Tudo sobre Royalties

 Excelente post retirado do Blog Petróleo e Bioenergia , do  Marcelo Neves. Um dos blogs mais completos do ramo de petróleo no Brasil. O Blog Campos Marginais recomenda que acessem.

_________________________________________________________________________

1. Royalties

1.1 - O que são?

Royalties constituem em uma taxa que as empresas de exploração e produção de petróleo ou gás natural devem pagar ao Estado por estarem em território brasileiro. Os royalties são pagos mensalmente, de acordo com cada região de exploração, a partir do mês em que ocorrer a respectiva data do início da produção.

1.2 - Como funciona?

Os royalties são distribuídos aos estados, municípios, ao Comando da Marinha, ao Ministério da Ciência e Tecnologia e ao fundo especial administrado pelo Ministério da Fazenda, que repassa aos estados e municípios de acordo com os critérios definidos em legislação específica.

Os royalties são recolhidos mensalmente mediante pagamento à Secretaria do Tesouro Nacional (STN) até o último dia do mês seguinte àquele em que ocorreu a produção. A STN os repassa aos beneficiários com base no cálculo realizado pena Agência Nacional do Petróleo (ANP).

A partir da Lei nº 9.478/1997, a alíquota dos royalties passou de 5% para até 10% da produção, podendo ser reduzida a um mínimo de 5%, tendo em vista os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes.

1.3 - Como se calcula?

O valor a ser pago pelas empresas de exploração e produção de petróleo ou gás natural é obtido multiplicando-se três fatores:

(1) alíquota dos royalties do campo produtor, que pode variar entre 5% e 10%;

(2) produção mensal de petróleo e gás natural produzida pelo campo;

(3) o preço de referência destes hidrocarbonetos no mês, como determinam os Art. 7º e 8º do Decreto nº 2.705/1998, que regulamentou a Lei nº 9.478/1997 (Lei do Petróleo).

• Royalties = alíquota x valor da produção;
• Valor da produção = V Petróleo x P Petróleo + V Gás Natural x P Gás Natural.

Onde:

Royalties = valor decorrente da produção do campo no mês de apuração, em R$

Alíquota = percentual previsto no contrato de concessão do campo

V petróleo = volume da produção de petróleo do campo no mês de apuração, em m³

P petróleo = é o preço de referência do petróleo produzido no campo no mês de

 apuração, em R$/m³

V Gás Natural = volume da produção de gás natural do campo no mês de apuração, em m³

P Gás Natural = preço de referência do gás natural produzido no campo no mês de apuração, em R$/m³

2. Participações Especiais

2.1 - O que são?

Participações Especiais são taxas extras pagas pelas empresas de produção e exploração de petróleo ou gás natural, em caso de grande volume de produção ou de grande rentabilidade.

2.2 - Como funciona?

Quarenta por cento (40%) dos recursos da participação especial são transferidos ao Ministério de Minas e Energia, dos quais 70% são destinados ao financiamento de estudos e serviços de geologia e geofísica aplicados à prospecção de combustíveis fósseis, promovidos pela ANP e pelo MME; 15% para o custeio dos estudos de planejamento da expansão do sistema energético; e 15% para o financiamento de estudos, pesquisas, projetos, atividades e serviços de levantamentos geológicos básicos no território nacional.

Dos recursos restantes da participação especial, 10% são destinados ao Ministério do Meio Ambiente; 40% aos estados produtores ou confrontantes com a plataforma continental onde ocorrer a produção; e 10% aos municípios produtores ou confrontantes.

2.3 - Como se calcula?

O cálculo é feito considerando as deduções previstas no § 1º do art. 50 da Lei nº 9.478, de 1997, de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção, e o respectivo volume de produção trimestral fiscalizada. O cálculo se dá da seguinte forma:

·        No primeiro ano de produção:

I - Quando a produção for em áreas situadas em terra, lagos, rios, ilhas fluviais ou lacustres:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 450	-	isento
Acima de 450 até 900	450xRLP÷VPF	10
Acima de 900 até 1.350	675xRLP÷VPF	20
Acima de 1.350 até 1.800	900x RLP÷VPF	30
Acima de 1.800 até 2.250	360÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 2.250	1.181,25xRLP÷VPF	40

II - Quando a produção ocorrer em áreas situadas no oceano em profundidade até 400 metros:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 900	-	isento
Acima de 900 até 1.350	900xRLP÷VPF	10
Acima de 1.350 até 1.800	1.125xRLP÷VPF	20
Acima de 1.800 até 2.250	1.350xRLP÷VPF	30
Acima de 2.250 até 2.700	517,5÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 2.700	1.631,25xRLP÷VPF	40

III – Quando a produção ocorrer em áreas situadas no oceano em produnfidade superior a 400 metros:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 1.350	-	isento
Acima de 1.350 até 1.800	1.350xRLP÷VPF	10
Acima de 1.800 até 2.250	1.575xRLP÷VPF	20
Acima de 2.250 até 2.700	1.800xRLP÷VPF	30
Acima de 2.700 até 3.150	675÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 3.150	2.081,25xRLP÷VPF	40

·        No segundo ano de produção:

I - Quando a produção for em áreas situadas em terra, lagos, rios, ilhas fluviais ou lacustres:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 350	-	isento
Acima de 350 até 800	350xRLP÷VPF	10
Acima de 800 até 1.250	575xRLP÷VPF	20
Acima de 1.250 até 1.700	800xRLP÷VPF	30
Acima de 1.700 até 2.150	325÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 2.150	1.081,25xRLP÷VPF	40

II – Quando a produção for em áreas situadas no oceano com profundidade até 400 metros:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 750	-	isento
Acima de 750 até 1.200	750xRLP÷VPF	10
Acima de 1.200 até 1.650	975xRLP÷VPF	20
Acima de 1.650 até 2.100	1.200xRLP÷VPF	30
Acima de 2.100 até 2.550	465÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 2.550	1.481,25xRLP÷VPF	40

III – Quando a produção for em áreas situadas no oceano com profundidade superior a 400 metros:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 1.050	-	isento
Acima de 1.050 até 1.500	1.050xRLP÷VPF	10
Acima de 1.500 até 1.950	1.275xRLP÷VPF	20
Acima de 1.950 até 2.400	1.500xRLP÷VPF	30
Acima de 2.400 até 2.850	570÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de até 2.850	1.781,25xRLP÷VPF	40

·        No terceiro ano de produção:

I - Quando a produção for em áreas situadas em terra, lagos, rios, ilhas fluviais ou lacustres:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 250	-	isento
Acima de 250 até 700	250xRIP÷VPF	10
Acima de 700 até 1.150	475xRLP÷VPF	20
Acima de 1.150 até 1.600	700xRLP÷VPF	30
Acima de 1.600 até 2.050	290÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 2.050	981,25xRLP÷VPF	40

II – Quando a produção for em áreas situadas no oceano com profundidade até 400 metros:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 500	-	isento
Acima de 500 até 950	500xRLP÷VPF	10
Acima de 950 até 1.400	775xRLP÷VPF	20
Acima de 1.400 até 1.850	950xRLP÷VPF	30
Acima de 1.850 até 2.300	377,5÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 2.300	1.231,25xRLP÷VPF	40

III – Quando a produção for em áreas situadas no oceano com profundidade superior a 400 metros:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 750	-	isento
Acima de 750 até 1.200	750xRLP÷VPF	10
Acima de 1.200 até 1.650	975xRLP÷VPF	20
Acima de 1.650 até 2.100	1.200xRLP÷VPF	30
Acima de 2.100 até 2.550	465÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 2.550	1.481,25xRLP÷VPF	40

• Após o terceiro ano de produção:

I - Quando a produção for em áreas situadas em terra, lagos, rios, ilhas fluviais ou lacustres:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 150	-	isento
Acima de 150 até 600	150xRLP÷VPF	10
Acima de 600 até 1.050	375xRLP÷VPF	20
Acima de 1.050 até 1.500	600xRLP÷VPF	30
Acima de 1.500 até 1.950	255÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 1.950	881,25xRLP÷VPF	40

II – Quando a produção for em áreas situadas no oceano com profundidade até 400 metros:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 300	-	isento
Acima de 300 até 750	300xRLP÷VPF	10
Acima de 750 até 1.200	525xRLP÷VPF	20
Acima de 1.200 até 1.650	750xRLP÷VPF	30
Acima de 1.650 até 2.100	307,5÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima de 2.100	1.031,25xRLP÷VPF	40

III – Quando a produção for em áreas situadas no oceano com profundidade superior a 400 metros:

Volume de Produção Trimestral Fiscalizada (em milhares de metros cúbicos de petróleo equivalente)	Parcela a deduzir da Receita Líquida Trimestral (em reais)	Alíquota (em %)
Até 450	-	isento
Acima de 450 até 900	450xRLP÷VPF	10
Acima de 900 até 1.350	675xRLP÷VPF	20
Acima de 1.350 até 1.800	900xRLP÷VPF	30
Acima de 1.800 até 2.250	360÷0,35xRLP÷VPF	35
Acima 2.250	1.181,25xRLP÷VPF	40

3. Estudo de Caso

O estudo de caso dos royalties devidos será calculado a partir da produção do mês de MARÇO para o campo Albacora Leste marítimo que se localizada na região de Campos dos Goytacazes e Quissamã.

3.1 - Cálculo dos Royalties

Os royalties são calculados a partir da seguinte equação:

• Royalties = alíquota x valor da produção;

Onde a alíquota é referente ao contrato feito para campo podendo a mesma variar entre 5% e 10%, que nesse caso será de 10%. O valor da produção é dado por outra equação :

• Valor da produção = V Petróleo x P Petróleo + V Gás Natural x P Gás Natural

Onde:

V Petróleo = Volume produzido de Petróleo em um dado Campo

P Petróleo = Preço de referência do Petróleo

V Gás Natural = Volume produzido de gás natural no mesmo campo

P Gás Natural = Preço de referência do gás natural

O preço de referência do petróleo no mês é o maior dos seguintes valores, média ponderada dos preços de venda praticados pelo concessionário ou preço Mínimo determinado pela ANP.

Para o mês de março têm-se os seguintes dados de produção e preços de referência:

Campo	Volume produzido de petróleo (m³)	Volume produzido de gás (m³)	Preço de referência Petróleo (R$/m³)	Preço de referência gás natural (R$/m³)
Albacora Leste	413.576,86	35.609.201,71	1.008,1497	0,4297

Valor da produção = 413.576,86 x1.1008,15 + 35.609.201,71 x 0,4297

Valor da produção = R$ 432.248.785,4

Royalties = 10% x 432.248.785,4

Royalties = R$ 43.224.878,54

A divisão dos Royalties de um dado Campo são feitos da seguinte forma: 

·        25% Ministério da Ciência e Tecnologia

·        22,5% Estados confrontantes com campos

·        22,5% Municípios confrontantes com campos

·        15% Comando da Marinha

·        7,5% Fundo Especial (estados e municípios)

·        7,5% Municípios afetados por operações nas instalações de embarque e desembarque de petróleo e gás natural

4.    Gráficos

5.    Tabelas de Royalties e Participações Especiais

5.1 – Tabelas Referentes aos recebimentos de Royalties

Total de Royalties (Valor em R$)
Município	2010	2011
Campos dos Goytacazes	482.061.749,01	221.810.526,03
Macaé	356.017.093,59	160.275.475,10
Quissama	72.561.841,14	31.134.221,86
Cabo Frio	119.183.071,06	55.734.997,74
Carapebus	27.483.209,75	12.016.878,35
Rio da Ostras	135.027.709,56	64.787.098,07
São João da Barra	98.323.180,62	49.533.396,87
Casimiro de Abreu	48.114.844,99	23.234.540,18
Arraial do Cabo	5.660.343,45	6.560.748,10
Outros	888.622.325,89	394.705.004,06
Total Arrecadado pelo Estado do Rio de Janeiro	2.233.055.369,06	1.019.792.886,36

Município Jan/10 Fev/10 Mar/10 Abr/10 Campos dos Goytacazes 41.050.932,87 41.030.660,43 42.046.113,13 38.406.550,26 Macaé 28.742.229,80 28.768.719,47 30.049.612,33 28.147.928,26 Quissamã 6.412.123,26 6.240.809,97 6.360.981,86 5.673.585,26 Cabo Frio 10.222.223,75 9.850.080,22 10.069.431,39 9.593.035,09 Carapebus 2.365.629,92 2.230.777,10 2.295.644,12 2.068.263,99 Rio das Ostras 12.302.617,39 12.417.686,54 12.573.369,12 11.546.895,78 São João da Barra 7.321.215,07 7.337.803,85 7.761.940,63 6.874.845,19 Casimiro de Abreu 4.246.686,56 4.078.604,06 4.212.437,70 3.843.345,85 Arraial do Cabo 477.802,47 487.602,29 486.017,35 451.937,35 Total Arrecadado pelo Estado do Rio de Janeiro 182.119.376,14 186.792.963,45 192.245.400,17 176.608.322,07
Município Mai/10 Jun/10 Jul/10 Ago/10 Campos dos Goytacazes 42.638.419,89 43.304.615,78 43.089.437,36 38.588.894,58 Macaé 31.219.308,63 31.636.987,26 31.798.796,95 29.201.285,47 Quissamã 6.330.867,62 6.353.829,05 6.319.962,96 5.706.490,16 Cabo Frio 10.472.142,91 10.489.942,64 10.431.330,95 9.640.927,82 Carapebus 2.298.974,85 2.325.267,12 2.417.680,02 2.211.808,77 Rio das Ostras 12.684.756,51 13.155.855,01 11.981.127,06 10.681.747,46 São João da Barra 8.034.771,18 8.638.801,61 9.500.461,57 8.840.320,87 Casimiro de Abreu 4.220.096,82 4.269.820,62 4.100.641,48 3.614.795,47 Arraial do Cabo 501.232,77 512.985,85 504.401,74 454.365,22 Total Arrecadado pelo Estado do Rio de Janeiro 198.602.416,51 202.041.893,19 201.633.696,44 181.207.696,09
Município Set/10 Out/10 Nov/10 Dez/10 Campos dos Goytacazes 38.892.948,34 39.302.262,05 35.682.552,44 38.028.361,88 Macaé 28.972.145,25 33.954.249,75 25.869.267,76 27.656.562,66 Quissamã 5.775.778,37 6.013.591,46 5.634.537,83 5.739.283,34 Cabo Frio 9.705.296,96 9.862.158,60 9.143.518,85 9.702.981,88 Carapebus 2.225.397,76 2.951.832,70 2.079.241,92 2.012.691,48 Rio das Ostras 10.789.024,48 6.927.667,27 9.456.306,15 10.510.656,79 São João da Barra 8.465.460,22 8.920.334,46 8.195.659,87 8.431.566,10 Casimiro de Abreu 3.922.385,44 3.874.859,75 3.742.610,84 3.988.560,40 Arraial do Cabo 452.019,05 467.222,44 411.862,77 452.894,15 Total Arrecadado pelo Estado do Rio de Janeiro 182.973.103,77 185.830.936,55 165.693.215,55 177.306.349,13
Município Jan/11 Fev/11 Mar/11 Campos dos Goytacazes 40.559.127,31 44.721.784,64 45.072.060,84 Macaé 30.417.280,62 33.680.909,24 31.495.300,03 Quissamã 6.034.603,54 6.727.725,07 6.461.734,62 Cabo Frio 10.128.568,66 11.284.932,67 11.158.446,05 Carapebus 2.245.232,84 2.469.585,05 2.442.613,27 Rio das Ostras 11.648.904,77 13.032.517,93 13.165.881,29 São João da Barra 9.242.082,75 9.955.575,47 10.000.216,92 Casimiro de Abreu 4.251.562,03 4.745.120,19 4.703.668,00 Arraial do Cabo 486.484,42 529.913,08 526.288,09 Total Arrecadado pelo Estado do Rio de Janeiro 189.927.148,43 210.036.498,36 202.074.265,41

Município	Abr/11	Mai/11
Campos dos Goytacazes	41.548.190,21	49.909.363,03
Macaé	29.182.084,48	35.499.900,73
Quissamã	5.139.228,26	6.770.930,37
Cabo Frio	10.568.134,18	12.594.916,18
Carapebus	2.165.812,10	2.693.635,09
Rio das Ostras	12.105.784,44	14.834.009,64
São João da Barra	9.432.432,07	10.903.089,66
Casimiro de Abreu	4.269.031,50	5.265.158,46
Arraial do Cabo	2.297.181,37	2.720.881,14
Total Arrecadado pelo Estado do Rio de Janeiro	188.515.639,03	229.239.335,13

5.2 – Tabelas referentes aos recebimentos de Participações Especiais

Participações Especiais	2011	2010
Campos dos Goytacazes	296.073.758,35	479.167.079,20
Macaé	27.442.336,58	76.292.578,37
Quissamã	7.575.573,20	14.033.119,73
Cabo Frio	43.978.125,59	50.631.687,77
Carapebus	290.034,73	1651900,22
Rio das Ostras	68.909.177,04	131.988.900,84
São João da Barra	53.176.522,97	78.796.141,95
Casimiro de Abreu	15.204.843,37	17109958,01
Arraial do Cabo	23.754,94	75030,23
Total Arrecadado pelo Estado do Rio de Janeiro	2.107.623.628,84	3.429.247.375,07

6.    Referências Bibliográficas:

http://www.anp.gov.br

http://nxt.anp.gov.br/NXT/gateway.dll/leg/decretos/1998/dec%202.705%20-%201998.xml?f=templates$fn=document-frame.htm$3.0$q=$x=$nc=3889

Brasil estuda ampliar incentivo fiscal bilionário do petróleo

O governo está revendo o regime tributário especial para a área de petróleo e gás (Repetro) e deve anunciar ainda neste ano a extensão dessa política bilionária de incentivos fiscais para todos os elos da cadeia produtiva, revelou à Reuters o presidente da ABDI (Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial), Mauro Borges Lemos.

Hoje, o Repetro atende apenas ao primeiro elo da cadeia produtiva, principalmente as operadoras dos campos de petróleo e gás. Desde sua criação, em 1999, ele resultou em uma renúncia fiscal de aproximadamente R$ 46 bilhões, beneficiando principalmente a Petrobras.

"É um regime de grande importância para o setor de petróleo e gás e, particularmente, para a Petrobras. Ele opera no Brasil há muitos anos e nós estamos implementando uma revisão do Repetro", disse o presidente da ABDI.

"Isso pode resultar numa desoneração maior do que ele faz hoje", acrescentou Lemos, que comanda a agência do governo federal que atua na execução e na elaboração da política industrial.

A Petrobras, que opera mais de 90% das concessões de exploração do país, é a principal beneficiada pelo regime, que concede isenções de impostos de importação (II), sobre produtos industrializados (IPI), PIS, Cofins, além da taxa para renovação da marinha mercante.

A ampliação do Repetro ajudaria a estatal a cumprir seus ambiciosos objetivos de produção de petróleo no pré-sal e a atingir os índices de nacionalização de peças e equipamentos exigidos em suas encomendas de plataformas e sondas.

Como atende apenas o primeiro nível da cadeia produtiva, a maior parte da desoneração feita até agora foi sobre as encomendas de plataformas e embarcações --cerca de R$ 40 bilhões deixaram de ser arrecadados pelo governo, segundo dados da Receita Federal fornecidos pela ABDI. Em 2010, a renúncia fiscal atingiu quase R$ 10 bilhões.

Sem projeção

Lemos disse que ainda não está definido se os incentivos fiscais dados pelo Repetro até agora serão ampliados por inteiro para os outros elos da cadeia produtiva.

"O que você pode fazer numa recalibragem é tirar alguns itens da lista de isenção do Imposto de Importação. Aqueles que já têm produção nacional desenvolvida", exemplificou o presidente da ABDI.

Por conta disso, ele evita fazer uma projeção de quanto será a renúncia do governo para incentivar o desenvolvimento da cadeia produtiva, ajudando por consequência a Petrobras a cumprir seu plano de investimentos, que hoje supera US$ 200 bilhões em cinco anos.

"A ideia é anunciar neste ano, com certeza. A renúncia é para o ano que vem", afirmou, explicando que os efeitos das mudanças só deverão ser sentidos no caixa do governo em 2013.

A ABDI não sabe informar quantas empresas se beneficiam atualmente do Repetro, mas, com base em um estudo do Ipea (Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada), a agência acredita que, com a expansão da política para todos os elos da cadeia, cerca de 3.400 empresas industriais e de serviços possam ser beneficiadas.

CRÍTICAS

Para Bruno Musso, superintendeste da ONIP (Organização Nacional da Indústria do Petróleo), o importante é que o governo consiga sanar assimetrias tributárias em uma eventual reformulação do Repetro.

"Preservar o conceito atual de incentivo à cadeia do petróleo e gás é benéfico. O regime foi eficiente em desonerar os investimentos, mas questões relativas à isonomia precisam ser analisadas com mais cuidado", reivindicou Musso.

Mas outra fonte do setor, que preferiu não ser identificada, disse que o Repetro necessita de ajustes porque possui falhas e brechas que precisam de uma reavaliação por parte do governo.

Segundo essa fonte, atualmente empresas que não fazem parte do setor de petróleo e gás utilizam essas brechas na legislação para importar itens como roupas e outros objetos que não possuem nenhuma relação com o setor. Por isso, ele defende maior fiscalização aos incentivos.

REUTERS 

Nova Palestra em Salvador - Operações de Sonda e de Estações de Produção.

DIVULGANDO PALESTRA DO ENG. LUIZ HENRIQUE EM SALVADOR

Senhores,

No dia 17, um sábado, farei nova palestra desta vez endereçada a Engenheiros, Tecnólogos e Técnicos iniciantes na indústria do petróleo.

OS assuntos são: Operações de Sonda e Operações de Estações de Produção.

O endereço e horário estão no cartaz abaixo.

Serão mostrados aos participantes os aspectos, pouco conhecidos, das operações que envolvem as atividades de sondas diversas e de operações de estações de produção de óleo e gás.

Apesar de ser aberta a toda comunidade interessada, a palestra é destinada aos profissionais citados acima que já estão ou queiram ingressar e desjam agregar conhecimentos específicos nestas atividades.

Este é mais um esforço da PETROD’ART Cursos e Treinamentos junto com o Capitulo Estudantilda SPE – Seção Bahia-Sergipe, Petrotécnica (empresa gestora dos campos-escola daUFBA/ANP), LOGÁS Distribuidora de Gás Natural de Minas Gerais e Blog Campos Marginais, na busca continua para aperfeiçoar e formar mão-de-obra de qualidade no Nordeste.

Mais uma vez sugiro que, os interessados em participar, marquem sua presença confirmando através do email: faleconosco@petrodart.com.br.

Espero Todos lá!

Abraços,

Luiz Henrique.

Univen vai perfurar poços em três cidades do Sertão

A Univen Petróleo garante ter licença ambiental para perfurar seis poços nos lotes distribuídos na região, em busca de petróleo e esta semana, revelou que os resultados obtidos durante o levantamento sismológico realizado ano passado na Bacia do Rio do Peixe foi satisfatório e tem a licença ambiental para a perfuração de seis poços nos seis lotes, distribuídos nos municípios de Santa Helena, Triunfo e São João do Rio do Peixe.

A empresa disse ainda que, os trabalhos só não começaram ainda porque a petrolífera está realizando o processo de licitação para definir a empresa que fará a perfuração.

Atualmente, nenhuma empresa está atuando na Bacia do Rio do Peixe. A última a deixar a região foi a UTC Engenharia, após perfurar um poço no mês de novembro do ano passado, na comunidade de Tabuleiro de Cima, na zona rural de Santa Helena. Após a constatação de que não foi possível encontrar petróleo no poço perfurado, a companhia devolveu o bloco RIOP-T-20 BT-RIOP-3 à ANP, no começo de dezembro do ano passado.

A Petrobras já havia devolvido seus lotes a Agência Nacional de Petróleo e Gás (ANP) no mês de março de 2011. As demais empresas ainda não devolveram porque não cumpriram com o Programa Exploratório Mínimo (PEM), que envolve os estudos sísmicos do solo e perfuração de poços dentro do prazo de quatro anos dado pela ANP.

Com a retirada das empresas, a frustração foi maior nas cidades de Santa Helena, Triunfo e São João do Rio do Peixe, que englobam os lotes adquiridos pelas empresas. Só na cidade de Triunfo, a Prefeitura espera receber mais de R$ 210 mil. Nos municípios de Santa Helena e Triunfo, a empresa Brain Tecnologia, contratada pela UTC, não pagou o Imposto Sobre Serviços (ISS) e pediu concordata, alegando dificuldades financeiras.

Diário do Sertão