Recent Job Openings
Contador de Visitas
sábado, 31 de março de 2012
quarta-feira, 28 de março de 2012
Shell Shut Down Shearwater Plataform
OIL giant Shell has shut down production on its Shearwater platform as it was revealed that it could take up to six months to quell the uncontrolled leak of toxic, volatile gas at the nearby Total Elgin installation.
The energy giant announced plans to suspend production on the Shearwater as North Sea union leaders called for the platform to be completely evacuated because of the risk of a Piper Alpha-type disaster posed by the presence of a massive cloud of explosive gas over the Total installation, just 4.6 miles away.
As the “substantial” gas leak continued unabated on the Elgin platform, bosses at the French oil giant were continuing to examine a series of options to bring the escape under control.
Two oilrigs have already been put on standby to drill a relief well, which could take at least six months to complete.
Two specialist firefighting vessels, the Skandi Saigon and the Sea Bear, have also been deployed to the area by Total.
Shell had taken the first steps to stand down part of the workforce on its Shearwater platform and the nearby Hans Deul drilling rig, 138 miles east of Aberdeen, on Monday night because of the cloud of highly flammable gas shrouding the Elgin installation.
Initially, 52 workers on board the Shearwater were flown to Aberdeen, leaving 28 still on board, while 33 personnel on the Hans Deul were evacuated, leaving 73 still on board.
Yesterday, Shell announced that a further 35 workers had been flown off the drilling rig, leaving only 38 on the Hans Deul.
However, by early afternoon the oil major said: “Further to the precautionary safety measures we took yesterday following Total’s gas leak at Elgin, we have now brought forward plans to carry out maintenance at Shearwater.
“This will take place from today, starting four days ahead of schedule. We are therefore shutting down production in a controlled manner.
“Drilling operations on the Noble Hans Deul rig have been suspended and the wells have been left in a safe state.”
Wullie Wallace, the Unite regional officer, claimed Shell’s actions did not go far enough, and called for the Shearwater and any other installation within a five-mile radius of the drifting gas cloud to be fully evacuated and powered down.
“This incident cannot be underestimated in its seriousness, and there is still a clear and present danger, we believe, to many of our members while the drifting gas issue continues,” Mr Wallace said.
“While we welcome the speedy evacuation of the Elgin, and the fact that two further installations in the immediate vicinity have been down-manned of all non-essential staff, we are concerned that only partial evacuation has taken place on the other installations in the area so far.”
He added: “We would be looking for full evacuation of any platforms within five miles of the Elgin and for the power to be switched off on these installations also.
“The risk may be low, but our concern is that if the drifting gas was to hit any of the neighbouring installations, the results could be catastrophic.”
Jake Molloy, regional organiser of the RMT union, also warned of the potential for a major disaster, like that on the Piper Alpha rig in 1988, in which 167 workers were killed.
He said: “The potential exists for catastrophic devastation at that installation [Elgin]. You have got a free-flowing well and they can’t stop it. If it does somehow find an ignition source, you could be looking at the complete destruction of this installation.
“This is an unprecedented situation and we really are in the realms of the unknown, but the urgent need now is to find a way of stopping the flow of gas. God willing, they get in there and kill this well sooner rather than later.”
Exclusion zones of two miles by sea and three miles by air, established by the Maritime and Coastguard Agency, remained in force yesterday as Total enlisted the advice of well-control experts from across the globe, including legendary “Hellfighters” Boots & Coots.
David Hainsworth, health, safety and environment manager for Total, admitted that the gas leak could go on for months. One estimate is that it could be leaking at a rate of 2kg per second.
Mr Hainsworth explained that the company was looking at a number of options to stem the flow of gas.
He said possible solutions including drilling relief well which would take a minimum of six months to complete or to kill the rogue well once it was considered safe enough to allow personnel back on board the installation.
He revealed that Total was now convinced that the source of the leak was on the platform and not subsea.
“We have two or three eyewitness statements from people who were on the platform at the time of the incident and they have given us consistent stories as to what they have seen, which is a release from the conductor pipe just below the wellhead on the platform,” he said.
He continued: “We are evaluating a range of options. Clearly, the best case is that this just dies a death on its own over a period of time.
“The reservoir is not productive, but there is gas there. We are trying to ascertain how much gas might be down there, and we have geoscientists working on that.”
• Possible outcomes
1 The leak stops of its own accord as it runs out of gas to feed it. Total believes the gas feeding the leak is coming from a non-productive reservoir higher up in the formation.
2 Drilling another well to relieve the pressure on the reservoir. This was the solution used to stem the flow of oil and gas following the Deepwater Horizon disaster in the Gulf of Mexico. However, the relief well could take at least six months to complete.
3 Deploying well control teams to the platform once it is safe to do so. One method would be to “kill” the well by packing it with heavy mud. Another method is known as a “dynamic kill”, which would involve circulating fluid inside the well to create a hydrostatic column that would stem the leak.
North Sea’s biggest disasters
• July 1988 – 167 oil workers were killed in the Piper Alpha disaster, the world’s worst ever offshore catastrophe, following a massive gas leak and inferno on the Occidental-operated platform.
• September 1988 – The drilling rig Ocean Odyssey was devastated by a series of explosions and fireballs in a high pressure gas blow-out that claimed the life of radio operator Timothy Williams.
• April 2005 – Oil giant Shell was fined a record £900,000 for safety failings on the Brent Bravo platform that led to the deaths of two workers, killed by a gas escape.
• August 2011 – Divers finally shut off the leaking oil valve on the subsea pipeline at the centre of the North Sea’s biggest oil spill for a decade – several hundred tonnes – nine days after the emergency on Shell’s Gannet Alpha platform began.
domingo, 25 de março de 2012
Método de Aula!
Senhores,
Hoje quero falar do método que usamos nas aulas do curso de formação de operadores de sonda na PETRODART aqui em Salvador.
Usamos um simulador de coluna de perfuração/completação/wireline/workover e um simulador de poço, ambos, são usados em conjunto.
Aos alunos é mostrado, e depois cobrado como tarefa e prova, em 3D, como formar uma coluna de perfuração (quantos Comandos, HW, Drill Pipe, etc) a partir de uma programação de poço real que uso no dia-a-dia de meu trabalho. Alem de simularmos problemas operacionais que eles encontrarão na suas rotinas de trabalho, como por exemplo, a prisão da coluna por diferencial de pressão, e os métodos utilizados para a soltura desta coluna, como também, a perda de circulação de lama, só para citar alguns. Os alunos são diviidos em grupos de cinco, exatamente, como uma turma de prefuração numa sonda real e se comportam com tal. A prova teórica escrita vale, somente, 2 pontos, os 8 restantes são obtidos em provas práticas. A média final para aprovação, ao final do curso, é 8!
Este é somente o começo do curso que, além destas simulações em sala, conta, também, com práticas de conexão/desconexão dos tubos (feitas no pátio) com o uso de chaves reais até as visitas em sondas reais de perfuração.
Este método será, tambem, utilizado no curso de operações de sonda do curso destinado, exclusivamente, a engenheiros, tecnólogos e técnicos.
Hoje quero falar do método que usamos nas aulas do curso de formação de operadores de sonda na PETRODART aqui em Salvador.
Usamos um simulador de coluna de perfuração/completação/wireline/workover e um simulador de poço, ambos, são usados em conjunto.
Aos alunos é mostrado, e depois cobrado como tarefa e prova, em 3D, como formar uma coluna de perfuração (quantos Comandos, HW, Drill Pipe, etc) a partir de uma programação de poço real que uso no dia-a-dia de meu trabalho. Alem de simularmos problemas operacionais que eles encontrarão na suas rotinas de trabalho, como por exemplo, a prisão da coluna por diferencial de pressão, e os métodos utilizados para a soltura desta coluna, como também, a perda de circulação de lama, só para citar alguns. Os alunos são diviidos em grupos de cinco, exatamente, como uma turma de prefuração numa sonda real e se comportam com tal. A prova teórica escrita vale, somente, 2 pontos, os 8 restantes são obtidos em provas práticas. A média final para aprovação, ao final do curso, é 8!
Este é somente o começo do curso que, além destas simulações em sala, conta, também, com práticas de conexão/desconexão dos tubos (feitas no pátio) com o uso de chaves reais até as visitas em sondas reais de perfuração.
Este método será, tambem, utilizado no curso de operações de sonda do curso destinado, exclusivamente, a engenheiros, tecnólogos e técnicos.
Para informações, contate a PETRODART pelo email: faleconosco@petrodart.com.br
Abraços a Todos!
sábado, 24 de março de 2012
Vagas no Exterior dia 24/03/2012 - So! Good Luck!!!
sexta-feira, 23 de março de 2012
Executivo da BG tem dúvidas quanto ao gás do pré-sal
Senhores,
Gostaria muito que os executivos da BG estivessem errados. Mas, em se comprovado, deixar para a estatal do petróleo e outras (não se iludam, outras mais virão para acomodar (boquinha) os "cumpanheiros") tomarem conta é um pouco demais para meu pensamento inocente.
Leiam abaixo:
A real quantidade gás natural presente nas reservas da camada pré-sal ainda é uma incógnita para o vice-presidente do BG Group no Brasil, Marcelo Menicucci. Durante a conferência para executivos do setor de gás, Rio Gas Forum, que acontece no Hotel Copacabana Palace ontem e hoje.
O executivo tem “dúvidas” e acredita que o Brasil será um importador de gás natural no futuro próximo. “Temos dúvidas sobre a quantidade de gás disponível”, disse Menicucci em referência aos anúncios de que o pré-sal teria reservas gigantes de gás – feitos na época da descoberta da nova fronteira.
Sobre as prioridades do setor petroleiro no Brasil, Menicucci disse acreditar que o gás das reservas pré-sal será utilizado para na produção de óleo – quando o gás é re-injetado no poço. Desta forma, a indústria ainda não sabe qual será a quantidade gás utilizada na exploração do óleo, fato que atrapalha os investimentos, destacou Menicucci.
No mês passado, a francesa Technip anunciou que vai fornecer 24 quilômetros de linhas flexíveis de injeção de gás para a Petrobras – operadora automática dos blocos de exploração do pré-sal. A entrega das linhas de injeção está prevista para começar este ano e terminar já no primeiro semestre de 2013.
Abraços a Todos!!!
Gostaria muito que os executivos da BG estivessem errados. Mas, em se comprovado, deixar para a estatal do petróleo e outras (não se iludam, outras mais virão para acomodar (boquinha) os "cumpanheiros") tomarem conta é um pouco demais para meu pensamento inocente.
Leiam abaixo:
Fonte: NN - Gustavo Gaurdarde. Postado em 22.03.2012, 04:56 pm
A real quantidade gás natural presente nas reservas da camada pré-sal ainda é uma incógnita para o vice-presidente do BG Group no Brasil, Marcelo Menicucci. Durante a conferência para executivos do setor de gás, Rio Gas Forum, que acontece no Hotel Copacabana Palace ontem e hoje.
O executivo tem “dúvidas” e acredita que o Brasil será um importador de gás natural no futuro próximo. “Temos dúvidas sobre a quantidade de gás disponível”, disse Menicucci em referência aos anúncios de que o pré-sal teria reservas gigantes de gás – feitos na época da descoberta da nova fronteira.
Sobre as prioridades do setor petroleiro no Brasil, Menicucci disse acreditar que o gás das reservas pré-sal será utilizado para na produção de óleo – quando o gás é re-injetado no poço. Desta forma, a indústria ainda não sabe qual será a quantidade gás utilizada na exploração do óleo, fato que atrapalha os investimentos, destacou Menicucci.
No mês passado, a francesa Technip anunciou que vai fornecer 24 quilômetros de linhas flexíveis de injeção de gás para a Petrobras – operadora automática dos blocos de exploração do pré-sal. A entrega das linhas de injeção está prevista para começar este ano e terminar já no primeiro semestre de 2013.
Abraços a Todos!!!
quinta-feira, 22 de março de 2012
Entrevista com Marcelo Lima de Mendonça
Fonte: NN - Rodrigo Leitão. Postado em 22.03.2012, 04:00 pm.
1) A Petrobras bateu novo recorde na entrega de gás natural ao mercado, em 2011, alcançando uma vazão anual de 37 milhões de metros cúbicos por dia de gás ofertado. A companhia divulgou também o aproveitamento do gás natural que é produzido junto com o petróleo nas plataformas da Petrobras, onde atingiu a marca recorde de 89,2%, em 2011. Quais os maiores gargalos do setor de Gás Natural no Brasil?
É verdade que nos últimos anos a Petrobras incrementou significativamente sua capacidade de produção, processamento e transporte de gás natural. A infraestrutura de transporte cresceu em cerca de 8%, como resultado principalmente dos vários programas de ampliação como Malhas e Plangás. Os aumentos concentraram-se principalmente na ampliação da comunicação entre os mercados de São Paulo e Rio de Janeiro com a construção do gasoduto Campinas-Rio. Outro ponto importante da ampliação foi a ligação entre as malhas sudeste e nordeste com a construção do Gasene. Esse gasoduto permite principalmente que a produção excedente do Espírito Santo possa ser enviada para outros estados como RJ e BA.
A capacidade de processamento também foi expandida, com a instalação de novas UPGNs, como a Monteiro Lobato em SP e Sul Capixaba no Espírito Santo. No entanto, toda essa ampliação da infraestrutura de processamento e de transporte foi projetada para garantir o escoamento de volumes em torno de 86 Mm³/d, sem contar a produção esperada das reservas do Pré Sal, que segundo estimativas pode vir a alcançar em 2020 cerca de 75 Mm³/d adicionais. Em outras palavras, a malha de transporte e a capacidade de processamento atual do Brasil não têm capacidade de processar ou transportar todo o volume de gás adicional. Para o devido escoamento dessa produção serão necessários novos gasodutos e um aumento da capacidade de processamento. Sem falar da necessidade de ampliar as redes de distribuição, para que o gás possa chegar aos consumidores finais...
2) A Gas Energy realiza serviços de assessoria empresarial, abrangendo toda a cadeia produtiva do gás natural e do petróleo, passando pela indústria química e petroquímica. Quando e como vocês perceberam que esse mercado estava carente?
A Gas Energy foi criada em 2005 e naquela época o mercado de gás natural no Brasil estava apenas começando. Percebemos que não tinha muita expertise no país sobre gás natural. Consultorias estrangeiras atuavam no país, mas sem realmente conhecer a realidade local. Os sócios fundadores, Marco Tavares e Douglas Abreu, tinham uma longa experiência corporativa na indústria de gás natural e na indústria química e petroquímica. Foi natural atender esse segmento, que era, e ainda é, muito demandante de estudos e assessoria.
Hoje a Gas Energy atua em toda a cadeia do gás natural, como também nos mercados de petróleo, derivados, carvão e de produtos petroquímicos. Atualmente somos a maior empresa brasileira de consultoria especializada em gás natural, com foco no Brasil e em toda a América Latina. Nossos clientes abrangem toda a cadeia do gás, de produtores de petróleo e gás, nacionais e internacionais, passando por empresas transportadoras e distribuidoras de gás, até os consumidores finais. São nossos clientes as maiores empresas industriais do país que consomem gás ou querem expandir seu consumo de gás. Assessoramos também associações industriais e órgãos de governo, tanto federal como estaduais.
3) O presidente da Bolívia Evo Morales inaugurou semana passada as obras de ampliação do maior complexo de gás natural do país, San Antonio, cuja capacidade de produção passou de 15,4 para 22,1 milhões de metros cúbicos diários, o que permite assegurar a elevação da oferta prometida ao Brasil e à Argentina. Como está essa questão do fornecimento do Gás boliviano para o Brasil. Até quando seremos dependentes da Bolívia?
O contrato da Petrobras com a Bolívia vai até 2019, e contempla o suprimento de 30 milhões de m³/dia, com um Take or Pay anual de 80%. A partir de 2019, certamente já teremos uma produção significativa no Pré-Sal, a entrada de novos produtores tanto offshore e onshore, e seguramente haverá uma sobre oferta de gás. Com este cenário, seria possível deixarmos de importar gás boliviano, porém ainda há bastante incerteza acerca dos cronogramas de exploração e produção da Petrobras e dos novos produtores e da implantação da infraestrutura para o escoamento desta produção (gasodutos de transferência, gasodutos de transporte, UPGNs).
Por outro lado, ainda em uma grande parte do País, o gás boliviano é a melhor solução econômica para manter e ampliar o mercado. Por esses motivos, é muito provável que o contrato com a Bolívia seja prorrogado, possivelmente com uma renegociação das condições de preços e mais flexibilidade nos volumes. Acreditamos que conviveremos, sem dependência, ainda por bastante tempo com o gás boliviano. No entanto, para que o suprimento da Bolívia continue e seja confiável, é necessário que outros projetos sejam implantados no país vizinho, para compensar a declinação normal dos campos que já produzem a mais de 12 anos.
4) No final do ano passado, o presidente da HRT Oil, Márcio Mello, chegou a dizer que a Petrobras não é a única opção da empresa para escoar sua produção de gás na bacia do Solimões, mas também disse que nunca houve uma conversa entre as duas petrolíferas à respeito do assunto. O gasoduto da Petrobras é a única opção? Quais seriam as outras?
O gasoduto da Petrobras não é a única opção para escoar a produção da HRT. A Gas Energy realizou em 2010 um estudo para a HRT onde foram analisadas alternativas de escoamento para sua produção e também de mercados para sua monetização, que dependerão claramente dos recursos que vierem a ser comprovados. A lógica econômica indica que, naquela região, os produtores deveriam colaborar em infraestrutura já que os mercados finais pretendidos são claramente diferenciados.
De toda forma, outras formas de transportar gás foram estudadas e também recentemente, estamos indicando ao mercado uma nova tecnologia denominada de GNL LITE que possibilita a liquefação do gás natural em condições mais econômicas, com materiais mais comuns no mercado de gás e com forte redução no investimento.
5) O gás natural ainda é muito difícil e caro de transportar e armazenar (Gás e GNL) e, portanto, requer firmar contratos de transporte e contratos de venda (Take or Pay e entrega ou pagamento) de comprimento prazo 20 anos. Por que essa logística de transportes e armazenamento ainda saem caro? O gasoduto ainda é caro para os padrões brasileiros?
O transporte e a armazenagem do gás natural são, no mundo inteiro, mais caros que o transporte e a armazenagem dos combustíveis líquidos e sólidos. O transporte de gás, por gasoduto ou sob a forma de GNL, requer altos investimentos em infraestrutura fixa, que requer largos períodos para recuperação do capital. Por isso são comuns contratos de compra e venda de longo prazo. No caso do GNL tradicional, o gás deve ser mantido a uma temperatura de –160°C e pressão de 1 atmosfera, o que requer o uso de materiais especiais no transporte e na armazenagem do gás natural liquefeito. Por isso, o investimento é caro. O GNL Lite é uma nova tecnologia onde o gás natural é liquefeito a uma temperatura de –40°C e uma pressão de 100 bar. Nestas condições, é possível o uso de materiais mais comuns, reduzindo os investimentos.
No Brasil, os gasodutos são muito caros quando comparados aos custos internacionais. Este vai ser um desafio para ANP e EPE, que em decorrência do PEMAT serão responsáveis pela elaboração do gasoduto de referência, que será usado como base para as licitações dos novos projetos de gasodutos. Esta será a oportunidade para trazermos estes custos para uma realidade internacional.
sábado, 17 de março de 2012
Vagas no Exterior dia 15/03/2012 - So! Good Luck!!!
Recent Job Openings
| Job Title | Location |
| Process Engineer - Gas Processing Facility | Canada |
| 120090- Stationary Equipment Engineer | Houston |
| 120237- Maintenance Engineer I to Principal | Channelview |
| Electrical manager | Viet nam |
| Stationary Equipment Specialist | Viet nam |
| #120020 Olefins Chemist, Channelview R&D | Channelview |
| #120017 Design Engineer, Pilot Plant - R&D | Channelview |
| #120014 Analyst, R&D Planning - Channelview | Channelview |
| Rotating Manager | Viet nam |
| Polypropylene Area Manager | Viet nam |
| Offsite Tankages Area Manager | Viet nam |
| Utilities Area Manager | Viet nam |
| Area Manager 3: ARU,SWS,CNU,SRU, LCO & ETP | Viet nam |
| Area Manager 2: RFCC, NTU, LTU, PRU | Viet nam |
| Area Manager 1A&B: CDU, KTU, NHT, CCR, ISOM | Viet nam |
| Production Deputy Director | Viet nam |
| Project Engineer - Electrical REF# 6350 | Victoria |
| Buyer - REF#5942 | Wilmington |
| I&E Designer - REF#6745 | Borger |
| Chemical Licensing Engineer | La Porte |
| Field Project Engineer | Orange |
| Project Manager - REF#4450 | Houston |
| Process Controls Engineer | Houston |
| Supply Chain Senior Buyer - Houston | Houston |
| Maintenance Electricians | Northern Alberta |
| Commissioning Engineer - Petrochemical | Germany |
| Chemist - Olefins, R&D Channelview | Channelview |
| Design Engineer, Pilot Plant Operations - R&D | Channelview |
| Process Engineer, Bayport | Houston |
| Sr. HSE Specialist, Clinton, Iowa | Clinton, Iowa |
| Environmental Engineer, Bayport Facility | Houston |
| Deputy Project Director | Bangkok Province |
| Civil Engineer | Indonesia |
| Electrical Engineer | Singapore |
| General Manager / Gulf Coast Region | Pasadena |
| Senior Contracts Engineer | Bangkok Province |
| Mechanical Engineer (static equipment) for LNG co. | Houston |
| Engineering Lead ??? Horizon Oil Sands Major Projects | International |
| Engineering Services Lead - Horizon Oil Sands | Fort McMurray, Alberta |
| SmartPlant Specialist - Electrical - Horizon Oil Sands | Calgary, Alberta |
| Smartplant Applications Specialist - Horizon Oil Sands | Calgary, Alberta |
| Senior Project Development Engineer | Thailand |
| Petrochem: Senior Piping Checker, New Orleans, LA | New Orleans |
| EPC Contracts Manager - Oil & Gas Experienced | Egypt |
| Sr. Process Engineer | Houston |
| Senior Product Engineer - Oil Treatment Expertise | Houston |
| Senior Project Engineer | Houston |
| Industrial Hygiene and Safety Rep | The Woodlands |
| Project Design and Engineering Manager | United States |
| Refinery EH & S Advisor | Commerce City |
| Manufacturing Environmental, Health and Safety Manager | Spring |
| Analyzer Engineer | Yanbu |
| Scheduling Engineer | Saudi Arabia |
| Estimating Engineer | Saudi Arabia |
| Cost Engineer | Saudi Arabia |
| Plant Engineer | Houston |
| Lead Planning Engineer | Houston |
| Refinery Planning and Scheduling Manager | Viet nam |
| Refinery Process Engineering Superintendent | Vietnam |
| Refinery Loss And Energy Supperintendent | Viet nam |
| Refinery Technical Manager | Viet nam |
| Refinery PSM Engineer | Viet nam |
| Refinery Maintenance Deputy Director | Viet nam |
| Refinery Warehouse/Inventory Management Expert | Viet nam |
| Refinery C&I Manager | Viet nam |
| Refinery Piping specialist | Viet nam |
| Refinery Planning and Reliability Manager | Viet nam |
| Refinery Static equipment manager | Middle |
| Refinery Inspection Manager | Viet nam |
| Refinery Deputy Director | Viet nam |
Assinar:
Postagens (Atom)