Retrospectiva Rio Oil & Gas 2014

A Rio Oil & Gas 2014 recebeu a visita de mais de 45 mil pessoas e contou com mais de 1.000 expositores

Uma feira com a alma do Rio Participaram da cobertura da Rio Oil & Gas 2014 Alexandre Gaspari, Cláudia Siqueira, Felipe Areia, Felipe Maciel, Isabel Correia Lima, João Montenegro, Júlio Santos, Lívia Neves, Ricardo Vigliano, Rosely Máximo E Thayanne Coelho Fotos: Somafoto

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IBP fará um levantamento dos impactos da Rio Oil & Gas no município do Rio de Janeiro, conforme anunciou o presidente do instituto, João Carlos de Luca, durante a cerimônia de encerramento da feira, que recebeu nesta edição mais de 45 mil visitantes e teve mais de 1.000 expositores.

A ideia se inspirou nos estudos que a cidade de Houston, no Texas, faz para analisar o impacto da OTC sobre a cidade. “Estamos fazendo um levantamento similar. Houston recebe algo

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em torno de US$ 2 bilhões durante a semana da OTC. Aqui é algo mais modesto. Mas contribuímos para a cidade. Os hotéis tiveram ocupação ampliada de 30% para 80% durante a Rio Oil este ano”, disse de Luca durante a cerimônia.

Em meio a preocupações de executivos do mercado de petróleo, o prefeito Eduardo Paes assegurou ao IBP que a edição da Rio Oil & Gas 2016 está confirmada para o Riocentro.

“Não há o menor risco de a feira não acontecer. O Riocentro está re-

servado para o COI somente no período das Olimpíadas e o Comitê Organizador vai desmontar as estruturas dos Jogos a tempo para a feira.

Não há questionamentos com relação a isso, porque este foi pré-requisito para a cessão do espaço para a Rio 2016. Eu garanto que a Rio Oil & Gas acontecerá aqui no Rio e será no Riocentro”, afirmou o prefeito.

Em sua 17ª edição, a feira começa a gerar fruto de novos eventos para a cidade. O Rio de Janeiro vai sediar, em 2015, o encontro anual da World Energy Cities Partnership (WECP), organização internacional que reúne líderes das grandes cidades do mundo que têm sua economia baseada na área de energia. O anúncio foi feito durante a Rio Oil & Gas 2014 pelo presidente do Rio Negó-

cios, Marcelo Haddad, e o secretário-geral do IBP, Milton Costa Filho.

“Faz todo sentido anunciar a realização de nosso próximo encontro anual na Rio Oil & Gas. Nossas reuniões estão programadas para coincidir com as principais feiras de petróleo e gás em todo o mundo. É o caso da OTC Brasil’, afirma Christine Sagen Helgø, prefeita de Stavanger e atual presidente da WECP.

Gerando negócios O congresso e a feira contaram com a participação de 3.000 alunos de 37 cursos de 45 universidades do país. “Um modelo que deve ser replicado na OTC 2015”, comentou De Luca.

A Rodada de Negócios, que é um termômetro do sucesso da feira, encerrou este ano com expectativa de volu-

me de negócios de R$ 164 milhões de reais, com 37 empresas âncora.

Foram realizadas 828 reuniões entre 176 fornecedores inscritos e 37 empresas âncoras. Foi a maior rodada realizada em todas as edições da feira.

“O resultado foi bastante acima do esperado. Foi a maior Rodada de Negócios já realizada em edições da Rio Oil & Gas”, disse o superintendente da Onip, Bruno Musso.

A rodada de negócios da Onip e o Sebrae têm o objetivo de fomentar negócios e oferecer às grandes empresas a possibilidade de identificação de alternativas competitivas de fornecimento de bens e serviços no mercado doméstico.

A Rio Oil & Gas 2016 ocorrerá entre os dias 19 e 22 de setembro de 2016.

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Números superlativos do Brasil exportador ANP estima que o país exportará 1,5 milhão de b/d em 2018 e fará receita anual de US$ 60 bilhões na balança comercial

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Brasil deve passar a exportar entre 1,5 milhão e 2 milhões de barris/dia de petróleo entre 2018 e 2020, gerando uma receita entre US$ 50 bilhões e US$ 60 bilhões para a balança comercial brasileira. A previsão foi feita pela diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, em sua palestra durante a cerimônia de abertura da Rio Oil & Gas 2014.

“Nós estamos na direção de dobrar nossa produção e nossas re-

servas. A segurança energética para os próximos anos está garantida.

O Brasil tem petróleo para muitos anos”, disse Magda.

Para um auditório lotado, a diretora da ANP destacou pontos como conteúdo local e investimentos em P&D no setor petróleo brasileiro. Magda ressaltou que existem problemas, mas que os resultados obtidos até o momento são bons.

“Sou uma otimista. O Brasil está, por exemplo, a um passo

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de se tornar exportador de equipamentos subsea. Em breve, a indústria naval no Brasil estará despontando em nível internacional. Posso apostar nisso”, afirmou ela.

Cobranças Entretanto, o otimismo de Magda contrastou com a preocupação do presidente do IBP, João Carlos de Luca, sobre o futuro do setor brasileiro de petróleo. O executivo apro-

veitou para anunciar o lançamento da Agenda Prioritária da Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis 2014-2015. É o primeiro documento elaborado pela entidade com este formato e que inclui sugestões para aprimorar a indústria de óleo e gás no país, bem como as posições do IBP sobre diversos aspectos relativos ao setor energético brasileiro.

“Esperamos que nossa agenda seja um instrumento de política pública”, declarou De Luca.

A necessidade de um cronograma de leilões de blocos exploratórios no Brasil é um dos pontos destacados na agenda do IBP. Esta, aliás, é uma das reivindicações recorrentes da indústria, e que De Luca fez questão de ressaltar novamente.

O diretor de Gás e Energia da Petrobras, José Alcides Santoro, que representou a presidente da petroleira, Graça Foster, na cerimônia de

abertura, também fez coro pela realização de novos leilões. “É fundamental para manutenção das atividades”, avaliou.

A Agenda Prioritária pede ainda a paridade dos preços dos derivados de petróleo no Brasil com os do mercado internacional, o que seria útil também para o etanol. “Não se trata de discutir recursos. Trata-se de recursos que não entraram no caixa. Isso tem reflexo direto em toda a indústria”, disse De Luca. A defasagem dos preços dos derivados – que gera um custo estimado atualmente entre R$ 60 bilhões e R$ 80 bilhões –, aliada à concentração de contratações, tem mexido com o caixa da Petrobras e, consequentemente, causado impactos negativos nos fornecedores da empresa.

Também está na pauta do IBP uma discussão com o governo sobre a nova interpretação da Recei-

ta Federal acerca da taxação dos contratos de afretamento no país.

“Grandes projetos de E&P podem ser inviabilizados”, comentou o presidente do IBP. O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, foi representado pelo secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do MME, Marco Antônio Martins Almeida. Ele aproveitou para anunciar que o governo autorizou a realização de uma nova rodada de licitações da ANP no primeiro semestre de 2015, embora não tenha dado detalhes sobre as possíveis áreas a serem ofertadas.

Também participaram da cerimônia de abertura da Rio Oil & Gas 2014 o governador do estado do Rio de Janeiro, Luiz Fernando Pezão; o presidente da PPSA, Oswaldo Pedrosa; o diretor-geral da Onip, Eloi Fernández y Fernández; e o presidente do WPC, József Tóth. (F.M.)

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plenárias

Um mundo em franca mutação O aumento exponencial da oferta de petróleo não convencional nos Estados Unidos e o simultâneo crescimento da demanda dos países asiáticos, especialmente da China, vêm mudando drasticamente a relação comercial na área energética entre os países.

E o Brasil, com o pré-sal, é uma das linhas desse novo contorno do mapa geopolítico mundial, no qual eficiência, inovação tecnológica e competitividade serão cada vez mais fundamentais.

Este cenário, com suas demandas e perspectivas, foi apresentado na conferência plenária “Óleo e Gás: perspectivas da autossuficiência norte americana, o aumento de consumo na Ásia e as consequências na geopolítica mundial”, no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014. A conferência reuniu o chefe da Divisão da Indústria de Petróleo e Mercados da Agência Internacional de Energia (IEA, da sigla em inglês), Antoine Halff, e o vice-presidente executivo da Shell, Mark Shuster, e foi moderada pelo presidente do WPC, József Tóth.

Segundo Halff, os novos parâmetros subverteram tão fortemente a ordem que se tinha no panorama energético mundial que acabaram por gerar vários mitos sobre os destinos do setor. Entre eles, o de que o crescimento da demanda asiática é ininterrupto; de que o shale inaugurou uma nova era de abundância a ponto de se transformar no maior desafio da Opep;

O PRE SAL BRASILEIRO É PARTE IMPORTANTE DE UMA NOVA ORDEM ENERGÉTICA GLOBAL e de que os Estados Unidos se desengajariam do mundo a partir do alcance de sua autossuficiência de petróleo. “Esses tópicos não devem ser aceitos como verdades absolutas”, disse ele. Para corroborar sua opinião, o executivo da IEA argumentou que a demanda asiática continua crescendo, mas a base está mais lenta; que os Estados Unidos vão desenvolver novos engajamentos com o crescimento dos BRICs e na área de derivados; e que a Opep, embora vá enfrentar o desafio dos baixos preços do óleo a curto prazo, também vai tirar proveito das tecnologias não convencionais. “Os maiores desafios da Opep são os conflitos internos entre os países associados”, disse.

Entre os desafios, Halff enumerou a busca pela segurança no abastecimento mundial, o acesso à energia como ferramenta para reduzir a pobreza dos países, o controle das mudanças climáticas e a governança mercadológica, já que a energia está intimamente li-

Mark Shuster, da Shell: crescimento populacional vai impactar também o fornecimento de água e alimento, não somente de energia

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gada aos mercados financeiros.

“Desde a crise de 2008, a IEA e a Opep estão trabalhando para melhorar a transparência e a confiabilidade das agências. Neste novo

cenário, o maior engajamento será fundamental”, concluiu.

Shuster reforçou essa visão.

“Nossa indústria de energia está passando por mudanças tão determinantes que estão redefinindo as regras do jogo e impactando diretamente nossas vidas”, disse o executivo. Ele alertou para o fato

de que o crescimento populacional – em 2030, serão 9 bilhões de pessoas no mundo, com 75% delas vivendo nas cidades – vai impactar também o fornecimento de água e alimento. Com isso, é essencial que a indústria de energia invista cada vez mais em tecnologia, como forma de alcançar

maior eficiência e competitividade. “A Shell investiu U$ 1,3 bilhão em pesquisa e desenvolvimento em 2013 e também está focada em aumentar a eficiência da sua cadeia de suprimento.”

Para Shuster, o pré-sal brasileiro, com seus 40 bilhões de barris de reserva, pode ter impacto simi-

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lar ao da revolução do shale nos Estados Unidos, transformando o país num dos maiores produtores de petróleo do mundo. No entanto, terá de buscar mais competitividade de seus fornecedores e avaliar se o modelo de conteúdo local está adequado. “Afinal, 30% do custo do projeto têm a ver com

a cadeia de suprimento. O fornecedor tem de cumprir prazos, pois nossa indústria envolve muitos atores, em muitas regiões, com mercados livres”, alertou ele.

O executivo ressaltou o acirramento da competição a partir da abertura do mercado do México, da ampliação do Canal do Pa-

namá, que vai reduzir custos para importação de GNL, e da área de Vaca Muerta na Argentina. “Se o Brasil não seguir o rumo certo, com governo e indústria trabalhando em conjunto para desenvolver os recursos do pré-sal, será atropelado pela concorrência”, concluiu. (R.M.)

Demanda cresce mais devagar A demanda de energia no mundo crescerá 41% até 2035. É um ritmo um pouco menor do que o observado nos últimos 20 anos, quando o consumo de energia cresceu 52%. Esta é a principal conclusão da nova edição do BP Energy Outlook 2035, estudo de tendências do mercado de petróleo desenvolvido pela petroleira britânica desde 1952 e apresentado pelo gerente geral da empresa, Mark Finley, na conferência plenária “BP Energy Outlook 2035: tendências energéticas globais”, mediada pelo secretário geral do IBP, Milton Costa Filho, no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

De acordo com a previsão da BP, os países emergentes representam a maior fatia desse crescimento, 95%, especialmente China e Índia, enquanto as economias mais maduras, aí incluídas as da América do Norte, Europa e Ásia, chegarão a reduzir sua demanda energética no final do período estudado. Embora não inclua o Brasil, Finley arriscou dizer que o consumo energético interno deve crescer cerca de 50% nesse mesmo período.

ATÉ 2035, O RITMO SERÁ BEM INFERIOR AO REGISTRADO NOS ÚLTIMOS 20 ANOS No market share do atendimento dessa demanda, os combustíveis fósseis ainda terão papel importante.

Petróleo, gás natural e carvão chegarão ao mesmo patamar de consumo em 2035, respondendo por 27% cada um. O restante ficará com nuclear, hidrelétricas e renováveis. Entretanto, em termos de crescimento, as energias renováveis triplicarão até o fim do período, e, entre os fósseis, o maior aumento será do gás natural, sobretudo para geração termelétrica, como alternativa ao carvão.

O petróleo terá o menor crescimento, com a demanda subindo 0,8% ao ano até 2035. Mesmo assim, isso irá significar uma demanda de mais 19 milhões de barris/dia no referido ano em relação a 2012, a maior parte dela vinda da China, da Índia e do Oriente Médio. Mais da metade da oferta de óleo para sustentar esse crescimento virá de

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fontes fora da Opep, aí incluídos o tight oil dos Estados Unidos, as areias betuminosas do Canadá e o óleo do pré-sal do Brasil. Os norte-americanos, aliás, devem se tornar o maior produtor de líquidos e reduzir sua importação de óleo em 75% em 2035.

O resultado do estudo acabou por responder a questões fundamentais, tais como se teremos energia para o atendimento da demanda e se esse atendimento será confiável e sustentável. A resposta é “sim”, especialmente considerando o crescimento de novas fontes como o shale gas, o tight oil e os biocombustíveis. A segurança está garantida a partir da autossuficiência dos Estados Unidos.

Em se tratando de impacto ambiental, as emissões de dióxido de carbono devem aumentar 29%, a maior parte oriunda dos países emergentes.

Entretanto, a tendência é de arrefecimento, a partir do aumento do uso do gás natural e das energias renováveis. “O mundo vai se tornar mais eficiente em seu consumo de energia”, concluiu Finley. (R.M.)

Precisamos regularidade das rodadas Em 2021, o Brasil experimentará uma queda na demanda por bens e serviços similar à que vive nos dias atuais, caso não haja leilões da ANP entre 2015 e 2017. A avaliação é do presidente da Abespetro, Paulo Cesar Martins, que ministrou palestra na Conferência Plenária “Regularidade dos leilões e seus reflexos na cadeia produtiva”, que encerrou o terceiro dia (17/6) da Rio Oil & Gas 2014.

Para uma plateia lotada, Martins mostrou que o país chegará ao fim do ano com apenas três sondas de perfuração operando para empresas privadas. Em 2010, 17 unidades desse tipo estavam contratadas e operando no offshore brasileiro. “Precisamos continuar com as rodadas. Ter previsibilidade. Existem dificuldades, e temos de criar um ambiente de negócios seguro para os investidores. É uma missão de todos nós”, salientou.

O presidente do IBP, João Carlos de Luca, e o diretor-geral da Onip, Eloi Fernández y Fernández, fizeram coro com Martins e declararam que, além da previsibilidade das rodadas, a operação única da Petrobras no pré-sal também limi-

OPERAÇÃO ÚNICA TAMBÉM É UM LIMITADOR PARA O INVESTIMENTO ta a atratividade do setor atualmente.

“Não achamos uma decisão boa para a indústria como um todo, nem para a Petrobras”, afirmou o presidente do IBP. De Luca destacou que dois terços do pré-sal ainda precisam ser licitados e que o governo poderia tentar flexibilizar a legislação, para dar oportunidade a novas empresas. “Será que não podemos deixar outras empresas fazerem isso? Sabemos do desafio, mas pode ser feito”, frisou.

Aproveitando a presença do secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do MME, Marco Antônio Martins Almeida, o diretor-geral da Onip pediu mais diálogo do governo com a indústria fornecedora.

“Fomos pegos de surpresa com a contratação dos excedentes da seção onerosa”, disse Fernández y Fernández.

O executivo reforçou a reivindicação de Martins, da Abespetro. “A re-

gularidade dos leilões é de grande importância para as empresas, tendo em vista investimentos, alocação e treinamento de pessoal. A previsibilidade e o planejamento são determinantes para que as empresas possam trabalhar.”

Almeida, do MME, encerrou o painel ressaltando que o governo está aberto ao diálogo com a indústria e pediu a intensificação das conversas.

Afirmou, no entanto, que vários pontos são analisados pelo governo para definir a realização de um leilão, como curva futura de produção do país, necessidade da indústria de bens e serviços e demanda das petroleiras dos mais variados portes, entre outros.

Assim, Almeida deixou claro que o governo federal não tem interesse em estabelecer um calendário de leilões de longo prazo. Segundo ele, essa obrigatoriedade pode engessar os trabalhos da ANP. “Ofertar áreas permanentemente, sem agregar valor a elas, não é interessante nem para as empresas, nem para o governo”, disse.

Entretanto, Almeida garantiu que o governo não ficará novamente cinco anos sem realizar licitações. (F.M.)

De Luca, Almeida, Fernandez e Martins: a indústria pede mas o governo ainda resiste a um calendário de leilões

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Almoços-Palestras

O alerta de um investidor O sucesso alcançado pela indústria do petróleo no Brasil nos últimos anos não será necessariamente repetido no futuro. O recado foi dado pelo vice-presidente Executivo Comercial de Desenvolvimento de Novos Negócios e Gás Integrado do Portfólio Upstream para as Américas da Shell, Jorge Santos Silva, ao resumir a avaliação da indústria mundial em relação ao país.

Silva destacou que existem vários desafios no caminho brasileiro, como a competição com outras oportunidades exploratórias no México, na Argentina (Vaca Muerta), na África e nos EUA, que estão abrindo a Costa Leste para a exploração offshore. “As empresas passam por um momento de restrição na capacidade de investimento e estão mais seletivas na escolha dos projetos”, frisou.

Segundo o executivo, o pré-sal representa uma grande oportunidade, mas trata-se de uma oportunidade complexa, que envolve altos riscos.

“Admiramos a capacidade técnica da Petrobras, mas a complexidade do pré-sal requer não apenas o compartilhamento do risco financeiro, mas também do risco tecnológico.”

Um dos grandes desafios, de acordo com Silva, será compatibilizar a necessidade de aumento da produção com a manutenção da exigência de conteúdo local. “É preciso avaliar de maneira conjunta e desapaixonada qual é o conteúdo local possível para o Brasil”, afirmou, apontando necessidades, como preços competitivos, qualificação de pessoal e simplificação tributária.

O PRÉ-SAL É COMPLEXO, IMPÕE GRANDES RISCOS E PRECISA SER COMPETITIVO ANTE OUTRAS ALTERNATIVAS

A regularidade de novos leilões de áreas exploratórias também foi destacada como uma maneira de tornar o investimento local mais competitivo. “As empresas precisam planejar no longo prazo, manter técnicos e engenheiros no país e evitar o vai e vem que encarece os projetos”, salientou o executivo.

Silva disse ainda que o mundo está buscando novas fontes de energia, como as renováveis, que também impactam o setor petróleo.

“A competição é grande, e precisamos sempre nos reinventar”, acentuou, citando o exemplo da própria Shell, que investiu em uma joint venture com a Raízen para produzir biocombustíveis no Brasil.

Na opinião de Silva, o mundo está mudando rapidamente, e entender essa mudança é uma necessidade, tanto para as companhias de petróleo como para os países. “Temos todos os motivos para nos orgulhar do sucesso do Brasil, mas insistir no modelo do passado não é garantia de futuro”, alertou novamente.

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Jorge Santos Silva, da Shell: setor petróleo sente a concorrência das fontes renováveis

O que conta, explicou o executivo, não é o regime exploratório, mas a competitividade dos contratos. “Cada vez mais surgem oportunidades para o setor, e o Brasil não é o único”, lembrou, ressaltando a oportunidade para o país, que está diante de um cenário de aumento da demanda de energia no mundo.

Citando dados do World Energy Outlook, Silva disse que o Brasil é um dos países com maior potencial exploratório, com 90% dos recursos ainda intocados, em comparação com um percentual de 65% na Rússia e de 55% no Oriente Médio. “Isso apenas com o volume conhecido do pré-sal”, argumentou. Ele mencionou ainda que a FGV calculou que, para cada US$ 4 milhões investidos no setor, são gerados 33 mil empregos.

“De 2004 a 2013, esse investimento saltou de US$ 7 bilhões para US$ 35 bilhões, e já está sendo projetado para US$ 50 bilhões”, afirmou. (R.V.)

Vamos discutir a relação?

Integrante do consórcio que arrematou a área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, do qual também fazem parte três grandes petroleiras estatais, a Total notou que o relacionamento entre as companhias privadas (IOCs) e as controladas por governos (NOCs) passa por transformações. O vice-presidente de E&P da companhia francesa para as Américas, Ladislas Paszkiewicz, chamou a atenção para esse fato, destacando que é preciso maior cooperação entre os dois lados.

“O mundo mudou. Essa relação precisa evoluir”, observou o executivo durante almoço palestra no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014. Ele ressaltou a necessidade de unir esforços para que a indústria ganhe em conhecimento, gerenciamento de projeto e capacidade de investimento. Para Paszkiewicz, esse é o caminho para superar as dificuldades associadas a uma conjuntura caracterizada por crescente inflação e complexidade dos projetos de óleo e gás, e na qual questões geopolíticas poderão elevar o nível de tensão no mercado.

Outra questão importante é o controle de custos em um cenário de alta volatilidade dos preços do barril de petróleo, que deverá seguir no patamar dos US$ 100 (Brent) nos próximos anos. No entanto, isso depende, entre outros fatores, da influência da Opep no controle do equilíbrio do mercado.

Na visão de Paszkiewicz, apesar desses desafios, as perspectivas para a indústria são boas. O petróleo continu-

MUDANÇAS NA CONJUNTURA INTERNACIONAL EXIGEM MAIOR COOPERAÇÃO ENTRE ESTATAIS E PRIVADAS

Brasil ainda trará grandes retornos à Total, garantiu Ladislas Paszkiewicz ará sendo a principal fonte de energia do planeta, respondendo por 32% da matriz energética mundial, em 2020, e 29%, em 2030. A demanda por óleo deverá crescer em torno de 0,65% ao ano nos próximos 15 anos, com forte contribuição de Estados Unidos, Iraque, Canadá e Brasil, entre outros países.

Já demanda por gás, apontou o executivo, crescerá, em média, 2% ao ano, e a de GNL, em torno de 5% ao ano até 2030, atingindo 550 milhões de toneladas/ano naque-

le ano. O incremento na oferta virá sobretudo da América do Norte, da Ásia e da África.

Nesse período, analisou Paszkiewicz, a produção de hidrocarbonetos tenderá a ter uma distribuição geograficamente mais equilibrada, com significativo deslocamento da produção para o Ocidente. Nesse sentido, a América do Sul terá papel ainda mais relevante nos volumes de óleo e gás.

Para dar uma ideia do potencial da América do Sul, o executivo citou o caso da margem equatorial entre a Guiana Francesa e o estado de Pernambuco, no Brasil, cuja extensão é semelhante à que compreende a fronteira entre México e Estados Unidos e o estado americano da Flórida. “Acredito que há muito a ser descoberto nessa região”, salientou Paszkiewicz, mencionando que a Total adquiriu dez blocos exploratórios na 11ª rodada da ANP, em 2013, concorrência focada nessa parte do litoral brasileiro.

Citando o fato de que o Brasil respondeu por cerca de 40% das descobertas de petróleo convencional em todo o mundo nos últimos quatro anos, o executivo garantiu que o país ainda trará grandes retornos à Total. Sua expectativa é particularmente grande em relação a Libra, onde ele acredita que o consórcio terá de investir algo em torno de US$ 80 bilhões para desenvolver as reservas, estimadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris de óleo equivalente. “Essa área sem dúvida resultará na geração de receitas para a Total nas próximas décadas”, avaliou o executivo. (J.M.)

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Almoços-Palestras

Lições com o Pré-sal A Petrobras poderá utilizar unidades de produção de maior porte no pré-sal a partir da próxima década, superando o atual patamar médio, de 120 mil barris/dia de óleo. A novidade foi apresentada no almoço-palestra “Pré-sal brasileiro: o papel da tecnologia no crescimento da produção”, apresentado pelo gerente Executivo de Pré-sal da petroleira, Carlos Tadeu da Costa Fraga, que substituiu o diretor de E&P, José Formigli.

A estratégia vem sendo estudada pela Petrobras, sobretudo para o desenvolvimento de Libra, onde também é cogitada a utilização de sistemas de coleta de maior diâmetro. Segundo Fraga, a mudança se deve aos altos volumes produzidos nos poços do pré-sal.

Três FPSOs instalados no cluster do pré-sal da Bacia de Santos – Cidade de Angra dos Reis, Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty – já atingiram sua capacidade máxima com apenas quatro poços conectados. “Estamos produzindo com os poços restritos”, disse o executivo.

Além do uso de unidades de maior porte, Fraga destacou como desafio a aplicação de tecnologias ainda mais avançadas. Entre elas es-

ALTA PRODUTIVIDADE DOS POÇOS REQUER ESTRUTURAS DE PRODUÇÃO E DE ESCOAMENTO DE MAIOR PORTE tão a utilização de sísmica para monitoramento em tempo real; o uso de pig estruturado, com previsão de instalação do primeiro protótipo a partir de 2017; a busca por uma nova geração de membranas de maior durabilidade para recuperação de CO2; e o investimento no uso mais intenso de processamento submarino. Para a próxima década, Fraga ressaltou o uso de separadores supersônicos e a aplicação de nanotecnologia de forma mais abrangente, bem como perfuração a laser.

Outro ponto relevante para Fraga é o uso intensivo de completação inteligente nos poços do pré-sal, ferramenta que tem facilitado o gerenciamento dos reservatórios. Hoje, a área de E&P tem 12 poços com completação inteligente no pré-sal, e a meta é colocar em operação 200 novos poços no pré-sal e no pós-sal até 2019.

Em relação à produção, a despeito do aprendizado alcançado em Sapinhoá e Lula, a Petrobras antevê desafios nas áreas da cessão onerosa. Segundo Fraga, essas áreas têm reservatórios muito mais fraturados. “Os resultados que temos atingido em Búzios, Entorno de Iara, Sépia e Itapu não são semelhantes aos demais”, confirmou o executivo.

No segmento de construção de poços, o destaque é a redução do tempo de perfuração e de completação. De 2010 a 2014, a petroleira conseguiu reduzir em 60% o tempo de perfuração dos poços do pré-sal e em 65% o tempo de completação.

Em junho, a petroleira bateu o recorde de perfuração e completação de um poço no pré-sal, conseguindo concluir toda a atividade em menos de 100 dias. Oito anos após a primeira descoberta no cluster, a empresa já perfurou 100 poços na região, dos quais 25 já foram completados.

Até o fim do ano, será colocado em operação o primeiro poço horizontal do pré-sal, o Lula-8H, perfurado em 2012.

Considerado um marco, o poço atingiu uma inclinação de 89º e um trecho horizontal de quase 1.000 m. (C.S.) Carlos Tadeu da Costa Fraga: desenvolvimento de Libra poderá ter unidades de produção de maior porte

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Em defesa da partilha Buscar o entendimento entre todos os players. Esse é um dos principais focos da PPSA, definiu Oswaldo Pedrosa Júnior, presidente da companhia, durante o almoço palestra “Novos contratos do pré-sal e a consolidação do regime de partilha”, realizado no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

A tarefa envolve, sobretudo, os acordos de individualização da produção em áreas sob diferentes regimes de contrato, considerados hoje um dos principais desafios da estatal. No momento, a PPSA representa a União nas negociações de cinco acordos, envolvendo Lula, Sapinhoá e Sul de Lula, na Bacia de Santos, e Tartaruga Mestiça, em Campos, todos com a Petrobras, e Gato do Mato, em Santos, com a Shell.

“Estamos negociando com Petrobras e Shell para garantir a melhor recuperação possível da jazida unitizada. É uma carga de trabalho sem igual, mas acreditamos que tudo irá ocorrer a contento para a consolidação do regime de partilha no Brasil”, disse o executivo.

Pedrosa esclareceu que cabe à PPSA representar a União nos processos de unitização sempre que a jazida avançar por uma área não leiloada, mas é o governo que decide o que fazer com a área não contratada. “Isso é uma atribuição do CNPE. O governo pode decidir fazer isso contratando a Petrobras ou fazendo uma licitação, em qualquer um dos casos sob regime de partilha, com a Petrobras tendo no mínimo 30% dos direitos da área estendida e sen-

PPSA DEFENDE O MODELO, DIZENDO QUE O BRASIL TEM 120 BILHÕES DE BOE, DOS QUAIS 88% AINDA POR PRODUZIR do operadora desse contrato da parte da jazida unitizada, mas a unificação da produção de toda a jazida será tratada por um comitê operacional, no âmbito do acordo de individualização”, prosseguiu.

Segundo Pedrosa, não há nada que impeça essas negociações.

Em sua avaliação, a regulação atual claramente permite tratar qualquer problema de unitização em áreas não leiloadas no polígono do pré-sal.

bilhões de barris de óleo equivalente (BOE) potenciais.

Por falar em Libra, mesmo destacando o grande potencial da área, Pedrosa ressaltou que ainda há muitos desafios. “Há a descoberta na área oeste, mas ainda há muito por fazer nas áreas central e leste em termos de exploração e avaliação”, analisou.

O executivo também ressaltou o fato de o Brasil ter potencial de volumes recuperáveis totais de 120 bilhões de BOE, dos quais 88%, ou seja, 106 bilhões de BOE, ainda não foram produzidos. O indicador brasileiro desbanca importantes potências do setor petrolífero mundial, como Arábia Saudita (75%), Rússia (65%) e Estados Unidos (50%).

Regulação brasileira atual já permite acordos de individualização da produção sem transtornos, afirmou Oswaldo Pedrosa O executivo reforçou a importância do regime de partilha para o país.

Com o excedente da cessão onerosa e Libra – contratos gerenciados pela PPSA –, o volume de óleo sob regime de partilha atinge de 18 bilhões a 27

“Hoje, o Brasil é reconhecido como líder mundial de descobertas de petróleo nos últimos dez anos, e isso é um sinal claro da ousada campanha no pré-sal brasileiro”, acentuou o executivo. (C.S.)

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sessões especiais

Evolução permanente na unitização A cooperação é o melhor caminho para minimizar as muitas dúvidas e os incontáveis desdobramentos que rondam o ainda recente processo de negociação dos acordos de individualização da produção no Brasil. Essa foi a conclusão unânime dos palestrantes da sessão especial “Unitização”, que lotou um dos auditórios do Riocentro no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Moderada pelos advogados Marilda Rosado e Adriano Manso, a sessão contou com apresentações de Dirceu Amorelli Júnior, assessor da diretoria da ANP; Olavo Bentes David, consultor da PPSA; Thiago Macedo, procurador da ANP; Tatiana Zuma, gerente jurídica de E&P da Petrobras; e Alejandro Segura, diretor comercial da BG. Com o mercado regido por três modelos distintos – partilha, concessão e cessão onerosa –, o Brasil vive uma condição sem precedentes na indústria mundial do petróleo. Embora a legislação tenha evoluído, sobretudo após a Resolução 25/2013 da ANP, Thiago Macedo destacou que os processos de individualização irão requerer sempre aperfeiçoamento. Para ele, trata-se de um processo que precisa de colaboração, e não de desconfiança e de desconstrução.

“Não existe simplicidade nesses processos, ainda mais em se tratando do pré-sal. Soluções podem ser construídas, e o aperfeiçoamento regulatório está aí para consertar e aprimorar sempre o processo.”

Com três modelos distintos, Brasil vive condição sem precedentes na indústria mundial do petróleo quando se trata de individualização da produção Na percepção da ANP, é fundamental que a indústria esteja sempre disposta a trabalhar para contribuir para o arcabouço regulatório, tarefa que deve ser desempenhada também pelos concessionários. Por isso, cooperação e parceria são e sempre serão palavras-chave.

As maiores preocupações estão centradas nos casos de individualização envolvendo um ativo do pré-sal já licitado e uma área ainda não licitada, que, pela legislação, serão conduzidos pela PPSA, representando a União. Vistos como mais complexos, esses processos ainda geram muitas dúvidas.

16 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

Entre os pontos de preocupação, um dos destaques, mencionado tanto por Tatiana, da Petrobras, quanto por David, da PPSA, foi o rateio dos custos de desenvolvimento, o desconto limite de 20% da produção mensal da jazida compartilhada e a não atualização monetária dos projetos de partilha.

Para David, esse percentual não só deveria ser revisto como ficar em aberto. “A PPSA tem expertise para entender a economicidade dos projetos, e esses valores poderiam ser negociados entre as partes, de modo a não privilegiar determinados projetos nem tornar não-econômicos outros, que precisem de parâmetros mais vantajosos”, avalia o consultor da PPSA. Contrário à posição dos executivos da PPSA e da Petrobras, Macedo argumenta que não cabe à União tomar risco. Para ele, o concessionário tem a opção de incluir esse custo na hora de montar sua proposta para o leilão. (C.S.)

Olavo Bentes David, da PPSA: segundo o executivo, empresa tem expertise para entender a economicidade dos projetos

Aumentando o fator de recuperação Parcerias com universidades, investimentos em P&D e troca de experiências entre fornecedores e petroleiras. Esses foram os caminhos apontados na sessão especial “EOR: experiências, oportunidades e desafios”, realizada no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014, para um melhor aproveitamento das tecnologias desenvolvidas para otimização da recuperação de petróleo.

Segundo o vice-presidente Sênior da Water Standard, Paul Choules, a implantação de novos projetos é o grande desafio. “Há muitas variáveis, e às vezes o que dá certo no laboratório não funciona na prática.” Choules sugeriu que o setor poderia compartilhar informações e, assim, minimizar erros. “A partilha de informações entre empresas químicas, petroleiras e empreiteiras é muito importante, cada uma revelando seus avanços e fracassos.”

A representante de P&D em Óleo e Gás da Oxiteno, Olívia Cueva, também acredita que a integração pode ser valiosa. Para ela, o setor químico é muito complexo, e as informações compartilhadas permitiriam que os processos avançassem com maior agilidade. “Se empresas químicas, petroleiras, produtoras de métodos e de serviços estivessem em contato, os campos poderiam ter uma recuperação avançada desde o primeiro dia.”

O pesquisador Corporativo da Nalco Champion, Duy Nguyen, concorda.

“Não se fala muito dos erros, as empresas decidem manter esses projetos em segredo. Essas informações poderiam ajudar a compreender por que alguns processos não deram certo.”

fornecedores e petroleiras devem trocar mais informações sobre sucessos e fracassos em suas tentativas

Maria Clara Costa, da Statoil: fator de recuperação da petroleira passou de 30% para 50% nos últimos dez anos

Para a Statoil, o objetivo é alcançar fator de recuperação de 60% nos próximos dez anos. “Nos últimos dez anos passamos de 30% para 50% de recuperação, o que é um grande resultado”, ressaltou a líder de Tecnologia de Reservatórios da Statoil, Maria Clara Costa.

Para isso, a petroleira norueguesa mantém parcerias com universidades brasileiras, como Unicamp e PUC. “Queremos aumentar o conhecimento no Brasil e ajudar o país a avançar mais nessa área. Por isso, instalamos nosso centro de P&D no país.”

O gerente Sênior de Novos Empreendimentos em E&P da Total, Philippe Clovin, falou sobre o uso de membrana de cerâmica e centrífugas para EOR, adotado pela empresa francesa. O executivo destacou que as experiências bem-sucedidas em laboratório precisam ser bem testadas em cenários reais. “O tempo para passarmos uma tecnologia do laboratório para o cenário real é de cinco anos. Na indústria farmacêutica, isso acontece em três anos. Somos muito conservadores.”

Moderador da sessão, o vice-presidente Chevron Brasil Upstream Frade, David Minemier, narrou as experiências da empresa em EOR e destacou a importância do debate para o desenvolvimento de novas tecnologias. “Tudo isso é muito favorável à indústria. Toda a cadeia se beneficia com o sucesso das empresas na implementação desses projetos.” (I.C.)

Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014 17

sessões especiais

Produção de óleo sustentável Com uma das maiores linhas costeiras do mundo, o Brasil ainda é prejudicado pela falta de conhecimento sobre as características ambientais de seu litoral. A sessão especial “Estudos, pesquisas e desenvolvimento – a contribuição do setor petróleo e gás para a sustentabilidade”, realizada no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014, apresentou os esforços da indústria para ampliar o conhecimento sobre as bacias offshore do país e, assim, contribuir para uma atuação mais sustentável das petroleiras.

O gerente de Análise de Risco e Resposta a Emergência da Statoil, Diogo Dias Sandy, apresentou os resultados de um levantamento feito por meio de uma cooperação entre 19 operadoras para avaliar dados oceanográficos em 7 mil km da costa brasileira. De acordo com o analista, o trabalho não se resumiu à esfera do licenciamento ambiental. “Ele ajudará no processo de tomada de decisão das empresas na hora de definir o melhor ponto para perfurar um poço, por exemplo”, afirmou.

Esse tipo de cooperação vem sendo estimulado pelo Ibama, segundo a coordenadora de Licenciamento Ambiental do órgão e moderadora do debate, Vanessa Horta. “A BP e a Queiroz Galvão estão fazendo um diagnóstico comum. Operadoras também trabalham em parceria na Margem Equatorial”, exemplificou.

A coordenadora de Tecnologia de SMS da BG, Flávia Adissi, ressaltou que as funções oceanográficas impactam

Operadoras desenvolvem projetos para levantar dados ambientais das bacias marítimas brasileiras e minimizar riscos de danos ao meio ambiente

diretamente as operações das petroleiras. Foi pensando nisso que a companhia britânica iniciou, em 2012, o Projeto Azul, em parceria com o Laboratório de Métodos Computacionais em Engenharia (Lamce), da Coppe/UFRJ, e a consultoria Prooceano.

Com conclusão prevista para 2015, o Projeto Azul visa criar um sistema de observação oceânica para a Bacia de Santos, onde a BG é sócia de ativos. “A coleta de dados oceanográficos é uma lacuna de conhecimento, e é importante para todas as operadoras”, assinalou Flávia.

Funções oceanográficas impactam diretamente as operações das petroleiras, frisou Flávia Adissi, do BG Group

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Outra britânica, a BP, criou uma ferramenta para identificar a vulnerabilidade das áreas costeiras brasileiras. O programa disponibiliza dados ambientais, socioeconômicos, logísticos e de controle da poluição, podendo ser utilizado na elaboração dos planos de área das operadoras. “Começaremos a trabalhar na inserção da ferramenta no processo de licenciamento em Barreirinhas, no início do ano que vem”, antecipou Bárbara Bosísio, líder da Equipe de Licenciamento Ambiental da BP. Já o especialista Sênior em Gerenciamento de Risco da O’Briens do Brasil, Álvaro Souza Junior, criticou o critério de aceitabilidade de risco – relação entre o tempo de recuperação do ambiente e o tempo de ocorrência do evento degradante – utilizado pelo Ibama. O termo de referência do órgão ambiental diz que o período de recuperação deverá ser insignificante em comparação com o tempo de ocorrência do dano, o que, segundo ele, dá brechas a interpretações distintas. “O que é ‘insignificante’? Isso não está definido”, alertou. (J.M.)

Potencial nanotecnológico

em Campinas, patrocinado pela Melhora na vazão de poços, Tecnologias em Petrobras, realiza a caracterização maior controle na entrega de surdesenvolvimento de materiais metálicos, com inforfactantes, otimização da recuperaprometem mações em escala atômica. “Poção secundária, maior resistência a melhorar a demos observar as alterações dos corrosões e acumulações são algucompetitividade materiais em nível atômico, em dimas das promessas das pesquisas e ferentes condições de pressão e projetos de nanotecnologia. “Não e aumentar a temperatura”, contou o diretor do temos dúvida de que tornará nossa produção do setor laboratório, professor Fernando atividade mais competitiva”, disse a de óleo e gás Gallembeck. gerente de interação rocha-fluido do Esse nível de detalhamento é e por isso investimos muito dinheiCenpes/Petrobras, Priscila Moczydlocrucial no desenvolvimento de noro em seu desenvolvimento”, declawer, moderadora da sessão especial vos materiais que são utilizados, rou. A companhia investe na criação “Nanotecnologia aplicada às atividapor exemplo, em dutos onshore e de nanofluidos que separam o óleo des de E&P”, realizada no último dia offshore. O LNNano pesquisa ainda da rocha e tornam a vazão mais flui(18/9) da Rio Oil & Gas 2014. a dureza de materiais, a fim de Os palestrantes da sesdesenvolver soldas de dutos são frisaram que a nanotecsem deformação. nologia ainda está em deA Petrobras, além de senvolvimento, mas tem alapoiar o LNNano, é parceira to potencial comercial. Um do Advanced Energy Consordos resultados que melhor tium (AEC), iniciativa de inevidenciam seus potenciais vestimento em pesquisas de usos em óleo e gás é a atividiversas empresas no mundade da Ecopetrol no camdo. O AEC patrocina estudos po de Castilla, de óleo pesade nanotecnologia na USP, na do, na Colômbia. Em cinco UFRJ, na UFMG e na UFABC. meses, expôs o engenheiro Rustom Mody, da Baker Hughes: mercado de nanotecnologia A coordenadora de Pesde petróleo da companhia, vai movimentar US$ 26,7 bilhões já em 2015 quisa em Nanotecnologia do Richard Zabala, a injeção Cenpes/Petrobras, Lua Selede nanofluidos em poços ne, divulgou alguns estudos em da. “Podemos modelar as nanopardo campo resultou em um aumento desenvolvimento nessas univertículas para que elas reajam em conde produção de 100 barris/dia, com sidades. As iniciativas envolvem tato com o óleo. Assim, não há pera redução da viscosidade do óleo e construção de nanotubos para da de fluidos no caminho.” consequente melhora na vazão. condução de polímeros; desenA nanotecnologia ainda é aponDe acordo com projeção do vicevolvimento de partículas magnétada como uma opção para prolon-presidente de Tecnologia da Baker ticas que absorvem substâncias gar a extração em poços não conHughes, Rustom Mody, o mercanão desejadas e podem ser capvencionais, já que permitiria chegar do de nanotecnologia representaturadas por ímãs; e transporte de aos poros mais finos das rochas e rá US$ 26,7 bilhões já em 2015. surfactantes em nanobolhas que manter a formação aberta.

“A tecnologia ainda está sendo exsó são liberados quando em conNo Brasil, o Laboratório Nacioplorada, e estamos chegando à fatato com o óleo. (L.N.) nal de Nanotecnologia (LNNano), se comercial. O potencial é enorme,

Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014 19

palestras convidadas

Revolução de xisto à vista A entrada do gás e do petróleo de xisto em maior escala abre uma janela de oportunidade para a indústria de petróleo. Ao investir na exploração do tight oil (LTO), as empresas buscam obter desempenho financeiro, em função dos custos mais competitivos para sua produção. A avaliação foi feita por Mark Routt, consultor senior da

A maior oferta de gás e óleo de xisto afeta o mercado global e impõe novos desafios ao refino, que precisa se adaptar a esses energéticos

A maior produção de gás e óleo de xisto também traz novos desafios à área de refino. “A qualidade desse óleo pode variar de bacia para bacia, de lote para lote. Isso vai trazer implicações para o refino”, avaliou Routt, apontando aumento dos custos operacionais neste segmento.

Segundo o consultor, as refinarias que conseguirem mais flexibi-

Com as tecnologias atuais, estima-se Mark Routt, da KBC Advanced Technologies: qualidade diversificada do tight oil vai exigir mudanças nos padrões de refino

que há 33 bilhões de barris de tight oil recuperáveis em todo o mundo

KBC Advanced Technologies Inc, na palestra “Revolução do gás e petróleo de xisto: implicações para os mercados globais de petróleo e seus impactos operacionais no refino”, no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Embora as reservas de LTO estejam distribuídas por várias regiões do mundo, alguns fatores influenciam diretamente seu nível de aproveitamento. Um deles é a água, cuja presença nos Estados

Unidos ajuda a colocar o país na dianteira desse negócio. Na China há boas reservas, mas a água limita a produção em maior escala. Fatores logísticos e ambientais também influenciam a exploração do tight oil em larga escala.

Ainda assim, o futuro é promissor.

“Há reservatórios vastos, com disponibilidade de óleo por 45 anos”, observou o consultor da KBC, estimando um volume de 33 bilhões de barris viáveis com o uso das tecnologias disponíveis atualmente.

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lidade no trato com esse insumo terão mais vantagem competitiva.

Apesar da influência do LTO, a projeção é de que os preços do óleo cru sigam ainda com a tendência de preços altos. Isso é influenciado pela percepção do mercado de que está havendo uma retirada de suprimento.

“Esta é uma energia interessante e competitiva, que afeta globalmente os mercados”, reforçou Arlindo Moreira Filho, gerente geral de Planejamento de Logística da Petrobras e moderador da palestra. (J.S.)

Incertezas nos biocombustíveis O chefe da Divisão da Indústria de Petróleo e Mercados da Agência Internacional de Energia (IEA, da sigla em inglês), Antoine Halff, projetou um cenário de incertezas para o mercado global de biocombustíveis no médio prazo, sobretudo devido à ausência de uma política forte para o setor pós-2020 nos Estados Unidos e na União Europeia.

Até lá, o crescimento global será sustentado pelos mercados produtores emergentes, como Sudeste Asiático, África e Oriente Médio.

Durante a palestra “Os biocombustíveis no cenário internacional”, realizada no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas, o executivo ressaltou que a falta de suporte para o segmento aumentou o risco de investimento percebido pelo mercado. Projetos que teriam condições de expansão estão arquivados ou caminhando lentamente, como a planta Ajos, na Finlândia, projetada pela Vapo para operar no processo BtL (biomass-to-liquids).

O crescimento da produção de biocombustíveis no países do continente americano que fazem parte da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) é estimado em discretos 0,8% ao ano até 2020 – 60 bilhões de litros. Globalmente, a estimativa fica em 2,6% ao ano até o mesmo ano, o que representa 139 bilhões de

GASOLINA AINDA EM EXPANSÃO DISPUTA MERCADO

Antoine Halff, da IEA: falta de suporte ao investimento em biocombustíveis aumentou o risco de investimento percebido pelo mercado

litros anuais. O etanol deverá ter uma produção global de 1,76 milhão de barris/dia em 2019, enquanto a produção de biodiesel é estimada em 560 mil barris/dia até o mesmo ano.

Halff mencionou que esse progresso em pequena escala ainda poderá ser revisto, por conta da queda no consumo. “A produção de gasolina nos Esta-

dos Unidos está em franca expansão, o que tira um pouco o mercado dos biocombustíveis.

Precisamos de um arcabouço de políticas que nos permita prosseguir para além de 2020.”

Já no Brasil, espera-se um crescimento de 1,8% ao ano até 2020, para 31 bilhões de litros de biocombustíveis produzidos por ano. Mesmo assim, Halff não apontou o país como um dos principais mercados que poderão segurar as incertezas globais, por conta dos conflitos entre políticas no setor. “Os preços baixos do açúcar podem minar a situação econômica do setor sucroalcooleiro e impedir investimentos em canaviais e usinas produtoras de etanol no Brasil.”

Além disso, o alto custo das terras, o menor potencial de ganhos de eficiência dos projetos e mudanças na política norte-americana para os biocombustíveis estão entre os fatores que contribuem para uma baixa expansão no setor.

Gerente de Gestão Tecnológica da Petrobras Biocombustível, João Norberto Noschang Neto, mediador da palestra, ressaltou a importância dos mandatos que obrigam a mistura de biocombustíveis em combustíveis fósseis, hoje presente em 62 países, para mercados que apostam no segmento também para geração de empregos e redução das emissões de gases de efeito estufa (GEE). (T.C.)

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palestras convidadas

Jubarte destaca sísmica 4D Marco tecnológico mundial em E&P offshore, o Sistema de Monitoramento Sísmico Permanente em Jubarte, na Bacia de Campos, foi tema de palestra no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014. Capaz de transformar a sísmica em ferramenta de decisão do operador durante a produção, a tecnologia, desenvolvida pela PGS, aumenta a produtividade e o fator de recuperação de óleo durante toda a vida útil do campo. O sistema ainda amplia a atuação da geofísica para a produção, mantendo integrado todo o processo de desenvolvimento do campo.

DOS QUATRO SISTEMAS NO MUNDO, DOIS ESTÃO NO BRASIL e ágil, pois os cabos ficam de forma permanente no campo. Assim, segundo o gerente de Geofísica da Petrobras, Paulo Johann, a tecnologia reduz o tempo para integração dos dados, permitindo uma tomada de decisão mais rápida. “Nessa indústria, se não tomamos as decisões de imediato, estamos fora dos negócios”, afirmou Johann.

Para Paulo Johann, da Petrobras, o monitoramento sísmico permanente reduz o tempo de integração dos dados e agiliza a tomada de decisões Diferente da sísmica 4D convencional, que usa cabos na superfície da água, o sistema permanente mantém os sensores no fundo do mar. Com isso, a aquisição de dados fica mais eficiente

O executivo recomendou que o monitoramento permanente seja utilizado desde o início da exploração até a produção. “Precisamos investir mais em geofísica desde a primeira decisão. Assim,

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conseguimos produzir de maneira mais segura e sustentável.”

Johann frisou que a tecnologia reduz incertezas, e por isso deve ser adotada o mais rápido possível. “Queremos usar esses dados logo nas primeiras descobertas, para mitigar riscos ao máximo.

Temos de passar imediatamente a usar o 4D para determinar a curva de produção, mesmo se a base da sísmica for em 3D. Precisamos começar a expandir a utilização do 4D para, inclusive, aumentar a vida útil do campo.”

No entanto, Johann disse que ainda levará tempo para que o procedimento se torne sistemático. “Nossa indústria é muito conservadora. No caso de Campos, é necessário trabalhar em parceria, e para desenvolver novas tecnologias é preciso acompanhar o trabalho das companhias e dos centros de pesquisa. Essa é a maneira de colocar o Brasil na posição de liderança no âmbito da tecnologia geofísica”, destacou.

Para o moderador da palestra, o líder geofísico da Shell Wences Gouveia Jr., a qualidade do monitoramento em Jubarte é impressionante. Segundo ele, há no mundo quatro sistemas desse tipo, dois deles no Brasil. “O Brasil já está demonstrando que essa tecnologia pode dar retorno significativo às companhias.”

A petroleira anglo-holandesa implantou ainda o sistema no Parque das Conchas, também em Campos. (I.C.)

Novo gasoduto no offshore de Sergipe As descobertas em águas profundas na Bacia de Sergipe-Alagoas vão demandar a instalação de um gasoduto para o escoamento do gás natural, que será produzido associado ao petróleo na região. “Sabemos que já existe volume para suportar dois sistemas de produção, que estão previstos no Plano de Negócios. E vamos ter de fazer um gasoduto”, afirmou o gerente geral de Interpretação da Petrobras, Cláudio Valdetaro, durante a palestra convidada “Descobertas recentes da Petrobras”,

Descobertas da Petrobras em águas profundas da região justificam a instalação de ramal para exportar o gás que será produzido associado ao óleo companhia já perfurou 24 poços em águas profundas de Sergipe e obteve sucesso em 16 campanhas.

pano, e todos indicaram descobertas. No começo de 2013, um poço seco não desanimou os geólogos da empresa. “Tudo o que foi descoberto hoje é resultado de anos de estudos”, comentou Valdetaro.

O executivo mostrou que, atualmente, a Petrobras está refazendo campanhas sísmicas em águas rasas e profundas da bacia. Estão sendo adquiridos 3.200 km2 e 3.400 km2 de dados sísmicos 3D em águas rasas e profundas, respectivamente. As campanhas de aquisição devem ser concluídas no início de 2015, quando

Mais de 6.500 km² de sísmica 3D estão sendo adquiridos atualmente em águas rasas e profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Valdetaro historiou a atividade da Petrobras em Sergipe, desde o primeiro poço na região, perfurado em 1939, antes mesmo da criação da petroleira, até os atuais planos de avaliação de descobertas (PADs) em águas profundas. A

Cláudio Valdetaro, da Petrobras: resultados em Sergipe-Alagoas projetam a instalação de dois sistemas de produção e um gasoduto

“É um número relevante”, disse o executivo.

A relevância da atuação da Petrobras na região e a importância que a empresa vem dando aos trabalhos na área podem ser traduzidas em números. Somente em 2012, a Petrobras perfurou seis poços pioneiros no offshore sergi-

vão começar os trabalhos de processamento e interpretação dos dados.

Até o fim do ano, a Petrobras deve receber propostas para a licitação que prevê o afretamento dos dois FPSOs que serão instalados em Sergipe. Cada unidade terá capacidade para produzir 100 mil barris/dia. (F.M.)

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palestras convidadas

Downstream precisa de R$ 53 bilhões A conta para adequar a logística de distribuição de combustíveis à demanda nacional alcança R$ 53 bilhões até 2025. A estimativa é do Instituto Ilos e considera a necessidade de expandir infraestrutura, como portos, ferrovias e tanques.

Os dados, apresentados na palestra convidada “Análise da infraestrutura existente para transporte de combustíveis no Brasil: necessidade de investimento”, no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014, apontam déficits regionais para atender à importação e exportação de derivados em 11 praças de distribuição.

Um dos desequilíbrios mais acentuados está em São Paulo, on-

ESSE É O INVESTIMENTO ESTIMADO PARA VIABILIZAR A DISTRIBUIÇÃO DE DERIVADOS EM 2025

entre o estado e o Nordeste. “São Paulo passará a receber combustíveis da região”, previu.

O maior déficit é projetado para o Paraná, que anualmente demandará 5,3 milhões de m3 de gasolina e 5,1 milhões de m3 de diesel. Na avaliação de D’Elia, o desequilíbrio

De acordo com Marcus D’Elia, do Ilos, São Paulo terá um dos desequilíbrios mais acentuados entre oferta e demanda de combustíveis em 2025 de há previsão de déficit de 4,3 milhões de m3/ano de gasolina e 4,6 milhões de m3/ano de óleo diesel em 2025. Segundo o gerente Sênior do Ilos, Marcus D’Elia, haverá uma inversão do eixo de cabotagem

vai pressionar a estrutura portuária do estado, com uma movimentação da ordem de 10 milhões de m3/ano.

Já nos estados com novas refinarias, haverá déficit de gasolina e excedente de diesel. O Rio de Janeiro

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demandará 4,9 milhões de m3/ano de gasolina além da oferta regional, mas terá excedente de 8,7 milhões de m3 de diesel, com a operação do Comperj. No Maranhão e em Pernambuco, os excedentes anuais de diesel serão de 5,4 milhões de m3 e 5,7 milhões de m3, respectivamente.

A saída para suprir os desequilíbrios regionais será investir pesado em infraestrutura. Em portos, calcula-se R$ 3,1 bilhões. Somente em Paranaguá serão necessários 516 mil m3 novos de tancagem. Itacoatiara (AM), Vila do Conde (PA) e Vitória (ES) vêm em seguida, com 304 mil, 238 mil e 217 mil m3, respectivamente. Em ferrovias, serão R$ 24 bilhões, sendo os principais na Norte-Sul (R$ 3,9 bilhões) e na ALL (R$ 3 bilhões), para interligar os mercados do Rio de Janeiro e São Paulo.

O Ilos projeta uma demanda de diesel no país de 78 milhões de m3 em 2025, aumento de 33 milhões de m3 em relação a 2013. O volume será superado pela oferta, que alcançará 90 milhões de m3/ano, considerando Rnest, Comperj e Premium I e II. Já para a gasolina, há um déficit projetado de 35 milhões de m3 em 2025, para uma demanda que crescerá de 49 milhões de m3, em 2013, para 86 milhões de m3/ano. A conta toma por base uma “gasolina equivalente”, que corresponde à gasolina tipo C, já com adição de etanol, bem como o novo perfil das refinarias, a falta de informações oficiais da Petrobras sobre a capacidade das novas carteiras do combustível e o decréscimo do setor sucroalcoleiro desde 2009. (R.V.)

Brasil pode ser líder em bioquerosene O Brasil pode assumir uma posição de destaque e se tornar um grande player da indústria mundial de bioquerosene de aviação no longo prazo. A conclusão é do estudo “Plano de voo para biocombustíveis de aviação no Brasil: plano de ação”, apresentado no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014, na palestra convidada “Bioquerosene de aviação”.

O projeto, realizado por Boeing, Embraer e Fapesp, avaliou desafios e oportunidades tecnológicas, econômicas e de sustentabilidade, associados ao desenvolvimento e à comercialização de biocombustíveis para aviação no Brasil. A Unicamp coordenou o estudo, que contou com a participação de mais de 30 agentes do setor privado, de instituições governamentais, ONGs e da academia.

De acordo com o professor da Unifei e um dos coordenadores da pesquisa, Luiz Augusto Horta, a indústria mundial da aviação está comprometida com a redução das emissões de CO2. A meta é alcançar uma redução de 50% nas emissões líquidas sobre níveis de 2005 até 2050. “Se o Brasil não der atenção a esse setor, estará virando as costas para sua história nesses dois temas, que é riquíssima, tanto na produção de biocombustíveis quanto na aviação.”

O trabalho identificou ações para que o Brasil ocupe posição de destaque no setor. Entre elas, Horta destacou a necessidade de mais pesquisas de matérias-primas, uma

Estudo coordenado pela Unicamp aponta os desafios e as oportunidades do país para liderar em escala global a produção desse biocombustível

malha mais eficiente de logística de distribuição e ajustes na legislação.

Atualmente, a matéria-prima do bioquerosene representa cerca de 80% do valor total do produto.

“Um dos grandes desafios é conseguir desenvolver um combustível de biomassa em escala comercial e com preços competitivos”, explicou Horta. “Precisamos de um plano consistente e contínuo, feito em conjunto pelos ministérios de Minas

A indústria mundial de aviação tem como meta alcançar, até 2050, uma redução de 50% em suas emissões líquidas de CO2 sobre níveis de 2005

Horta, da Unifei: “se o Brasil não der atenção, estará virando as costas para sua história tanto na produção de biocombustíveis quanto na aviação”

e Energia e da Agricultura, para alavancar esse processo.”

Para a superintendente de Biocombustíveis e Qualidade de Produtos da ANP e moderadora da palestra, Rosângela Moreira de Araujo, a publicação traz um leque amplo de aspectos que devem ser explorados. “É um tema que precisa ser discutido no âmbito institucional, não só nacional, mas também internacional.” (I.C.)

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Fórum de Sustentabilidade

Hora da colaboração Os investimentos em E&P desde a abertura do mercado brasileiro, em 1997, trouxeram um legado vital para a sustentabilidade dessa indústria.

De 1999 até 2013, as empresas destinaram R$ 8,4 bilhões a projetos de pesquisa, o que garantiu a montagem de uma infraestrutura tecnológica para o desenvolvimento da inovação e a formação e capacitação de recursos humanos para o setor.

Com os desafios do pré-sal no radar da indústria, uma maior articulação entre os players será decisiva para que o país consiga dar um novo salto tecnológico, como concluíram os dois painéis do Fórum de Sustentabilidade, realizado no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014, que debateram o legado dos investimentos em P&D e a formação de novos profissionais para o setor de óleo e gás. “É preciso um trabalho colaborativo. Não dá para bancar um volume alto de investimentos sozinho”, avaliou André Cordeiro, gerente Executivo da Petrobras/Cenpes, que, nos últimos três anos, investiu uma média de R$ 1,1 bilhão em P&D. A projeção da ANP é que o volume de investimentos do setor nessa área chegue a R$ 30 bilhões em 2023.

Investimentos contínuos e maior relacionamento entre indústria, universidades, centros de pesquisa e fornecedores são a chave para um país que, com o pré-sal, deve figurar, em 2030, entre os seis maiores produtores mundiais de petróleo. Será preciso vencer as pressões da indústria por soluções tecnológicas.

A parceria entre os players será decisiva para moldar uma boa estratégia de pesquisa. Um bom exemplo disso ocorre no Parque Tecnológico da UFRJ, que abriga uma série de empresas da área de petróleo. É o caso do BG Group, que vai instalar no local o coração das suas atividades de pesquisa no mundo, acentuou Giancarlo Ciola, gerente de Inovação da petroleira. “O conhecimento é a chave para enfrentar o desafio tecnológico”, confirmou Mauricio Guedes, diretor- executivo do Parque Tecnológico da UFRJ.

Com investimento de R$ 377 milhões programa de recursos humanos da ANP já rendeu 8,2 mil bolsas de estudo Na esteira dos investimentos em P&D, a indústria vem trabalhando em programas específicos para formar novos profissionais e atender às demandas e pressões do mercado.

Um exemplo é o Programa de Recursos Humanos (PRH) da ANP, que já conta com investimentos de R$ 377 milhões, que renderam a concessão de 8,2 mil bolsas e parcerias com 32 universidades, em 16 estados. A superintendente-adjunta de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico da agência, Tathiany Moreira, frisou que o programa busca preencher as lacunas do mercado. (J.S.)

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A estratégia de formação profissional e de pesquisa será decisiva se o país quiser competir internacionalmente, diz Tathiane Moreira

Profissional do Futuro

Formando a juventude do petróleo No ano em que o programa bateu recorde de inscritos, IBP se articula para levar iniciativa a estudantes de segundo grau

O IBP estuda a realização de um encontro nos moldes do “Profissional do Futuro” destinado a estudantes de segundo grau, na faixa de 15 a 17 anos, em 2015. A proposta é mostrar as carreiras e as oportunidades nas áreas de petróleo, gás natural e energia. A entidade já está articulando uma parceria com a Secretaria de Educação do estado do Rio de Janeiro para promover o evento.

Segundo o secretário executivo do IBP, Milton Costa Filho, o objetivo é provocar o interesse do jovem em ingressar no setor de óleo e gás justamente no momento em que ele está debruçado sobre sua escolha profissional. “É uma idade

em que o estudante define a carreira que quer seguir”, disse.

Costa Filho comemorou o sucesso da edição deste ano do “Profissional do Futuro” na Rio Oil & Gas 2014, que registrou uma participação recorde de estudantes. Foram cerca de 3 mil inscritos, de 37 instituições e 45 cursos, vindos de vários estados, como Amazonas, Pernambuco, Bahia, Espírito Santo, Minas Gerais e São Paulo.

De acordo com o executivo, o programa de 2014 teve uma abordagem mais voltada à modernidade e à sofisticação tecnológica da indústria. “A proposta é utilizar elementos que possam atrair mais o jovem”, comentou Costa Filho, ressaltando

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o momento estratégico para o setor.

“O crescimento da indústria vai demandar muita mão de obra, e poderá haver um grande gargalo se não atrairmos essa juventude”, avaliou.

A edição de 2014 do “Profissional do Futuro” reuniu diversos executivos do setor de óleo e gás, que falaram sobre a indústria, a carreira e a sua própria experiência profissional. Entre os palestrantes estiveram o presidente da Schlumberger Brasil, José Firmo; o presidente da Radix Engenharia e Software, Luiz Eduardo Rubião; o vice-presidente Jurídico da BP, Humberto Quintas; o CEO da Embraer Óleo e Gás, Daniel Moczydlower; e o gerente de Perfuração da Barra Energia, Shiniti Ohara. (R.V.)

Painéis | Exploração & Produção

A indústria do petróleo vive um momento único.

Ao mesmo tempo em que se debruça sobre o présal, com poços em águas cada vez mais profundas e contaminantes que exigem materiais mais resistentes, e sobre o shale, que ainda desperta dúvidas quanto ao faturamento hidráulico, precisa avançar nas tecnologias para o aumento da recuperação em campos maduros

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Fraturamento desmistificado Para especialistas, exploração de recursos não convencionais no Brasil depende de mais esclarecimentos à sociedade sobre seus reais impactos Esclarecer os reais riscos do desenvolvimento dos reservatórios não convencionais no Brasil, desmistificando os impactos da atividade de fraturamento, e incentivar o desenvolvimento de novas tecnologias, a fim de ampliar a economicidade e a produtividade de projetos desse tipo no futuro. Essas foram as principais preocupações discutidas no painel “Potencial de produção de recursos não convencionais”, no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

A preocupação está diretamente ligada à crescente onda de questionamentos e reações da sociedade em relação à segurança das atividades de E&P em reservatórios não convencionais. Isso tem resultado em ações civis, algumas das quais ameaçam as campanhas em estados como Piauí, Sergipe, Alagoas, Bahia, Maranhão e Paraná. As pendências judiciais afetam diretamenPALAVRA DO MODERADOR

É necessário melhorar a comunicação. O risco ainda percebido no Brasil é quase inaceitável, e isso só será resolvido com informação e esclarecimento” Carlos Henrique Abreu Mendes, Gerente de SMS e Operações do IBP

te boa parte dos 72 blocos ANP e da ANA. O grupo traarrematados na 12ª rodabalha na elaboração de um da da ANP, realizada em nodocumento, semelhante ao vembro de 2013, com forwhite paper, feito pelo Reite vocação aos reservatórios no Unido, com o objetivo de não convencionais. produzir um relato detalhado O Brasil produz apenas Carlos Abreu Mendes dos possíveis impactos do gás 58% de sua demanda de não convencional. O guia segás natural e tem hoje uma rá concluído no fim do ano. reserva provada de gás con“Estamos buscando refevencional de 434 bilhões de rências internacionais, e pam3 (15 TCF), em relação a um ra isso firmamos um acordo 3 de cooperação com o Reino total de 656 bilhões de m Silvio Jablonski Unido. O problema do não (25 TCF), somando gás conconvencional no Brasil está vencional e não convenciolonge de ser um problema nal. Por isso, segundo o cheambiental, é um problema fe de Gabinete da ANP, Silvio de conhecimento geológico.

Jablonski, o país não pode Não se sabe onde estão as prescindir de nenhum tipo de Richard Brown rochas geradoras”, pondera gás. Ele ressaltou que estimatiJablonski. vas preliminares nas bacias do Já o vice-presidente para Recursos Parnaíba, Sergipe-Alagoas, RecôncaNão Convencionais na América Latina vo, São Francisco, Parecis e Paraná indida Schlumberger, Richard Brown, decam um potencial de mais de 400 TCF, fendeu a necessidade de aplicação de e que se a vigésima parte desse volume tecnologias de bombeamento e fratufosse convertida em reserva, o país garamento para aumentar a produtividarantiria um volume equivalente ao das de desse tipo de reservatório. Hoje, seatuais reservas totais. “Temos uma imgundo ele, 40% dos poços não conportação atual de 38 milhões de m3/dia vencionais da América do Norte não de gás no Brasil. Efetivamente, precisasão economicamente viáveis. mos de gás”, reforçou o executivo.

Brown apresentou tecnologias Buscando reverter o que chamam de fraturamento desenvolvidas pela de “guerra do fracking”, foi destacaSchlumberger no exterior e reforçou do o trabalho que vem sendo feito por que o desafio da indústria será aumenum grupo de estudo criado dentro do tar a produtividade dos poços não conComitê Temático de Meio Ambiente vencionais, utilizando cada vez menos (CTMA) do Prominp, formado por técrecursos. “A meta é fazer mais, com nicos dos ministérios de Minas e Enermenos”, concluiu. (C.S.) gia e do Meio Ambiente, bem como da

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Painéis | Exploração & Produção

Poços inovadores Para que o Brasil consiga dobrar sua produção de petróleo, será crucial aumentar a eficiência na operação em águas profundas e no pré-sal ou intervenção mais complexa e A inovação será determinandemorada”, afirmou. te para reduzir custos e aumenRecentemente, foi anunciado o tar a eficiência das operações em primeiro poço do pré-sal concluído águas profundas no pré-sal e na em menos de 100 dias, após 194 margem equatorial, possibilitanpoços perfurados. Isso trouxe uma do que o Brasil alcance a meta de redução significativa no capex, sedobrar a produção antes do fim gundo a Petrobras. O recorde foi aldesta década. Planejamento e locançado com inovações como uma gística também serão fatores críbroca especial, que combina caracticos. Essas foram as principais terísticas de uma broca tricônica conclusões do painel “Desafios com uma PDC. da construção de poços em águas Outra inovação destacada por profundas e novas fronteiras”, no Thomson foi a amostragem do fluisegundo dia (16/9) da Rio Oil & do da formação em tempo real duGas 2014. rante a perfuração, que antecipa a O pré-sal, onde os poços têm preparação do fluido de média de produção que perfuração mais adequajá atinge 30 mil barris/ do na comparação com a dia, demandará cada amostragem convenciovez mais soluções de nal, por perfilagem, que monitoramento e audemanda três dias até o tomação, como o sisteresultado. ma de completação inJacques Salies Segundo o gerente Geteligente, que permite ral da Petrobras para a Baa exploração de várias cia de Santos, Eduardo zonas do reservatório Garcia, o compartilhamenem um único poço. Pato de informações será dera o gerente de Vendas cisivo para melhorar os inde Sistemas de Perfuradicadores de perfuração ção da Baker Hughes no Ian Thomson e completação de poços.

Brasil, Ian Thomson, a “As lições na construcompletação inteligenção de um poço devem te com controle elétrico, ser compartilhadas com em lugar do hidráulico, é as empresas de serviço e a mais indicada. “O sisperfuração”, afirmou. tema hidráulico demanGarcia destacou a da muitos umbilicais, o Eduardo Garcia confiabilidade dos equique torna a instalação

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PALAVRA DO MODERADOR

Falar em desafios para perfuração em águas profundas e novas fronteiras é falar da sobrevivência da indústria de óleo e gás no Brasil” Jacques Salies, Gerente de Perfuração da QGEP pamentos a bordo como outro fator crítico, num cenário com muitas sondas instaladas a 300 km da costa. “Temos verificado problemas ainda na instalação do equipamento, e o custo de reparo em plataforma é muito caro”, assinalou.

A manutenção de materiais críticos, como o BOP, está no topo das preocupações. Uma falha no equipamento pode levar a cinco dias de atraso na perfuração. Em uma ação estratégica para mitigar esse risco, a Petrobras assinou, recentemente, um acordo de cooperação com a Embraer, voltado à manutenção do equipamento.

A otimização do suprimento para as sondas será decisiva. “Em um plano de investimento como o da Petrobras, com tantas sondas, não pode faltar um grão de areia”, afirmou Garcia. (R.V.)

Tecnologia e subsídios para campos maduros Tecnologias de aumento da recuperação de petróleo despontam em um cenário de muita demanda e pouca descoberta de novas reservas Estender a vida útil de campos maduros será um dos grandes desafios para a indústria do petróleo nos próximos anos, em função do salto no consumo mundial de energia e da dificuldade de acesso a novas descobertas de óleo. Assim, aposta-se na aplicação de tecnologias de aumento da recuperação nos reservatórios e em incentivos governamentais.

Partindo de uma estimativa de que 70% do petróleo consumido no mundo vêm de campos maduros e o fator de recuperação médio na indústria é de 35%, o diretor Senior de Tecnologias Globais da Halliburton, Michael Bittar, ilustrou quanto é relevante investir na extensão da vida útil dessas áreas. “Cada 1% a mais de recuperação equivale a dois anos do consumo mundial”, comparou ele, durante o painel ‘Extensão da vida produtiva de campos maduros’, realiPALAVRA DO MODERADOR

À medida que a produção de água aumenta, fica mais difícil aumentar o fator de recuperação. E isso será um desafio a ser enfrentado no cenário do pré-sal” Antônio Claudio Correa, Assessor de Planejamento Estratégico da PPSA

nologias da petroleira nozado no terceiro dia (17/9) rueguesa. da Rio Oil & Gas 2014.

Na corrida para cheBittar destacou a imgar aos 70% de recupeportância de tecnologias ração, a Statoil aposta de visualização que indino conhecimento acuquem de maneira acuramulado. “Temos regisda a melhor localização Antônio Correa tros que indicam quanto de um poço na fase macada poço novo repredura. “Uma perfuração senta em relação ao famultilateral pode aumentor de recuperação total tar a produtividade do poe quanto podemos reduço em até dois dígitos”, zir despesas com a paexemplificou. dronização dos equipaO balanceamento da Michael Bittar mentos de poço”, disse pressão, que cai com o Boe, ressaltando a imavanço da depletação do portância do balanço fireservatório, é outro desananceiro do investimenfio. Uma das formas mais to e a redução dos cusavançadas de gerenciar estos operacionais. sa queda é a injeção de Já o gerente Geral químicos especiais, que Jarle Boe da Unidade Operacioajudam a desobstruir a ennal (UO) Rio da Petrotrada do reservatório. bras, Eberaldo de AlCitando a experiência meida Neto, destacou de 30 anos no campo de a parceria com o goverStatford, o presidente de no num estágio em que Tecnologia da Produção o aumento dos custos é da Statoil, Jarle Boe, citou Eberaldo Neto inversamente proporcioa sinergia com outras innal ao retorno financeifraestruturas no entorno ro. “O governo é um parceiro que do campo como diferencial. “Hoje fica com uma grande parte dos lupodemos importar gás para injetar cros depois de 30 anos, e, mesmo no campo.” Com fator de recupecom tecnologia, é importante reração na casa dos 66% e 1 ponto duzir a carga tributária ou incenpercentual de acréscimo alcançado tivar a produção”, afirmou, lemem relação à produção inicial, Stabrando que tecnologia custa caro tford, que tem 4,4 bilhões de BOE e um poço no pré-sal pode custar in place e 60 poços produtores, é US$ 300 milhões. (R.V.) um palco para a aplicação das tec-

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Painéis | Gás Natural e Energia

Com a pressão da sociedade pela redução das emissões atmosféricas, o petróleo tende a perder espaço na matriz energética mundial. O gás natural surge como alternativa, seguido das fontes renováveis.

Contudo, no Brasil, a política energética será crucial para que essas fontes ganhem o devido espaço, não somente na matriz elétrica, como também no setor industrial 34 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

Uma matriz mais balanceada Indústria terá de investir pesado para explorar petróleo em novas fronteiras o que abre espaço para as fontes renováveis na matriz energética mundial Apesar do predomínio que ainda terá por muitos anos na economia mundial, a produção de petróleo tende a entrar em declínio. Para compensar esta queda, a indústria terá de descobrir novas fronteiras exploratórias, de modo a garantir o aumento do consumo mundial desse energético, enfrentando um cenário de preço elevado (embora estável nos últimos anos), de risco regulatório e um ambiente geopolítico dominado pela incerteza. Essas foram as principais conclusões do painel “Matriz energética brasileira”, apresentado no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Num cenário desenhado pela Petrobras, até 2020 será necessária a adição de 18 milhões de barris diários à capacidade produtiva da indústria petrolífera, atualmente estimada em 90 milhões de barris diários. E uma das novas fronteiras exploratórias que vai contribuir para cobrir essa necessidade mundial está no Brasil – o pré-sal –, com potencial para, em curto espaço de tempo, fazer o país passar de importador a exportador de óleo.

O Brasil já atingiu a marca de 500 mil barris/dia de óleo no pré-sal, com projeções de chegar a 1 milhão de barris diários em 2017, e a 2,1 milhões de barris/dia em 2020. “Não existe barreira tecnológica para a produção do pré-sal”, avaliou Antonio Eduardo Monteiro de Castro, gerente executivo de Estratégia Corporativa da Petrobras.

No entanto, se o fator tecnológico não é mais tido como problema na

Maurício Tolmasquim

Antonio de Castro

busca por novas fronteiras, há outras barreiras a superar. Entre elas estão a elevação dos custos para produção de óleo e a cada vez mais complexa logística. Por isso, a indústria terá de fazer um grande esforço para reduzir o capex e o opex a fim de tornar viável a exploração dessas novas áreas.

A tarefa é árdua, pois o consumo mundial não para de crescer, sobretudo nos países emergentes. O BP Statistical Review of World Energy, publicado em junho, mostra que, em 2013, o consumo global de energia cresceu 2,3%, em relação aos 1,8% registrados no ano anterior, sendo garantido majoritariamente por fontes fósseis, como petróleo, carvão e gás natural.

PALAVRA DO MODERADOR

No médio e no longo prazo, o Brasil terá cada vez mais um papel de protagonista.

Mas é preciso superar desafios tecnológicos e regulatórios” Helder Queiroz, Diretor da ANP

Mark Finley

Helder Queiroz

Por outro lado, a queda na produção de óleo abre caminho para que o mundo tenha uma matriz energética mais equilibrada. Ou seja, as fontes renováveis, embora ainda não venham experimentando crescimento muito expressivo, terão cada vez mais importância no mix energético mundial.

“As fontes renováveis, com as políticas governamentais de muitos países, ficaram mais competitivas. Há 20 anos, elas não faziam parte do mix”, observou Mark Finley, gerente geral de Mercados Globais de Energia e Economia Americana da BP. No caso brasileiro, o cenário mostra um forte equilíbrio entre fósseis e renováveis, chegando a 2030 com participação de 55% e 45%, respectivamente.

Afinal, o Brasil construiu sua matriz energética baseada em fontes renováveis, como as hidrelétricas, a biomassa e, agora, a eólica. Na matriz mundial, a participação dessas fontes chega a 13%.

“O país está prestes a viver uma situação única no mundo, tornando-se um grande exportador de petróleo, mas com uma matriz renovável”, destacou Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). (J.S.)

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Painéis | Gás Natural e Energia

Garantindo competitividade Apesar de números de dar inveja em termos de oferta e demanda, Brasil terá de superar obstáculos para monetizar suas reservas de gás natural A oferta de gás natural no Brasil deve aumentar em cerca de 60 milhões de m3/dia até 2020, com crescimento de demanda de 80% até o mesmo ano. Apesar de animadoras, essas projeções podem não se concretizar, caso o governo e a iniciativa privada não se organizem para tornar o gás natural brasileiro uma fonte competitiva. Essa foi a principal mensagem do painel “Perspectivas de oferta e demanda de gás natural no Brasil”, no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Segundo o gerente Executivo de Gás e Energia da Petrobras, Hugo Repsold, o preço do gás no país – hoje na casa dos US$ 9/MMBtu – será reduzido à medida que a oferta do energético aumentar, o que vai ocorrer com o incremento da produção de gás associado. O desafio, no entanto, será sua monetização. “Desenvolver soluções para monetizar o gás é complexo. É importante que quem tenha a reserva ancore o investimento”, assinalou.

PALAVRA DO MODERADOR

O uso térmico não é o melhor, mas é o principal uso que estamos fazendo.

Falta uma política de priorização do gás de valor agregado” Armando Guedes, Conselheiro do IBP

dos mais importantes clientes O atual plano de investidos distribuidores do energétimentos da Petrobras prevê R$ co, sobretudo no que se refere 10,1 bilhões para a área de Gás ao gás de uso não energético e Energia, dos quais 50% serão (metano). “A demanda hoje voltados à construção de gasoArmando Guedes é limitada e decrescente”, resdutos para escoar o gás do présaltou a diretora de Economia -sal – os Rotas 1, 2 e 3. Essa noe Estatística da Abiquim, Fátiva malha, porém, não resolverá ma Giovanna Ferreira. “Muitas o problema da interiorização do plantas estão fechando, engás natural. “Precisamos de ânquanto outras operam a baixa coras para desenvolver o gás terHugo Repsold carga ou migram para países restre. A construção de térmicas como o México.” e fábricas de fertilizantes é uma A assessora da diretoria da alternativa”, observou Repsold.

ANP, Heloise Helena da Costa, O presidente da Abegás, destacou que a retomada das Augusto Salomon, destacou a forte concorrência de ou- Augusto Salomon licitações de blocos exploratórios é fundamental para viabitros energéticos que o gás nalizar o aumento da oferta de tural experimenta. Se isso não gás natural, bem como o início for trabalhado, vai impedir que da exploração de reservatórios boa parte do gás associado não convencionais. “É preciso que começará a ser produzido Fátima Ferreira adaptar a regulação vigente no país chegue ao mercado. para essa nova fronteira, com Para o combustível ganhar ênfase na questão ambiental”, competitividade, Salomon disse assinalou. que será preciso maior proativiNa visão do conselheiro do dade do governo federal, conIBP e moderador do painel, Arcedendo benefícios fiscais, disHeloise da Costa mando Guedes, o uso do gás ponibilizando linhas de financiacomo matéria-prima seria o mento mais atrativas e promomais óbvio, por agregar maior valor. Ele vendo políticas públicas para utilização ainda questionou a opção do governo do gás, inclusive em residências e no sepelas hidrelétricas a fio d’água. Como tor automotivo. “A grande questão no essas usinas não têm reservatório, em que se refere ao uso de gás em veículos épocas de seca o governo é obrigaé o usuário investir na conversão do modo a acionar térmicas a gás. “Trata-se tor. Se o veículo sair de fábrica convertide uma política contraditória. Onde o do, será competitivo”, afirmou. meio ambiente está sendo mais agrediO alto custo relativo do gás no Brado?”, questionou. (J.M.) sil tem afetado a indústria química, um

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Inflexibilidade térmica vantajosa Demanda variável das térmicas a gás é o desafio a vencer. Produtores pedem que o preço do combustível considere a estrutura de produção O gás natural é ideal para ser a fonte complementar às renováveis na matriz elétrica brasileira, afirmou o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, moderador do painel “O gás natural na matriz elétrica brasileira”, no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014. Tanto é que os planos do governo para o energético envolvem a instalação de 7,5 GW de térmicas a gás entre 2019 e 2023. Mas essa vocação do combustível enfrenta empecilhos, como a flexibilidade das térmicas e a inexistência de um mercado secundário.

A demanda variável das térmicas dificulta a oferta do combustível. De acordo com o gerente geral de Operação dos Ativos de Geração da Petrobras, Marcelo Lopes, a necessidade térmica pode variar entre 8 milhões de m3/dia e 49 milhões de m3/dia, o que torna o atendimento desafiador.

Segundo Lopes, para atender a essa demanda, hoje não tão variável, por conta do despacho termelétrico constante, a Petrobras importa 23 milhões de m3/dia de GNL. “Isso é 42% da demanda do mercado de gás natural. Mas a possibilidade de variação é um grande desafio.”

Para o vice-presidente Comercial e de Estratégia da BG, Marcelo Menicucci, viabilizar o gás em projetos flexíveis vai além da remuneração.

“A fronteira de otimização do setor

MaurícioTolmasquim

Marcelo Lopes

Marcelo Menicucci

Luiz Barroso

elétrico não engloba a estrutura de produção do gás, que é visto como despachável e disponível”, explica.

Ele sugeriu que se precifique essa estrutura, necessária para manter o gás disponível.

PALAVRA DO MODERADOR

Colocamos um preço-teto de R$ 197/MWh para a geração a gás no leilão de energia porque queríamos muito adicionar a fonte, mas se o preço fosse além disso ela perderia para o carvão” Maurício Tolmasquim, Presidente da EPE

O executivo ainda citou a limitação da opção de reinjeção do gás nos poços quando a demanda diminui. “Tudo o que não queremos é estragar um reservatório, e a partir de um momento a reinjeção limitada gera restrição também na produção do óleo.” A questão é relevante porque a perspectiva de nova oferta de gás no Brasil, vinda do pré-sal, é em produção associada a óleo.

Um mercado secundário seria a solução para o gás de usinas contratadas quando não ocorresse o despacho. Mas a indústria, candidata natural, teria de se adaptar aos momentos de despacho constante.

Além disso, a rede de distribuição limita esse mercado.

O diretor técnico da consultoria PSR, Luiz Barroso, expôs os resultados de uma pesquisa, realizada a pedido do IBP, que concluiu que apenas 2% do vertimento de hidrelétricas poderia ser atribuído ao despacho térmico, em um cenário de inflexibilidade de 70%.

“Maior inflexibilidade não é necessariamente ruim. Depende do preço do gás. E contratos mais inflexíveis têm preços mais baratos”, concluiu.

O país deve permanecer importando gás até, pelo menos, 2030, previram os palestrantes. “Claro que mudanças podem ocorrer, mas, até onde podemos enxergar, o país continuará importador”, afirmou Menicucci. (L.N.)

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Painéis | Abastecimento e Petroquímica

O aumento da renda e a melhora das condições econômicas da sociedade brasileira pressionam o mercado de derivados. Isso exige vultosos investimentos na logística de abastecimento e na garantia da oferta de combustíveis. Já na petroquímica, a pesada carga tributária e o shale gas americano, que tem preços competitivos, colocam em xeque a indústria nacional

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Derivados no gargalo Distribuição de combustíveis esbarra em entraves de infraestrutura logística, cujo déficit de investimentos é calculado em R$ 1 trilhão ga acarretam perdas nas vendas. Isexpansão das malhas logísticas. Ele Atrasos na entrega de obras, falso inviabiliza os investimentos privadestaca a necessidade de regras clata de investimentos e excesso de budos, porque o custo dos transportes ras, que estimulem os investimentos rocracia. Esses são alguns dos gargaé muito grande.” em infraestrutura. “Agências regulalos na infraestrutura logística brasileira Fleury disse ainda que o Brasil está doras, órgãos ambientais e entidades que impactam diretamente a distribuiperdendo competitividade internaciolicenciadoras precisam agilizar procesção de combustíveis no país. O tema nal, em função da infraestrutura logíssos de autorização, tanto para ampliafoi discutido no painel “Infraestrutura tica ruim. “O valor investido hoje no ção como para construção de novas para transporte e distribuição de deBrasil é muito baixo se comparado ao instalações”, disse Antunes. rivados no Brasil: oportunidades para de 30 anos atrás. Menos de 0,5% do De acordo com o diretor Execuinvestimentos”, realizado no primeiro PIB é destinado ao setor”, informou. tivo do Instituto de Logística e Sudia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

O executivo explicou que, para pply Chain (ILOS), Paulo Fernando De acordo com o diretor Superintornar sua infraestrutura equivalente Fleury, a principal consequência dos tendente da Ipiranga, Leocadio Anà dos Estados Unidos, por exemplo, problemas de infraestrutura logístitunes, o Brasil é um dos sete maiores o Brasil precisaria investir R$ 811,7 ca é o aumento de custos nas opemercados de combustíveis do mundo bilhões em rodovias, R$ 130,8 birações de distribuição. “Gargalos e apresentou crescimento de 55,2% lhões em ferrovias e R$ 42,9 bilhões como aumento no tempo de entreno volume comercializado entre 2004 em portos. “Estima-se que e 2013. No entanto, a exo déficit de investimentos pansão do setor, que deem infraestrutura logística ve se manter nos próxialcance, hoje em dia, R$ 1 mos anos, traz também trilhão.” uma série de desafios. E Outro percalço são os parte deles se deve ao faatrasos em obras de proto de o Brasil ter deixaWaldyr Barroso Leocadio Antunes Paulo Fleury gramas como o PAC e o do de ser exportador de Programa de Investimencombustíveis para voltar tos em Logística (PIL), que diminuem a ser importador.

PALAVRA DO MODERADOR o interesse do empresariado em inAntunes explica que a importaPrecisamos de vestir. “O andamento está devagar, ção traz uma insegurança maior do ações da iniciativa as empresas estão achando os cusque a produção de combustível em tos muito altos e os riscos elevados. E uma refinaria local. “A logística é peprivada, para assim se a iniciativa privada não participar, ça chave no setor de distribuição. tentar atrair mais o país nunca vai chegar ao patamar Com o aumento das importações, investimentos para a necessário”, previu Fleury. Segundo os entraves também crescem, e isso ele, o atraso das obras de infraestruencarece o produto. O procedimeninfraestrutura logística tura é de aproximadamente quatro to fica muito mais complexo, e a lobrasileira” anos, e os custos estão sendo reajusgística pode falhar.” tados, em média, em 80% do inicialO executivo ainda aponta a buroWaldyr Barroso, mente planejado. (I.C.) cracia como um grande problema na Diretor da ANP

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Painéis | Abastecimento e Petroquímica

Agentes devem trabalhar em parceria Flexibilização das barreiras de entrada a novos players no refino como sugestão para garantir o abastecimento de derivados Será cada vez mais necessário haver maior interação entre os agentes do mercado para garantir o abastecimento do mercado de combustíveis no país nos próximos anos. O assunto foi discutido no painel “Estratégias para garantir o abastecimento de derivados no Brasil”, realizado no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

A dificuldade em estabelecer uma oferta segura se deve à demanda crescente de combustíveis. Esse fator, somado ao atraso nas obras de expansão do parque de refino, fez com as importações crescessem, aumentando custos e a complexidade logística do abastecimento.

Segundo o professor do Instituto de Economia (IE) da UFRJ, Edmar Almeida, o Brasil demandará 80 bilhões de litros de gasolina em 2022, dos quais cerca de 10 bilhões de litros serão atendidos por importações. Já a autossuficiência de óleo diesel será atingida com as novas refinarias.

José Nogueira

Edmar Almeida

Rubens Santos Jr.

Svein Harald Øygard

Almeida destacou, porém, que a expansão do refino resolverá o problema de abastecimento no curto prazo, mas não garante a oferta no longo prazo. Parte disso se deve à decisão do governo de não alinhar os preços dos produtos no Brasil com os preços internacionais. “Isso traz riscos para a sustentabilidade econômica da Petrobras”, disse.

Para atender à demanda sem prejudicar o caixa da petroleira, Almeida sugeriu a redução de barreiras de entrada para novos players na produção de derivados. “Novas empresas não precisariam ser necessariamente concorrentes da Petrobras.

Poderiam atuar como parceiras. Assim, os prejuízos não cairiam sobre uma só empresa.”

Para o gerente de Marketing e Comercialização de Produtos Claros da Petrobras, Rubens Azevedo dos Santos Jr., cada agente deverá desempenhar melhor seu papel na cadeia de combustíveis. O executivo afirmou que o objetivo da petroleira é garantir o suprimento e a qualidade dos produtos ofertados pela expansão do refino, em linha com o crescimento do mercado e a gestão dos ativos de logística da companhia.

Santos Jr. disse que as empresas também precisam aprimorar suas previsões de demanda. “Os distribuidores, por sua vez, deverão investir na capilarização dos combustíveis, cujas taxas de crescimento da deman-

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PALAVRA DO MODERADOR

O Brasil tem o desafio de garantir o abastecimento, mas tenho a certeza de que todos os agentes que fazem parte dessa cadeia estão envolvidos para que essa entrega aconteça de forma saudável e sem riscos para o país” José Augusto Dutra Nogueira, Diretor de Operações da Ipiranga da têm sido mais fortes nas regiões com menor infraestrutura logística.”

O executivo acredita que o papel da ANP também é fundamental para a garantia do abastecimento. “A agência deve aprimorar o arcabouço regulatório, para reduzir as falhas e melhorar a segurança do suprimento”, explicou.

O diretor da McKinsey & Company, Svein Harald Øygard, comparou a política de preços do Brasil e de outros países. “A política de segurar os preços pode acabar tendo um efeito pior do que mantê-los no patamar internacional. O desenvolvimento deve ser pautado no desenvolvimento econômico, geração de empregos e oportunidades”, sugeriu. (I.C.)

Custos desafiam a petroquímica Brasil precisa de política que vá além da oferta de gás e promova vantagens competitivas à indústria nacional cessar esse gás para que possa ser O painel “Renascimento da peofertado mais barato”, explicou o troquímica norte-americana e seus executivo. efeitos no mercado petroquímico As questões cambiais brasileiro” tratou de questambém afetam a competões como competitividatitividade da indústria pede da indústria brasileira, troquímica brasileira, já encargos, custos de proque há uma competição dução e infraestrutura, no direta com produtores e terceiro dia (17/9) da Rio Michel Hartveld taxas norte-americanos.

Oil & Gas 2014. Com a alAlém desses gargalos, o ta produção de gás de xissetor enfrenta desafios to americana e os baixos presentes em toda a capreços praticados nos Esdeia industrial do país, cotados Unidos para o inmo a alta carga tributária, sumo, a indústria petroa busca por novas tecnoquímica brasileira tem siLuciano Guidolin logias, a falta de mão de do duramente afetada. A obra qualificada e os ainquestão levantada pelos da presentes problemas agentes do setor é como de infraestrutura. torná-la mais competitiva O presidente da Abiaté 2018, quando o Brasil plast, José Ricardo Roriz terá uma oferta maior de José Roriz Coelho Coelho, destacou que a shale gas. indústria de transformaO vice-presidente Exeção funciona como suporcutivo da Braskem, Luciate para todas as demais no Guidolin, ressalta que cadeias produtivas. No os Estados Unidos não são entanto, ele afirmou que a única região do mundo Dewey Johnson os mercados brasileiros de abençoada com gás de transformação e petroquíxisto, já que outros países mica estão muito expostos e a protêm reservas até mais substanciais. dução vem perdendo market shaA vantagem norte-americana, re. “A produção está praticamente contudo, está pautada em outros estagnada, e as importações cresaspectos. “O que os Estados Unicem rapidamente”, apontou. dos têm é a infraestrutura do merO alto custo da produção no cado de energia, o capital de inBrasil é outro fator que prejudica vestimento e a disponibilidade de o posicionamento internacional água, além de planejamento godessas indústrias. De acordo com vernamental com o intuito de pro-

PALAVRA DO MODERADOR

As empresas americanas vêm investindo milhões de dólares em dutos, novas fábricas e ampliando a capacidade de produção” Michel Hartveld, Diretor da Chemplas o presidente da Abiplast, o custo de produção no Brasil é 23% mais caro do que o custo norte-americano. “Somos um dos países mais caros do mundo para produção de qualquer produto manufaturado.

O preço da energia é muito alto, e os salários também.”

O representante de Percepção de Mercado de Produtos Químicos da IHS, Dewey Johnson, falou sobre os diferentes cenários da indústria petroquímica e como os mercados de Estados Unidos, Oriente Médio e China vêm tratando a questão. O executivo afirmou que os preços das matérias-primas são determinantes para o segmento. “A verdadeira competição começa com as matérias-primas. São os valores do carvão, do gás e do petróleo que vão estabelecer uma posição privilegiada”, analisou. (I.C.)

Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014 41

Painéis | Biocombustíveis

Considerado um dos candidatos naturais à liderança mundial na produção de biocombustíveis, o Brasil precisa dar os sinais corretos para ampliar a sua produção de etanol, em crise desde 2008, e de outros combustíveis à base de biomassa. Para isso, são necessárias mudanças na política energética, de forma a precificar corretamente os derivados de origem fóssil

42 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

Da Cide ao etanol 2G Retorno da Cide sobre a gasolina e etanol de segunda geração são apontados como soluções para a crise do setor sucroalcooleiro brasileiro

Antonio de Padua

Plínio Nastari

Alan Hiltner

Ricardo Dornelles

O retorno da incidência da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (Cide) sobre a gasolina é uma das principais soluções para mitigar o endividamento do setor sucroalcooleiro. É o que sugere o diretor Técnico da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), Antonio de Padua. O processo de retração do mercado e a perda da competitividade do setor, iniciados em 2008, devem-se sobretudo à retirada do tributo, ressaltou o executivo, moderador do painel “Biocombustíveis: políticas públicas e o impacto no seu desenvolvimento”, realizado no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Pádua estima uma perda de receita de R$ 9,6 bilhões ao ano pela indústria com a retirada do tributo, que foi completamente zerado em 2012.

E para agravar mais o quadro para o etanol, um cálculo apresentado pelo presidente da Datagro, Plínio Nastari, mostrou que as taxas incidentes sobre

o etanol hidratado no percentual de açúcar total recuperável (ATR) da safra atual vão criar um impacto de R$ 15,70 por tonelada de cana.

Hoje, há 33 usinas em recuperação judicial. O endividamento total apurado na indústria ficou em R$ 66 bilhões em dezembro de 2013. De acordo com Nastari, a perda de renda em todo o segmento chega a R$ 17,5 bilhões ao ano, considerando ainda a defasagem do preço médio da gasolina, hoje estimada em 12% pelo executivo.

Além do endividamento e da baixa competitividade, também são desafios as barreiras ao comércio internacional e as resistências geopolíticas. Foi o que apontou o diretor do Departamento de Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia (MME), Ricardo Dornelles, que ressaltou a permanência de uma indústria energética orientada ainda pela lógica do petróleo e demais combustíveis fósseis.

Etanol 2G Já o vice-presidente executivo da GranBio, Alan Hiltner, sustentou a entrada do etanol celulósico na matriz sucroalcooleira para que o setor consiga atingir a meta de entrega estipulada pelo Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2023, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), disponibilizado para consulta pública até 5 de outubro.

“O plano estima 47 bilhões de litros de etanol até 2023, 20 bilhões de litros a mais do que é produzido atu-

almente e mais de R$ 75 bilhões de investimento novo. Vai ser muito difícil para a indústria de primeira geração conseguir isso sozinha”, afirmou Hiltner.

Até o fim deste ano, haverá quatro plantas para produção de etanol 2G instaladas no país, com capacidade de produção superior a 80 milhões de litros/ano cada. Além da GranBio, estão inaugurando produção no país a DuPont, a Abengoa e a Poet-DSM. “Mais que possibilitar entrega de etanol, essas plantas estão mostrando a viabilidade de uma nova matéria-prima, com enorme condição de competitividade”, concluiu Hiltner. (T.C.)

PALAVRA DO MODERADOR

Caso a Cide de R$ 0,28 por litro de gasolina fosse mantida, daria mais oportunidade ao etanol hidratado. Os investimentos no segmento não teriam parado, não teria havido redução da oferta de cana e provavelmente continuaríamos a investir e expandir o setor” Antonio de Padua, Diretor Técnico da Unica

Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014 43

Painéis | Biocombustíveis

Onde o biocombustível encontra o petróleo Especialistas dizem que as duas indústrias são complementares e não concorrentes, mas falta política de governo sem retrocessos Há mais complementaridade e sinergia entre as indústrias de biocombustíveis e de derivados de petróleo do que competição. A afirmação, do professor da Unifei, Luiz Augusto Horta, foi compartilhada por todos os palestrantes do painel “Biocombustíveis: integração com a indústria de petróleo”, no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014. Diretor da ANP entre 1998 e 2004, Horta, porém, foi enfático: enquanto o país não adotar uma política tributária mais equilibrada e regras claras, vamos retroceder nesse mercado.

“Nos últimos cinco anos, o governo adotou a opção populista e incompetente de baixar o preço da gasolina.

Com isso, estamos gastando mais de PALAVRA DO MODERADOR

Com a produção de combustíveis a partir da biomassa, teremos, no futuro, uma matriz mais diversificada, vencidos alguns obstáculos para o uso deles. Entretanto, esse futuro pode não existir se as condições do presente não forem alteradas” José Vitor Bomtempo Martins, Professor e pesquisador da UFRJ

glês) estima que a produção US$ 3 bilhões por ano com brasileira de biocombustíveis importação de gasolina e alcance 1 milhão de barris gerando uma perda de R$ 5 equivalentes diários nos próbilhões anuais para Tesouro, ximos 20 anos, número pouestados e municípios com a co inferior ao que é previsto eliminação da Cide (impospara os Estados Unidos. to sobre a gasolina). E ainda José Vitor Martins Norberto Noschang, da acabamos com a indústria Pbio, ressaltou a importândo etanol”, alertou ele. cia dessa indústria na geraHorta lembrou que o Bração de emprego e renda e sil é um dos países com mena promoção do desenvollhores condições de desenvimento das regiões em que volver essa indústria. Prova atua. Entre os vários produdisso são as iniciativas de peLuiz Augusto Horta tos, ele citou o biodiesel, cuja troleiras na produção de bioadição de 6% no diesel conenergia no país. A BP Biovencional já é utilizada no combustíveis iniciou suas país; o bioquerosene de aviaoperações em 2008 e hoje ção, cujo processo de produopera três usinas; a Petrobras ção está em estágio avançaBiocombustível (Pbio), também criada em 2008, parti- Norberto Noschang do; e o etanol de 2ª geração, que a Pbio deve produzir em cipa de dez usinas de etanol dois anos. “Todos os novos e cinco plantas de biodiesel, produtos a partir de biomastrês delas próprias; e a Raísa devem ser adequados do zen, fusão da Cosan com a ponto de vista de qualidaShell Brasil em 2011, é hoje a de e de uso para que façam maior produtora mundial de Frederico Kremer parte da cadeia de combusetanol. tíveis de forma sustentável Entre as maiores oportuno longo prazo”, complementou ele. nidades de cooperação entre as duas E competir com combustíveis fósseis indústrias estão o reforço da segurannão é fácil, lembrou Frederico Kremer, ça energética e a diversificação do sugerente de Desenvolvimento de Produprimento; melhoria da qualidade dos to da Petrobras. Para ele, o caminho é combustíveis convencionais; racionaliexplorar as lacunas existentes, sobretuzação dos investimentos em refino e lodo em termos de emissão de poluentes. gística; e apoio na redução de emissões “Por isso, os países devem incentivar a de carbono. Segundo Horta, a partir de substituição do óleo por biocombustíinformações do MME, a Agência Interveis no transporte”, disse. (R.M.) nacional de Energia (IEA, da sigla em in-

44 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

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Um dos principais eventos para a discussão de novas tecnologias e boas práticas na gestão de dutos e infraestrutura de transporte de derivados.

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Painéis | SMS e Responsabilidade Social

Aliar a necessidade energética a boas práticas socioambientais é talvez a maior “lição de casa” da indústria de óleo e gás. Se, de um lado, o licenciamento ambiental precisa ganhar dinamismo para garantir a oferta de petróleo, de outro, petroleiras e fornecedores devem investir em comunidades afetadas de forma sustentável, e não apenas com ações pontuais

46 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

O fim das barreiras ambientais?

Avaliação Ambiental de Área Sedimentar poderá ser a solução para os problemas enfrentados por petroleiras na obtenção de licenças no Brasil O diretor do Departamento de Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do MME, José Botelho Neto, defendeu a Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS) como um dos pontos fortes no desenvolvimento da segurança jurídica, da previsibilidade e do aperfeiçoamento dos processos de outorga e licenciamento ambiental de blocos exploratórios de petróleo e gás natural. Botelho Neto ressaltou, no painel “Avaliação socioambiental prévia à oferta de blocos”, realizado no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014, que há um programa conjunto entre os ministérios de Minas e Energia e do Meio Ambiente (MMA), hoje em fase de publicação das portarias interministeriais para constituição dos Comitês Técnicos de Acompanhamento (CTAs), que será responsável pela elaboração de termos de referência das áreas avaliadas e pelas consultas públicas referentes ao tema.

Em 2013, foram definidas oito áreas prioritárias para a elaboração da AAAS. Entre elas estão as áreas piloto das bacias de Solimões, de responsabilidade da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), e Sergipe-Alagoas, na qual está incluída também a Bacia do Jacuípe, cujos estudos ficarão a cargo da ANP. As avaliações já foram integradas ao PAC, com orçamento definido.

O superintendente de Segurança Operacional de Meio Ambiente

Robson Calixto

José Botelho Neto

da agência reguladora, Marcelo Mafra, declarou que as avaliações prévias às rodadas de licitações ajudam, mas não são suficientes para dar segurança ao setor. “Todo o processo prévio ajuda para áreas tradicionais e que não estão próximas a sistemas ambientais complexos. No entanto, há exemplos de áreas onde existem claras dificuldades na obtenção do licenciamento para perfuração, como na Bacia do Pará-Maranhão, próxima ao Parcel de Manoel Luís, parque estadual marinho do Maranhão, protegido ambientalmente”, ponderou Mafra.

Segundo o superintendente, essa dificuldade no licenciamento se reflete numa quantidade ainda muito grande de pedidos dos operadores para prorrogação do período exploratório. Ou mesmo em casos de pedidos de suspensão do contrato até a obtenção da licença ambiental.

As incertezas na elaboração de avaliações ambientais estão presentes, também, em modelos internacionais, como ressaltado pelo diretor técnico da consultoria britânica AMEC, Pete Davis. Segundo o executivo, a falta de informações sobre os blocos nos pareceres prévios aca-

Marcelo Mafra

Pete Davis

ba, por vezes, levando à retenção de blocos e ao insucesso de leilões de áreas exploratórias.

Um exemplo internacional é a 14a rodada onshore de óleo e gás do Reino Unido, anunciada pelo ministro de Energia, Matthew Hancock, para 28 de outubro. Os efeitos do processo de fraturamento hidráulico estão entre os principais questionamentos, segundo a consultoria. E isso leva a uma dificuldade na previsibilidade das avaliações, frisou Davis. (T.C.) PALAVRA DO MODERADOR

É importante ver a integração entre os diferentes órgãos no Brasil, inclusive a Secretaria de Recursos Hídricos, como parte da busca por um ordenamento e planejamento conjunto do setor energético” Robson José Calixto, Gerente de Projeto da Secretaria de Biodiversidade e Florestas (SBF/MMA)

Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014 47

Painéis | SMS e Responsabilidade Social

Foco em pessoas Adotar modelos de desenvolvimento permanentes em comunidades afetadas por projetos de óleo e gás será um desafio para a indústria O investimento em projetos sociais precisa ser transformador. Não basta apenas destinar recursos se estes não forem aplicados em um modelo sustentável, porque o dinheiro acaba. Um dos pilares da sustentabilidade é o entendimento das comunidades sobre o impacto da exploração dos recursos naturais e como essa exploração pode contribuir para o desenvolvimento social.

Esses conceitos marcaram o painel “A indústria do petróleo e os desafios socioambientais”, no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

A analista Ambiental do Ibama, Patrícia Rodin, ressaltou que a participação das comunidades no licenciamento não é mais iniciada na audiência pública. “Começamos a ir às comunidades para prepará-las para o debate antes da audiência para a licença prévia”, contou, referindo-se ao procedimento que já está sendo adotado no licenciamento da Margem Equatorial.

PALAVRA DO MODERADOR

O desenvolvimento das pessoas está na base de um modelo sustentável. O foco nas pessoas será fundamental” Carlos Eduardo Frickmann Young, Professor do IE/UFRJ

trar-se apenas em aloSegundo Patrícia, essa car recursos em projeabordagem prévia era imtos socioambientais, mas possibilitada pela depenem desenvolver um pladência do órgão em relano de negócios sustenção à estrutura montada tável no longo prazo. pelas empresas para realiCarlos Young “Não adianta patrocinar zar as audiências. “Articua compra de laptops palando com instituições lora crianças se não houver cais, estamos conseguindo um trabalho educacional antecipar essa discussão”, para que elas saibam codisse, informando ainda mo utilizá-lo.” que, no licenciamento do O gerente Executivo Ibama, o Termo de RefePatrícia Rodin de Responsabilidade Sorência (TR), que orienta o cial da Petrobras, Armanrelatório de impacto amdo Tripodi, informou que biental, já vai à consulta a companhia vai adotar, a pública. partir de 2015, uma sisteO diretor Global Técmática de indicadores para nico da DuPont, Davide Davide Vassallo medir o resultado dos proVassallo, disse que a projetos socioambientais da atividade deve prevalecer empresa. “Nossos projetos sobre o cumprimento de voltados para crianças seuma conformidade legal. rão vinculados a metas de “Ao esperar o licenciamelhoria da frequência e mento, o empreendedor nota escolar.” perde a oportunidade de Armando Tripodi Patrícia enfatizou a trabalhar de maneira mais importância do projeto construtiva com a comunide educação ambiental no licendade.” ciamento dos projetos offshore Vassallo citou um estudo do que passaram a ser implantados banco Goldman Sachs, que revela coletivamente na Bacia de Camque 73% dos problemas em empos por Petrobras, Statoil, HRT, preendimentos estão relacionaChevron e OGPar. “Manter, por 30 dos a questões socioambientais, anos, que é o prazo da concessão, e reforçou a vantagem em anteas pessoas conscientizadas e encipar a abordagem no entorno volvidas na preservação do meio dos locais escolhidos. O consulem que vivem será um grande detor também explicou que o emsafio da indústria.” (R.V.) preendedor não deve concen-

48 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

56 anos

A casa da nossa indĂşstria

Painéis | Regulação, Direito e Economia

O arcabouço tributário brasileiro é frequentemente apontado como o calcanhar de Aquiles para investimentos no país. A clareza das regras é vital para atrair recursos.

Por outro lado, com investimentos de US$ 1,5 trilhão previstos até 2035, o Brasil tem de diversificar as fontes de financiamento, ainda muito centradas no BNDES e com pouca participação privada

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Impostos, sempre eles...

Arcabouço tributário brasileiro para a indústria de óleo e gás dá margem a interpretações divergentes e é considerado um risco pelos investidores Com um sistema tributário complexo, o Brasil precisa consolidar sua política fiscal, a fim de manter a competitividade e a atratividade do setor de óleo e gás. A necessidade de simplificar e tornar mais seguro o arcabouço tributário brasileiro foi o ponto central do painel “Tributação na indústria de petróleo e gás”, realizado no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Uma das preocupações mais urgentes é o fim da vigência do Repetro, fixado em 2020. Para o vice-presidente de relações públicas da Statoil no Brasil, Mauro Andrade, a possibilidade de descontinuidade do regime é desconfortável. “Não consigo ver a indústria no Brasil, no nível em que se encontra, vivendo sem esse instrumento”, afirmou. Além disso, há incertezas sobre o acesso a benefícios do regime para projetos que comecem agora, mas que ainda

PALAVRA DO MODERADOR

Temos pontos na legislação tributária em aberto que precisam de atenção. O tema tem grande impacto na avaliação econômica dos projetos” Maria Alice Deschamps Cavalcanti, Presidente do Conselho Fiscal do IBP

estejam em exploração ou desenvolvimento após o fim do regime.

O Repetro recebeu interpretações diversas por parte dos estados, mas, em 2007, o Confaz formulou o Convênio 130, que tentou unificar o entendimento quanto ao regime. No mesmo ano, porém, foi ampliada a lista de bens elegíveis para desoneração, o que não foi acompanhado pelos estados, segundo a gerente de tributos de E&P da Shell no Brasil, Daniele Tavares.

Outro impasse é o resgate de créditos de ICMS e PIS/Cofins. Ele seria especialmente complicado na esfera estadual, sobretudo quando a operação é interestadual. “A empresa considera o capex sobre o preço final do produto sem considerar os impostos ao longo da cadeia, o que torna mais difícil recuperar créditos”, explicou Andrade.

Pela legislação, os créditos são atrelados aos operadores, e sua transferência para parceiros dos projetos é outro complicador. “É uma discussão de quase 15 anos, e poucos estados definiram o procedimento”, comentou o gerente geral de avaliação tributária da Petrobras, Marcio Branco.

A interpretação da Receita Federal sobre o pagamento de afretamento para empresas estrangeiras também preocupa. Essa operação é isenta de retenção de imposto de renda na fonte, quando o pagamento é para fora de paraísos fis-

Maria Cavalcanti

Mauro Andrade

Daniele Tavares

Marcio Branco

cais. No entanto, o governo interpretou que plataformas não são embarcações. Assim, deixam de ser objeto de contrato de afretamento e passam a ser negociadas em contratos de locação, sobre os quais incide alíquota de 15%.

Outra discussão mais recente é a sugestão da Receita de que os contratos de afretamento, no exterior, e o de operação das plataformas, no Brasil, seriam na verdade um único contrato, de prestação de serviço, sujeito, portanto, à tributação legal e sem direito a alíquota zero.

Os palestrantes frisaram a urgência de discutir e unificar as interpretações das regras. Dando exemplo da complexidade, Andrade citou o tempo médio de 2.600 horas ao ano que as companhias levam, no Brasil, durante o processamento e pagamento de tributos, contra 86 horas na Noruega. (L.N.)

Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014 51

Painéis | Regulação, Direito e Economia

Financiamento vai exigir mais eficiência Com investimentos de US$ 1,5 trilhão até 2035, indústria de óleo e gás busca alternativas para garantir esses recursos sem onerar seu caixa Os vultosos investimentos previstos para a cadeia de óleo e gás no Brasil nas próximas décadas adicionam um grande desafio ao setor: a disponibilidade de financiamento. Serão aplicados US$ 1,5 trilhão no país até 2035 em toda a cadeia, de acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA, da sigla em inglês). Desse total, US$ 1,2 trilhão somente no upstream.

Os números foram apresentados pelo professor e diretor do Instituto de Economia (IE) da UFRJ, Edmar de Almeida, no painel “Os desafios do financiamento do setor de óleo e gás no Brasil”, no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014. Segundo ele, a Petrobras tem conseguido financiar sua atividade de desenvolvimento por meio da elevação e rolagem de sua dívida, PALAVRA DO MODERADOR

Vamos ter um aumento de 92% na produção de petróleo até 2023, com a entrada em operação de 74 novos FPSOs. O Brasil faz parte do grupo de seis países que suprirá o planeta de petróleo nos próximos 20 anos” Antonio Claudio Pereira da Silva, Diretor Administrativo-financeiro da PPSA

rão engenharia financeira que aumentou de US$ 31 igualmente complexa, torbilhões, em 2010, para US$ nando necessária a partici94 bilhões, em 2013. No pação de uma indústria fientanto, a empresa vai sair nanceira privada. de um patamar de investiJá o cenário para pementos anuais de US$ 10 Antonio da Silva quenos e médios produbilhões para algo em torno tores é mais preocupante. de US$ 45 bilhões e terá de Por terem investimentos na cuidar de seu indicador dífase de exploração, de alto vida líquida/Ebitda, que já risco, têm de contar com chegou ao topo, para não os fundos de private equiter problemas na obtenção ty, que saíram do Brasil por de crédito. “A Petrobras Edmar Almeida conta da recuperação juditem sido muito prejudicada cial da OGX. Se no passapelo desalinhamento dos do as petroleiras indepenpreços internos dos comdentes chegaram a levanbustíveis e pelo adiamento tar R$ 10 bilhões em IPOs, do aumento da produção, o hoje estão vendendo ativos que afetou sua rentabilidapara financiar a exploração. de e adiou receitas com exJoão Carlos Ferraz Normando Paes, presidenportação”, acentuou Almeite da Associação das Emda, avaliando porém, que o presas Produtoras de Pecrescimento da produção e tróleo e Gás Natural Extrada exportação a partir do ídos de Campos Marginais pré-sal traz boas perspectido Brasil (Appom), mostrou vas para a empresa.

Normando Paes que os valores compromeO potencial de crescitidos pelas sete operadoras mento da produção da Peque adquiriram 72 áreas na trobras foi citado pelo dire12ª rodada é de R$ 500 milhões sotor da Área de Planejamento Corpomente na exploração. “Vamos precirativo, Pesquisa Econômica e Gestão sar de regras claras, previsibilidade de de Riscos do BNDES, João Carlos Ferleilões, oportunidades de crédito para raz, como importante para obtenção pequenas e médias empresas e novos de financiamento no banco. “Terão critérios de garantia para o programa prioridade investimentos que tenham exploratório mínimo que desonerem vetor de inovação, de sustentabilidae viabilizem a contratação de finande e de eficiência”, declarou. Ele saciamento por essas empresas”, enulientou, porém, que os projetos serão merou Paes. (R.M.) cada vez mais complexos e demanda-

52 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

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Painéis | Gestão e Cenários da Indústria

O momento é favorável à indústria brasileira de bens e serviços para o setor de óleo e gás. Contudo, é hora de os fornecedores se reinventarem, investindo em tecnologia e gestão de processos. Assim, poderão garantir não somente encomendas no Brasil, beneficiados pela política de conteúdo local, como tornar a indústria nacional competitiva globalmente

54 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

O caminho para a produtividade Indústria offshore nacional precisa de maior integração do projeto, sistemas inteligentes, investimentos em capacitação e em parcerias sólidas consolidação de parceiros A indústria offshore brae uso de modelagem em sileira precisa percorrer um 3D e 4D. longo caminho se quiser “A gestão das métricas sobreviver num ambiente é um item muito imporglobal cada vez mais comtante para controlar a evopetitivo. E isso passa por Antonio Müller lução dos projetos”, avamedidas como maior inteliou Claudio Siqueira Viangração das áreas de engena, gerente geral da Petronharia e montagem para o bras. Uma das prioridades desenvolvimento dos projeda companhia é construir tos, busca de parcerias inuma base de dados vigoternacionais, investimenrosa, para facilitar a tomatos em capacitação de mão Guilherme Mello da de decisões e ter conde obra e incentivo à inosistência no planejamento vação. Essa foi a conclusão do empreendimento. do painel “Como aumentar A Petrobras adotou a produtividade e reduzir medidas logísticas para incustos da indústria de constegrar o site do projeto, trução offshore brasileira”, bem como melhores práno segundo dia (16/9) da Eric Powel ticas de gestão e também Rio Oil & Gas 2014. ferramentas de modela“O plano de execução gem em 3D e 4D. Com isdo projeto deve ser consisso, pretende atacar protente, desde a fase de orçablemas que afetam a promento”, apontou Guilherdutividade, como o baixo me Pires de Mello, diretor de Operações da Techint. Para Guilherme Guaragna número de horas em que a mão de obra está realmenele, a estratégia de construte dedicada a agregar vação do empreendimento delor ao projeto (na faixa de ve levar em conta a filosofia 25% do tempo); o nível de de acabamento avançado, o retrabalho (31%); e a falta qual deve ser pensado na fade consistência de dados se de engenharia.

Claudio Vianna para fazer o planejamento Além da integração das e a montagem. áreas, outros fatores são No Brasil, o quesito matéria-pricruciais para aumentar a produtivima tem peso de 20% a 30% no cusdade e reduzir custos. A lista inclui to total de um projeto. Na Ásia, é um itens como bases de dados inteliterço do valor praticado aqui. O que gentes, melhores práticas de gestão,

comprova que o aumento da produtividade é fundamental para a sustentabilidade da indústria. “É uma questão de sobrevivência. Quem encarar vai sobreviver.

Quem se esconder em subsídios vai desaparecer”, analisou Guilherme Guaragna, vice-presidente de Operações do Estaleiro Enseada.

O caminho apontado pelos especialistas para ser mais produtivo é a busca de parcerias sólidas, nacionais ou internacionais. No entanto, isso só é possível com a continuidade das demandas. “É preciso estabelecer uma relação de confiança”, apontou Eric Powel, gerente de Projetos da Modec. Segundo ele, isso é vital para reduzir custos, junto com o investimento em qualificação.

“Não se pode trabalhar por projeto. É preciso consolidar processos, treinar pessoal e utilizar sistemas integrados inteligentes”, observou Mello, da Techint. (J.S.) PALAVRA DO MODERADOR

A indústria brasileira ainda precisa avançar muito em competitividade para se fortalecer no cenário internacional” Antonio Müller, Presidente da Abemi

Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014 55

Painéis | Gestão e Cenários da Indústria

Mergulho num mar de dados Ganha espaço o investimento em Big Data, solução que permite trabalhar grandes volumes de dados em tempo real para tomada de decisão As empresas têm um desafio vital para agregar valor aos negócios: tirar vantagem da montanha de informações gerada nas atividades de E&P de petróleo e gás natural. O caminho para isso passa pela construção de plataformas tecnológicas flexíveis, que permitem integrar e analisar, com precisão e em tempo real, grandes volumes de dados, estruturados e não estruturados.

O investimento pesado nesse conjunto de soluções tecnológicas abre caminho para a evolução da tomada de decisões num ambiente de negócios cada vez mais complexo e competitivo. Essa foi a conclusão dos especialistas no painel “Experiências de Big Data na indústria de petróleo”, no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

O Big Data vem sendo utilizado em E&P no mapeamento de reservatórios e nos estudos sísPALAVRA DO MODERADOR

O emprego de tecnologias flexíveis vai facilitar a tomada de decisões operacionais, aproximando esta área da Tecnologia da Informação” Álvaro Adriano Martins, Presidente da Abemi

micos, informou Ulisses Mello, diretor do Centro de Pesquisa IBM Research Brasil. Há Álvaro Martins casos de representação digital de plataformas inteiras, com mais de 80 mil sensores, gerando dados soJosé de Sá bre 1,5 mil poços.

As empresas, no entanto, não conseguem aproveitar a maior parte da informação Karin Breitman que geram. Estima-se que usam apenas 5% dos dados produzidos. “O volume de dados hoje é muito grande, o que causa uma complexidade analítica”, apontou José de Sá, sócio-diretor da Bain & Company]. Isso acontece em todos os setores.

Estima-se que 80% dos dados de hoje foram gerados nos últimos três anos. E, no caso do setor de óleo e gás, destacou Mello, da IBM, há dez vezes mais dados para conhecer e analisar antes de uma empresa começar a sua produção.

O aumento exponencial dos dados exige também mais capacidade de processamento. A boa notícia é que ela está dobrando a cada seis meses, segundo Roberto Prado, di-

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retor de Competitividade da Microsoft para a América Latina. “Podemos chegar a um Ulisses Mello ambiente no qual nunca estivemos antes”, avaliou.

O uso de Big Data, no entanto, ainda precisa Roberto Prado de respostas para duas questões cruciais, na avaliação de Karin Breitman, diretora-presidente da Luis Araújo EMC. Falta saber de quem são os dados e seus benefícios e como estabelecer uma cultura para fazer esse trabalho.

O fato é que o emprego do Big Data na indústria de óleo e gás vem crescendo nos últimos anos. A Petrobras, por exemplo, já registra alguns cases de aplicação dessa tecnologia. Um deles é o do Centro de Monitoramento de Diagnóstico de suas 16 termelétricas espalhadas pelo país.

“O objetivo é aumentar a disponibilidade das usinas e fazer um planejamento melhor da manutenção”, explicou Luis Antonio Pereira de Araújo, gerente de Arquitetura de Tecnologia da Informação da Petrobras. (J.S.)

Fornecedores subsea avaliam indústria de equipamentos Com o aumento das operações no pré-sal, indústria se prepara para o desenvolvimento de novos equipamentos, destinados à nova fronteira A maior complexidade das operações de perfuração offshore está levando os fornecedores a repensarem os equipamentos e as tecnologias utilizados atualmente. O assunto foi discutido no painel “Capacidade da indústria para atender às demandas submarinas no Brasil”, realizado no último dia (18/9) da Rio Oil and Gas 2014.

Segundo o vice-presidente Sênior da Subsea7 do Brasil, Victor Bomfim, a indústria já provou que é capaz de superar as dificuldades que o Brasil impõe. Ele destaca, no entanto, que as questões em relação à profundidade estão cada vez mais complexas. “A Bacia de Santos é muito diferente da Bacia de Campos.

Além de dificuldades logísticas, precisamos enfrentar as condições do mar, que são mais extremas e tornam a operabilidade mais crítica.”

O presidente da Technip do Brasil, Adriano Novistky, avaliou que, diante da guinada do pré-sal, a indústria utilizou tecnologias já existentes, porém em maiores proporções. “Agora é tempo de olhar com mais detalhes para o aprendizado tec-

Mauricio Costa Diniz

Victor Bonfim

Maria Peralta

Adriano Novistky

José Mauro Ferreira

Helge Qvam

Eduardo Parente

nológico e tentar evoluir para novas soluções”, salientou. Ele revela que a complexidade de vários itens mudou com o pré-sal, como corrosão, presença de H2S, níveis altos de CO2, lâminas d’água maiores e aumento dos diâmetros. “Precisamos de laboratórios que atendam ao grande volume de testes. Também adaptamos o maquinário para atender ao novo cenário e investimos massivamente em P&D.” Para a FMC, a principal discussão é como preparar as empresas para atender aos pedidos. “Nossa previsão é entregar, em uma década, o equivalente ao que entregamos nos últimos 30 anos”, afirmou o diretor comercial da companhia no Brasil, José Mauro Ferreira.

O diretor de Análise de Mercados Globais Upstream da IHS, Helge Qvam, disse que a perspectiva de longo prazo para a indústria é extremamente positiva. “A questão é no curto prazo, quando as encomendas vão começar a entrar de novo”, ressaltou. A previsão é que a demanda por equipamentos como manifolds, umbilicais e árvores de na-

PALAVRA DO MODERADOR

O desenvolvimento do pré-sal trouxe novos desafios em relação a lâmina d’água, ambiente, contaminantes, entre outros. E a indústria tem respondido de maneira competente e rápida a essas questões” Mauricio Antonio Costa Diniz, Gerente Geral da Unidade de Serviços Submarinos da Petrobras tal, que anda desacelerada, volte a ficar aquecida a partir de meados de 2015.

De acordo com a vice-presidente Sênior de Subsea Brazil da Aker Solutions Brasil, Maria Peralta, a demanda do país é uma das maiores do mundo e é a aposta de muitas empresas internacionais. “Para poder continuar entregando todos esses pedidos, precisamos da cadeia de fornecedores integrada e alinhada”, afirmou.

O presidente da Prumo, Eduardo Parente, apresentou a evolução das obras do Porto do Açu, no Norte Fluminense, e como o empreendimento será positivo diante da situação. “O Porto do Açu é o lugar ideal para os fornecedores investirem e facilitarem seus processos.” (I.C.)

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Conferência de Encerramento e Premiações

Em ritmo internacional O Brasil constrói FPSOs com parâmetros internacionais, aponta estudo apresentado por Graça Foster

Graça Foster pediu previsibilidade dos leilões da ANP, mas disse que não há como o governo montar um calendário de licitações O Brasil está atingindo as métricas internacionais para a construção de FPSOs, reduzindo, nos últimos dez anos, os prazos de entrega de unidades de produção de 60 meses para 42 meses, em média.

Os dados foram apresentados pela presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, na cerimônia de encerramento da Rio Oil & Gas 2014.

A empresa chegou a esses números por um estudo interno, que envolveu 13 FPSOs, sendo sete próprios e seis afretados.

“Esse progresso está intimamente ligado ao sucesso da indústria no Brasil. Dos estaleiros. Dos moduleiros. Nós saímos de 60 meses para

42 meses, na média, em relação a uma métrica internacional de 39 meses. É a referência internacional.

Isso é muito motivador. É muito animador. Acreditamos que é possível, sim, fazer boa parte desse trabalho aqui no Brasil”, afirmou a presidente da Petrobras.

Graça ressaltou que, até o fim do ano, serão interligados 60 poços produtores e garantiu a meta de produção da empresa, que tem previsão de crescer 7,5% em 2014. Para isso, a Petrobras conta hoje com 19 PLSVs, operando prioritariamente na Bacia de Santos.

A presidente da Petrobras defendeu também a regularidade dos

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leilões de blocos exploratórios da ANP. A executiva corroborou a ideia do secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do MME, Marco Antônio Martins Almeida, de que ter um calendário de concorrências é complicado, mas disse que a previsibilidade é fundamental para a indústria. “É preciso ter ritmo. Os leilões devem entrar com ritmo. Não há como ter um calendário. É preciso olhar oferta, demanda. Mas é fundamental ter ritmo”, comentou a presidente da Petrobras para uma plateia repleta de executivos do setor, fornecedores e agentes reguladores. (F.M.)

Premiações PRÊMIO PLÍNIO CANTANHEDE CATEGORIA: TECNOLOGIA E INOVAÇÃO Concepção de Projeto e Qualificação das Tecnologias Adotadas Carlos Alberto Capela Moraes, Fabricio Soares da Silva, Andre Sampaio Monteiro, Luiz Philipe Martinez Marins, Dennis Azevedo de Oliveira, Rafael Merenda Pereira - Petrobras; Heloisa Folhadella, Ole Thomas Mcclimans, Rene Mikkelsen, Lachlan Mckenzie - FMC Technologies CATEGORIA: PROCESSOS Análise do Impacto dos Veículos Flex-Fuel na Formação e Regulação de Preços de Combustíveis Veiculares no Brasil Rodolfo José Galvão Buscarini - IE/Unicamp; Igor Gimenes Cesca - DEP/Unicamp CATEGORIA: RESPONSABILIDADE SOCIO AMBIENTAL COPORATIVA Sistema de Apoio ao Monitoramento de Mamíferos Marinhos: Uma Nova Ferramenta Para a Gestão Ambiental André Silva Barreto, Rafael Medeiros Sperb - Univali; André Favaretto Barbosa - CGPEG/Ibama; José Martins da Silva Júnior - CMA/ICMBIO CATEGORIA: ECONOMIA E REGULAÇÃO A Convivência de Três Espécies de Contrato de Petróleo Internacional na área do Pré-Sal e as Implicações para o Processo de Individualização da Produção Luciana Palmeira Braga - PPE/COPPE; Alexandre Salem Szklo - COPPE/UFRJ CATEGORIA: EQUIPAMENTOS E PRODUTOS Soldagem e Tratamento Térmico de Tubos API 5L X65 de Elevada Espessura para Serviço Ácido.

Gilmar Zacca Batista, Marcy Saturno de Menezes, Andrês Fabrício Fischdick Acuña, Edgar Schneider - Petrobras; Thiago Luiz da Silveira – SACS Construção E Montagem; Celso Ribeiro de Araújo - ACV Tecline MENÇÕES HONROSAS Bloco I • Exploração & Produção a Subsalt Velocity Model Building Using Surface Offset Gathers from Wave-Equation Migrations Matteo Giboli, Pierre Emmanuel Barrallon, Anthony Douillard (Total); Reda Baina (Oper) aA Collaborative Approach for the Planning and Execution of a Deep Water Drilling with Liner Operation Steven Rosenberg, Moji Karimi, Ming Zo Tan, Rex Winchell, Blake Manuel, Alexandro Salinas (Weatherford) aReducing Reservoir Uncertainty During Appraisal & Development Novel Applications of a NewWireless Reducing Reservoir Uncertainty During Appraisal & Development - Novel Applications of a New Wireless Monitoring Technology in Santos Basin Pre-Salt Eduardo Augusto Puntel de Oliveira (Petrobras); Brian Champion ,Sérgio Fonseca Silva (Expro)

Bloco II • Gás Natural e Energia aComparação Interlaboratorial para Avaliação de Desempenho de Cromatógrafos de Linha e de Bancada Dedicados a Medição de Gás Natural Claudia Cipriano Ribeiro, Cristiane Rodrigues Augusto, Andreia de Lima Fioravante, Ronaldo Garcia Reis, Elizandra Cananéa de Sá Elias (Inmetro); Fátima Fernandes Moura, Sueyser Sodre Sathler, Ovidio Bessa Leite Neto, Gilberto da Silva Costa, Jose Luciano Duarte (CEG) aPotencial de Demanda para o Gás Natural: Uma Modelagem Regional Yanna Clara Prade e Braga, Edmar Luiz Fagundes de Almeida (UFRJ) Bloco III • Abastecimento e Petroquímica aOtimização de Cadeia de Suprimentos de Petróleo Sob Incerteza e Avaliação de Risco Marcelo Maia Freire de Oliveira (Petrobras); Laura Silvia Bahiense da Silva Leite, Virgilio José Martins Ferreira Filho (Coppe/UFRJ) aAbordagem Multi-Planta para o Planejamento da Produção Integrada das Refinarias do Estado de São Paulo Diego Henrique Gonçalves Bezerra, Marcia Dardari Castanheira Faria, Osvaldo Sergio Menossi, Samuel Facchin, Vanessa Bandeira Dias (Petrobras) Bloco IV • Biocombustíveis aEtanol de Segunda Geração - Uma Realidade na Mobilidade Brasileira Décio Magioli Maia, Antonio Carlos Scardini Villela, Guilherme Bastos Machado, Juliana Belincanta (Petrobras); Miguel Andrade Filho (Unifacs) aO Comportamento do Consumidor Usuário de Veículos Flex Fuel Pedro Ninô de Carvalho, Angela Oliveira da Costa, Patricia Feitosa Bonfim Stelling, Ricardo Nascimento e Silva do Valle, Ivan Cândido (EPE) Bloco V • SMS & Responsabilidade Social aProjeto Unificado de Proteção e Limpeza da Costa Brasileira Diogo Dias Sandy (Statoil), Josimar Moreira Cesar (Total), Mara Lucia de Oliveira (BG Brasil), Marcelo Semeraro de Medeiros (Sonangol Starfish), Maria Eduarda Carneiro Pessoa (Queiroz Galvão) aDiversidade na Petrobras - A Experiência do Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça Wania Jesus de Santanna, Márcia Amaral Estevão dos Santos, Janice Helena de Oliveira Dias (Petrobras) Bloco VI • Regulação, Direito e Economia aImpactos Recentes da Política de Controle Indireto dos Preços de Gasolina, Diesel e GLP na Petrobras Patrícia Vargas dos Santos Corrêa de Oliveira, Edmar Almeida(UFRJ) aInvestimento Brasileiro no Exterior: Desafios Pela Tributação Imediata de Lucros do Exterior e a Falta de Acordos de Investimentos (Bits) Marcelo Gustavo Silva Siqueira (Siqueira Castro Advogados)

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