia da companhia na bolsa. O cargo então foi assumido por Paulo Mendonça, que ficou até junho do ano passado, quando foi substituído por Luiz Eduardo Carneiro, já em meio ao agravamento da crise de confiança que começou a se abater sobre a empresa em 2011. Na diretoria de relações com investidores, Marcelo Torres conduziu os trabalhos até abril de 2012, quando a área passou aos cuidados de Roberto Monteiro. Cabia a esses executivos, portanto, a tarefa de frear e filtrar os arroubos otimistas do controlador. A OGX, de 2008 a 2013, divulgou 114 fatos relevantes. Para se ter uma ideia de volume, desde fevereiro de 2003, após instalação do atual sistema eletrônico da CVM, a Ambev, a maior companhia da bolsa brasileira, emitiu 41 comunicados deste tipo e a Petrobras, um total de 155. Os comunicados da OGX chamavam atenção pelo conteúdo técnico. Dos textos, a parte com linguagem simples e acessível eram, na maioria das vezes, as aspas do então diretor presidente Paulo Mendonça ou do próprio controlador Eike Batista. Quase sempre, mais do que traduzir os dados técnicos, essas declarações comemoravam as informações e falavam da campanha exploratória "promissora" da empresa. Essa foi a rotina durante 2009 e boa parte de 2010: uma longa sequência do registro de presença de "hidrocarbonetos" nos poços da empresa. Foi nesse período que o valor de mercado da OGX atingiu sua máxima. A companhia chegou à Bovespa às vésperas do estouro da crise, em junho de 2008, com uma oferta pública inicial de R$ 6,7 bilhões. Em novembro de 2007, havia levantado US$ 1,3 bilhão com investidores privados, sem abrir capital, para ter recursos para o leilão dos campos. Em sua história, a companhia investiu US$ 7 bilhões, entre campanha sísmica, pagamento de bônus de exploração e perfuração. Para tanto, captou com ações e papéis de dívida um total de US$ 9,4 bilhões. Quando estreou na bolsa, a OGX foi avaliada em R$ 35 bilhões. Já nasceu grande. Mas, em outubro de 2010, após os primeiros resultados da campanha exploratória, ultrapassou a cifra de R$ 75 bilhões de capitalização. Chegou a ser, portanto, a maior empresa privada não financeira atrás apenas das três gigantes - Ambev, Petrobras e Vale. Hoje, após admitir que a impossibilidade de operar seus principais poços, a companhia está avaliada em R$ 1,6 bilhão. A partir de 2009, quando começaram as surgir os primeiros resultados dos estudos exploratórios e o registro dos hidrocarbonetos, o mercado chegou a questionar a quantidade de fatos relevantes para relatar apenas o indício da existência de petróleo nos poços. Para uma minoria crítica, os fatos relevantes já eram uma maneira da OGX vestir a noiva ao mercado. Mas a maioria dos investidores, otimistas com a perspectiva do negócio, destacavam que a comunicação era a esperada para uma companhia pré-operacional. Entendiam que a OGX estava prestando contas ao mercado sobre o que fazia com os bilhões captados. No limite, estava sendo transparante. A dinâmica da comunicação da companhia só mudou quando o cenário deixou de ser tão azul. E as novidades, já não tão boas, não eram mais alvo de fatos relevantes. Viraram comunicados ao mercado. A partir de 2011, vieram as primeiras decepções. As informações negativas trouxeram frustrações pelo conteúdo e pela forma. Em abril de 2011, um relatório da consultoria DeGolyer & MacNaughton (D&M) apontou para um volume menor de óleo do que o esperado para a OGX. A reação da administração foi minimizar o resultado. Mendonça chegou a comparar o relatório com o personagem "Benjamin Button", do cinema, alegando que a avaliação "nasceu velha". Pouco menos de um ano depois, em março de 2012, os investidores souberam de novidades pouco animadoras sobre o campo Waikiki por meio de apresentações feita pela OSX. Por fim, a maior frustração veio, então, em junho de 2012 - antes da declaração de inviabilidade comercial. A produção do principal campo em atividade ficou em 5 mil barris diários, quando o esperado eram 15 mil barris. Contar boas novas com festa e minimizar notícias ruins tende a ser prática corriqueira das companhias abertas. O limite desse comportamento não está nada claro e a expectativa é que a questão seja avaliada agora pela CVM. Contar boas novas com festa e minimizar notícias ruins tende a ser prática corriqueira das companhias abertas A mesma Instrução 480 que aponta o diretor de relações com investidores como responsável pela comunicação diz em seus artigos 14 e 15: "O emissor deve divulgar informações verdadeiras, completas, consistentes e que não induzam o investidor a erro" e "Todas as informações divulgadas pelo emissor devem ser escritas em linguagem simples, clara, objetiva e concisa". O Valor apurou que as decisões da CVM de colocar em revisão as Instruções 358 e 480 têm como objetivo colocar no papel aprendizados com a vida prática das companhias - muitos deles com o Grupo X. Há preocupação em deixar claro o que é um fato relevante e quais são os princípios gerais da boa comunicação com o mercado. A ideia da existência de princípios gerais é que eles possam ser aplicados e cobrados, pela CVM, sobre divulgações feitas em qualquer plataforma, seja a comunicação oficial, seja comentários e declarações em redes sociais. O Twitter, por exemplo, era amplamente usado por Eike Batista para demonstrar a confiança na empreitada. Suas declarações costumavam gerar grande repercussão. Por enquanto, o que está sendo investigado, conforme apurou o Valor, é se a OGX forneceu as informações corretas no momento adequado e prontamente. Não há, até o momento, suspeitas de comportamentos mais graves, como fraude. Outro saldo que deve ficar da destruição de mais de R$ 70 bilhões em valor de mercado é o reforço de uma lição aprendida fora do Brasil com o estouro da crise financeira a partir dos Estados Unidos: nada substitui a diligência dos investidores e acionistas. A despeito da investigação que a CVM conduz na companhia, diversos especialistas destacam que muitas bandeiras com alertas importantes estavam escancaradas ao mercado há tempos. Além do fato de o negócio ser de elevado risco, afinal a OGX é uma companhia pré-operacional de exploração de petróleo, as frustrações com a comunicação feita pela empresa e rotatividade incomum no quadro de executivos e até de conselheiros deveriam ter sido consideradas pelos investidores. Desde 2008, cresce a cobrança para que os acionistas sejam mais participativos na atuação junto às empresas, no lugar de simplesmente venderem as ações quando ficam descontentes. Fonte: Valor Econômico

Pré-edital de leilão da ANP prevê R$ 610 milhões de investimento mínimo

Agência publicou minuta do edital do primeiro leilão do pré-sal. Vencedor terá de oferecer, no mínimo, 41,65% de 'lucro óleo' para União. A Agência Nacional de Petróleo (ANP) divulgou nesta terça-feira (9) a minuta de edital do primeiro leilão do pré-sal brasileiro. A área ofertada é o Campo de Libra, na Bacia de Santos, e o prazo para entrega de documentos das empresas interessadas a participar da rodada começa na quarta-feira (10). De acordo com o edital, o candidato ao leilão deverá oferecer uma garantia financeira inicial de R$ 610 milhões para o programa exploratório mínimo - uma espécie de investimento inicial mínimo. A primeira fase exploratória de Libra prevê a perfuração de dois poços e a realização de um teste de longa duração na área ofertada de 1.547 quilômetros quadrados. Segundo o edital da ANP, o vencedor do leilão será aquele que oferecer maior quantidade de óleo excedente à União, o chamado lucro óleo, que, ainda de acordo com o edital, deve ser de no mínimo 41,65%. O óleo excedente é aquele que sobra da produção da empresa exploradora depois de serem descontados os custos da produção, a partir do cálculo de uma tabela da ANP. Esse óleo é partilhado entre o consórcio explorador e a União, de acordo com o percentual que foi ofertado no leilão. O óleo lucro a ser ofertado ao governo nos leilões do pré-sal foi aprovado em projeto de lei na Câmara em 26 de junho. O Campo de Libra será alvo da primeira licitação no regime de partilha de produção. Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicada no dia 4 estabelece que a empresa que vencer leilão, programado para outubro, terá que pagar à União um bônus de R$ 15 bilhões. A ANP realizará audiência pública no Rio de Janeiro no dia 23 de julho sobre a rodada e no dia 23 de agosto deverá ser publicada a versão final. Segundo a minuta, a fase de exploração terá a duração de 4 anos, quando o contratado terá que realizar o programa exploratório mínimo. A fase de exploração poderá ser estendida segundo o contrato de partilha de produção, explica a ANP. A Petrobras será o operador, do bloco com participação mínima de 30% no consórcio, diz o pré-edital, que pode ser acessado no site da agência. Durante a licitação, a Petrobras só poderá participar de um consórcio. Nos consórcios que não incluírem a estatal, pelo menos uma das empresas participantes deverá ser qualificada como licitante de Nível A. "A exigência garante a presença, na licitação, de outras empresas, além da Petrobras, com a qualificação técnica e a experiência necessária para atuar em áreas como a de Libra", afirmou a ANP. Campo de Libra Em 23 de maio, a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, anunciou a primeira rodada de leilão para exploração no pré-sal sob regime de partilha, a ser realizada em outubro, e chamou de "inimaginável" a descoberta no Campo de Libra, que mostra um volume "in situ" (volume de óleo ou gás existente em uma região) esperado de 26 bilhões a 42 bilhões de barris. "Com os dados que temos até o momento, o volume está mais para 42 bilhões do que para 26 bilhões", afirmou Magda. Com uma recuperação estimada em 30% do volume total, a perspectiva "é que Libra seja capaz de produzir de 8 a 12 bilhões de barris de petróleo. É a maior descoberta que fizemos com os dados que temos até o momento. É singular, inimaginável", segundo a diretora da ANP. Ela calcula que Libra produzirá mais que os campos de Marlim, Roncador, Marlin Sul e Albacora juntos. O campo de Libra também supera o Campo de Lula, que possui entre 5 a 8 bilhões de volume de barris de óleo equivalente recuperável. Regime de partilha O leilão será o primeiro sob a legislação de 2010 que elevou o controle estatal sobre as reservas nas bacias de Campos e Santos. A adoção do regime de partilha da produção, em substituição ao de concessões, faz com que o Estado fique com uma parcela da produção física em cada campo de petróleo. A empresa paga um bônus à União ao assinar o contrato e faz a exploração por sua conta e risco. Se achar petróleo, será remunerada em petróleo pela União por seus custos. Além disso, receberá mais uma parcela, que é seu ganho. O restante fica para a União. Nesse modelo, como a União tem a propriedade do petróleo após a produção, precisa transportá-lo e depois refiná-lo, estocá-lo ou vendê-lo; pode ainda contratar empresas para realizar isso, remunerando-as, e receber delas o dinheiro proveniente da venda. Além disso, pelas regras aprovadas, a Petrobras será a operadora única e sócia de todos os campos, com no mínimo 30% de participação. Pré-sal O petróleo do pré-sal é o óleo descoberto pela Petrobras em camadas ultra profundas, de 5 mil a 7 mil metros abaixo do nível do mar, o que torna a exploração mais cara e difícil. Não existem estimativas de quanto petróleo existe em toda a área pré-sal. Fonte: Engº Luiz Henrique / https://www.facebook.com/groups/539098852814790/permalink/551556231569052/

Demanda por profissionais de gás e óleo fica ‘na promessa’, dizem especialistas

Maioria do pessoal contratado pelas empresas no Amazonas vêm de outros Estados. Manaus - No segundo maior produtor de gás natural do País, a demanda expressiva por profissionais da área petrolífera ficou, até agora, só ‘na promessa’. Passados 25 anos do início das operações na Província Petrolífera de Urucu, a avaliação dos especialistas é de que ainda há muito a ser pesquisado no Amazonas, onde há explorações que somam 81 poços de petróleo. Neste cenário, a maior parte dos profissionais que preenche o quadro de funcionários das empresas é de outros Estados. A falta de uma área de planejamento para o mercado é apontada como um dos motivos para o setor estar ‘estagnado’, considera o coordenador do curso de gestão e tecnologia de gás natural da Universidade do Estado do Amazonas (UEA), Ricardo Wilson Cruz. Para o especialista, o mercado de trabalho poderia abranger empresas de energia e se expandir com os serviços de projetos e execução de distribuição de gás natural em obras da construção civil. “Não se vê empreendimentos sendo dirigidos no sentido de receber o gás natural. A atividade está em ‘banho-maria’”, avaliou. O coordenador universitário explica que não há interação entre as instituições de ensino e o mercado, o que acaba, inclusive, influenciando diretamente no crescimento do setor.

A coordenadora do curso de Engenharia de Petróleo e Gás da Universidade Federal do Amazonas (Ufam), Virgínia Mansanares, acredita que “ainda vai demandar um tempo, pois toda a parte de exploração é assim, para que se observe um aumento (na demanda)”. Para a geóloga e vice-coordenadora de Petróleo e Gás da Ufam, Joemes de Lima, as instituições de ensino estão caminhando no mesmo ‘passo’ que as pesquisas do setor. “Da mesma forma que a indústria petrolífera está caminhando aqui, o curso também está. Estamos caminhando juntos”. O diretor de Pós-Graduação da Fundação Getulio Vargas/Faculdade Martha Falcão, Pierre Wagner, discorda da afirmação de que o mercado petrolífero no Amazonas esteja em baixa e explica que o Estado se tornou referência na prospecção de petróleo e gás no País. “Somos o maior produtor de gás em terra firme. Tanto na Petrobras quanto nas empresas privadas que operam no Estado, há a necessidade de profissionais desta área”, diz. Mercado de atuação Os profissionais da área de óleo e gás atuam nas empresas diretamente e indiretamente relacionadas com a prospecção. No dia a dia, os profissionais de nível técnico atuam entre outras atividades, como analistas de controle de qualidade, de logística e como operadores de distribuição. Já os profissionais graduados e com especialização atuam na implantação de tecnologias, na otimização de processos industriais, na prevenção de acidentes e risco ambiental. As faixas salariais variam de R$ 2 mil a R$ 5 mil para técnicos e de R$ 6 mil a R$ 20 mil para os graduados e com especialização na área. Os engenheiros de Petróleo e Gás são aptos a trabalhar nas três linhas da produção petrolífera: exploração, refino e distribuição. Em todo o Estado, são 13 empresas responsáveis por explorar e distribuir o gás, como a Petrobras, a HRT e a Cigás. A Petrobras tem 1.375 empregados no Amazonas e informou não ter dificuldades para contratar. Fonte: D24am.com

Entenda por que a Petrobras investe em fertilizantes

A produção de fertilizantes nitrogenados se insere na cadeia de valor do gás natural, sendo uma alternativa economicamente atrativa para sua monetização. Fertilizantes nitrogenados são derivados da amônia – que é obtida a partir da transformação química do gás natural – e amplamente utilizados na agropecuária e na indústria. A amônia é usada na indústria alimentícia e na produção de desinfetantes, tinturas de cabelo, materiais plásticos, couro e explosivos, entre outros produtos, mas sua principal utilização é como matéria-prima para a produção de fertilizantes nitrogenados (ureia, sulfato de amônio e nitrato de amônio). A demanda do mercado brasileiro de fertilizantes é maior que a produção nacional. Além disso, o segmento encontra-se em expansão tanto no Brasil quanto no mundo. Com o crescimento populacional e o aumento de renda, espera-se aumento no consumo de alimentos, principalmente de proteína animal, que requer mais grãos para sua produção e, por consequência, maior uso de fertilizantes. No Brasil, entre 2003 e 2012, o consumo de fertilizantes passou de 22,8 milhões de toneladas para 29,6 milhões, o que configurou crescimento de 30% no período. De acordo com a previsão da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), entre 2010 e 2020, somente no Brasil, a produção de alimentos crescerá 40%. Somos a maior produtora de fertilizantes nitrogenados do Brasil. Com a aquisição da Fafen-PR, reforçamos essa área em alinhamento com o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017. Possuimos mais duas fábricas: a Fafen-SE, com capacidade de produção de 657 mil toneladas/ano de ureia e 456 mil toneladas/ano de amônia, e a Fafen-BA, com 474 mil toneladas/ano de ureia e 474 mil toneladas/ano de amônia. Atualmente, estamos investindo em novas unidades a fim de acompanhar o crescimento do mercado. Em Três Lagoas (MS) está sendo construída uma planta que entrará em operação em setembro de 2014 com capacidade para produzir 1,2 milhão de toneladas/ano de ureia. No município de Laranjeiras (SE), está sendo construída uma planta de sulfato de amônio com capacidade para produzir 303 mil toneladas/ano, que começará a produzir ainda este ano. Duas outras unidades, uma em Uberaba (MG) e outra em Linhares (ES), estão em estudo. Fonte: http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2013/07/07/entenda-por-que-a-petrobras-investe-em-fertilizantes/

Saiba quais são as principais empresas de exploração de petróleo com atuação no país

Para muitos profissionais da indústria do petróleo, as empresas operadoras são as melhores companhias para ingressar na área. Fazendo uma comparação simples, as empresas operadoras são as donas do campo de petróleo, elas pagam fortunas para terem o direito de explorar determinada reserva de petróleo, sendo que seus principais clientes são empresas fornecedoras de produtos e serviços na indústria do petróleo. O único inconveniente de uma empresa operadora é que geralmente elas não requerem muita mão-de-obra, ainda mais de profissionais recém-formados, quando comparado às drilling contractors e empresas prestadoras de serviços, visto que uma boa parte de seus trabalhos são coordenados por essas empresas terceirizadas e de serviços. As principais funções dos funcionários de uma empresa operadora é justamente garantir que os processos, operações, serviços e demais atividades envolvidas na etapa de exploração de petróleo estão seguindo as normas e regulamentações nacionais e da própria empresa. Suas atividades envolvem mais gerenciamento, qualidade de serviços, garantia de padrões, design de operações, entre outras. No Brasil, nós temos a Petrobras como a principal operadora com uma enorme participação na exploração de petróleo, mas outras empresas internacionais estão aos poucos se instalando no Brasil e produzindo petróleo em número elevado. É uma carreira muito promissora, com altos salários, muitos benefícios e uma empresa produtora na maioria das vezes tem mais cargos no escritório que offshore, sendo isso uma grande opção de escolha para profissionais experientes e que não desejam atuar mais em campo. Para quem busca uma oportunidade de trabalho embarcado, um empresa operadora certamente é a sua última opção de escolha e as companhias não costumam contratar muitas pessoas de nível médio e técnico, a não ser que tenha uma boa experiência em outras empresas. Abaixo você encontrará as principais empresas operadoras que atuam no Brasil: Anadarko Aurizônia Petróleo Barra Energia BG Brasil BHP Billiton BP do Brasil Chevron Exxon Mobil HRT Karoon Maersk Oil Nord Oil and Gas OGX PetraEnergia Petrobras Petrorecôncavo Premier Oil Queiroz Galvão Exploração e Produção Repsol Sinopec Shell Starfish Oil & Gas Statoil Total E&P do Brasil

Algumas Considerações sobre Algumas Postagens!

Senhores, Tenho acompanhado e, às vezes comentado, as postagens de Rhamany sobre 1º emprego, formação, universidades particulares de engenharia de petróleo e currículos. Também, tenho lido muito sobre as angustias dos Tecnólogos de Petróleo e Gás em várias de suas paginas no Facebook e blogs. Vamos aos fatos: 1º Emprego: Em recente anuncio de emprego publicado se pedia engenheiro para determinada posição e um tecnólogo se oferecia, ora, com a quantidade cada vez maior de recém-formados em engenharia de petróleo chegando ao mercado, com os engenheiros em recente inicio de carreira e com os já atuantes no mercado, julgo ser muito difícil que esta empresa opte por um tecnólogo! O que leva a isto? Desespero dos formados! Os caras gastaram 3 anos de suas vidas na formação, gastaram uma boa quantidade de dinheiro, muitas vezes suadíssimo e, agora, querem a recompensa, para muitos, não somente o retorno do investimento em bons salários, mas, também, a satisfação de estar fazendo o que foi treinado por anos para executar com destreza. O Tecnólogo em Petróleo e Gás, Edmilson Aguiar, de Manaus, tem uma luta há anos pela regulamentação da profissão (isto mesmo, o governo criou, mas, não regulamentou!). Esta luta poderia ser mais frutífera se os tecnólogos de óleo e gas se juntassem a ele nesta cruzada. Para quem se interessar em conhecer suas atitudes o email é: edmilson_mtv@hotmail.com. Para engenheiros recém-formados, aconselho a procura, além dos programas de Trainees, pelas pequenas e médias empresas produtoras, de projetos, de operação e outras atividades. Estas, somente, são alcançadas, não por blogs ou site, mas, por indicação/informação de terceiros. Formação: Como já disse, aqui mesmo, algum tempo atrás, os conteúdos dos ensinamentos das grades das faculdades não são suficientes para um treinamento especifico completo, onde, o aluno, sairia, ao final da graduação com conhecimento completo a ponto de executar assim que ingressassem em uma empresa, de, ao menos, uma disciplina profissionalizante! O curso de gerenciamento da produção online (http://www.qgdopetroleo.com/2013/05/gerenciamento-da-producao-como-sera-o.html), que anunciei aqui, está progredindo muito bem com aulas sendo enviadas aos domingos a noite e conferencias, via Skype, aos domingos pela manha. Além do conteúdo do curso, a troca de experiências entre alunos de diversas partes do país será e esta sendo muito profícua. Aproveitamos estes nossos encontros dominicais para passar a experiência adquirida nestes anos, a realidade de nossa indústria, onde se esta contratando, juntamente com onde se irá contratar (vagas que não são anunciadas) e dicas de como aproveitar o curso para confecção de CV’s. Ainda é tempo para adesões. Estes alunos, que assumiram, com eles mesmo, os compromissos de estudar, durante 3 meses, uma enorme carga de matérias especificas, muitas vezes (99%) não vista nas faculdades, e de passar manhãs de domingo em conferencias virtuais, evidentemente, serão diferenciados pela indústria pelos conhecimentos que estão adquirindo. E as aulas práticas que teremos serão definitivas para a assimilação do conteúdo e servirão para apresentar, principalmente a alunos do Sul e Sudeste, a atividade de petróleo em terra. Universidades Particulares de Engenharia de Petróleo. Estas, salvo raríssimas exceções, estão mais preocupadas em obter o máximo de alunos com vestibulares múltiplos durante o ano inteiro e garantir que estes alunos permaneçam, ao menos, até o 4º período onde, pela composição de custos delas é o ponto de equilíbrio do custo do curso até o final. Aos alunos cabe cobrar melhores conteúdos, melhores professores, além de atividade extraclasse, tais como, visitas técnicas (nenhuma empresa se nega a receber alunos para visitas desde que sejam de instituições serias, compromissadas, realmente, com o aprendizado, e não, somente, para cumprir cronogramas), palestras e realização eventos pertinentes. Currículos: A meu ver, um dos maiores erros é a inclusão de cursos de 20 ou 40 horas de disciplinas que demandam no mínimo, 80 ou 100 horas para bem assimilar o conteúdo. Também, a inclusão de atividades que não tem a ver com petróleo. Incluir no currículo, de um recém-formado, as atividades da graduação onde, realmente, se saíram bem. A colocação de CV’s nos espaços para comentários do blog denuncia que este candidato é, totalmente, despreparado para, até, discernir onde esta o link para envio. Abraços a Todos! Luiz Henrique luizhenrique_99@yahoo.com