Energia para superar a crise

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Carta ao Leitor/Letter to the Reader Uma luz no fim do túnel

A light at the end of the tunnel

Mesmo com a crise ainda assombrando o mercado em inúmeras esferas, algumas empresas já conseguem adotar uma postura otimista e mantêm seu ritmo de crescimento – com medidas cautelosas – numa denominação que já se popularizou como “na contramão da crise”. Seguindo este caminho, estão Petrobras, Acergy, K.Lund Offshore, PWR Mission e OGX, que acreditam que em breve bons ventos virão.

O mercado reagiu com surpresa e expectativa ao anúncio dos investimentos previstos pela Petrobras em seu Plano de Negócios 2009-2013. Com números expressivos e metas audaciosas, confirmou a continuidade de muitos projetos, prometendo avançar nos processos de E&P e no desenvolvimento do pré-sal. Os mais de quatro mil fornecedores e as demais empresas que possuem alguma relação comercial com a companhia aguardaram a divulgação desse plano para direcionar suas ações. Nesse contexto, preparamos uma matéria especial sobre este Plano e a reação e posicionamento de algumas empresas frente a este cenário peculiar.

Nesse ambiente de investimentos, identificamos um dos novos contratos da Petrobras, firmado com a norueguesa RXT, que consiste no levantamento sísmico de campos maduros da Bacia de Campos, utilizando a tecnologia Ocean Bottom Cable (OBC), uma das mais modernas no mundo.

Outra novidade é a Jaqueta de Mexilhão, estrutura metálica de alta resistência, cuja função é ligar-se estruturalmente ao fundo do mar e suportar os módulos das plataformas fixas de petróleo. A unidade irá integrar a Plataforma de Mexilhão (PMXL-1) e é resultado de um investimento de US$ 595 milhões.

Quando se fala em plataformas, pensase logo na cadeia de produção que as envolve, mas existe uma pergunta que quase não se ouve: de onde elas recebem energia para desempenhar suas atividades? Aqui, mostramos como é o funcionamento do complexo sistema de geração de energia que compõe as unidades da Bacia de Campos.

Em se tratando de energia, no momento em que o Brasil respira independência da Bolívia quando o assunto é gás, como fica a situação da UTE Norte Fluminense, cuja atividade é contínua? Nesta edição, trouxemos como entrevistado, Philippe Quenet, diretor da planta, que fala do posicionamento da empresa, uma vez que depende do gás para manter sua atividade.

Even with the crisis still haunting the market in many areas, some companies managed to adopt an optimistic stance and maintain their growth rate with protective measures, a policy has become known as “running in the opposite direction to the crisis.” Following this path are Petrobras, Acergy, K. Lund Offshore, Mission and OGX PWR, companies that believe that good winds shall blow on their way soon.

The market reacted with surprise and expectation when Petrobras announced the investments outlined in its Business Plan 2009-2013. Expressive figures and bold goals confirmed the continuity of many projects, promising advancements in E&P processes and developments in the pre-salt fields.

More than four thousand suppliers and other companies that have some business relationship with Petrobras waited for the plan release to guide their actions. In this context, we prepared a special article on this plan and the reaction and positioning of some companies facing this specific scenario.

In this investment environment, we identified one of the new Petrobras contracts, signed with Norwegian CXR, which consists of the seismic survey of mature fields at Campos Basin, using the Ocean Bottom Cable (OBC) technology, one of the most modern in the world.

Another novelty is the Mexilhão Jacket, a high-resistance steel structure, whose function is to attach structurally to the bottom of the sea and support fixed oil platform modules. The unit will integrate Mexilhão platform (PMXL-1) and is the result a USD 595 million investment.

When it comes to platforms, we think about the production chain involving them, but one question is hardly ever heard: where do they get the energy to perform their activities? Here, we show how the complex energy generating system works at Campos Basin units.

When it comes to energy, when Brazil breathes the independence from Bolivia with respect to gas, what happens at the UTE Northern Region - RJ, where the activity never stops? In this edition, we interview Philippe Quenet, plant director, who speaks about the company positioning, since it depends on gas to maintain its activity.

Boa leitura!

A Macaé Offshore é uma publicação bimestral, bilíngüe (Português / Inglês), editada pela Macaé Offshore Editora Ltda.

Rua Teixeira de Gouveia, 1807- Cajueiros - Macaé/RJ CEP 27.916-000 - Tel/fax: (22) 2770-6605 Site: www.macaeoffshore.com.br Macaé Offshore is a bimonthly, bilingual publication (Portuguese / English), edited by Macaé Offshore Editora Ltda.

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Índice / Contents Flickr

Especial / Special A energia para superar a crise 20 The energy to overcome the crisis 32 Petrobras

Notas 6 / Notes 7 Articulando / News & Views Região Norte Fluminense: um futuro auspicioso, mas com desafios 8 Northern Rio de Janeiro (state) development: a brighter future, but full of challenges 9 Entrevista / Interview Philippe Quenet 10 Philippe Quenet 12 Petrobras faz avaliação sísmica em campos maduros na Bacia de Campos 40 Petrobras performs seismic assessment of mature fields in Campos Basin 46

Jaqueta de Mexilhão: a maior construída no Brasil 14 Mexilhão Platform Jacket: the biggest one ever built in Brazil 18 4 MACAÉ MACAÉ OFFSHORE OFFSHORE

Fabulosas fábricas de energia 50 Wonderful power plants 55

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Notas Petrobras

hospedagem, lavanderia e limpeza. Segundo o diretor Comercial e de Marketing da Gran Sapore Brasil, Fábio Medeiros, a empresa identificou neste setor uma demanda crescente por serviços qualificados e ainda este ano planeja fechar novos contratos em mais seis navios e plataformas.

Em janeiro, a empresa abriu seu primeiro escritório em Macaé (RJ) e desde que foi criada há 16 anos, cresce em média, 30% ao ano.

Petrobras e Schlumberger firmam acordo de cooperação tecnológica FPSO Cidade de Niterói: segunda plataforma a entrar em operação em 2009

Marlim Leste recebe mais uma plataforma No final de fevereiro, a plataforma FPSO Cidade de Niterói iniciou suas atividades no campo de Marlim Leste, na Bacia de Campos, a 120 quilômetros da costa, numa profundidade de 1.370 metros. A unidade possui capacidade de produzir 100 mil barris de petróleo leve (28º API) e 3,5 milhões de m³ de gás por dia e será conectada a dez poços produtores: nove de petróleo e um de gás. Juntamente com a plataforma P-53, que começou a produzir em novembro de 2008, compõem o sistema definitivo de produção de Marlim Leste.

Este projeto apresenta importância adicional, em termos de exploração petrolífera, por se tratar da primeira acumulação comercial de petróleo em reservatórios carbonáticos situados acima da camada de sal, em águas profundas da BC. Afretado à empresa Modec, a unidade integra o Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangas), sendo a segunda plataforma da Petrobras a entrar em operação este ano.

Global Industries Brasil e ADP assinam contrato Motivada a otimizar a folha de pagamento, com um total de 120 funcionários, a Global Industries Brasil, líder em soluções offshore para construção, engenharia, instalação em águas rasas e profundas, gerenciamento de projeto, serviços de suporte com ROV e mergulho para a indústria de óleo e gás em todo o mundo, acaba de contratar a ADP Expert. O objetivo da companhia é agilizar os processos internos para manter foco em sua atividade fim. Para isso, a ADP oferece ferramentas, que otimizam e diminuem o fluxo de papéis, promove a integração entre os colaboradores, agiliza a execução das tarefas e proporciona ganhos tecnológicos e economia em escala.

Gran Sapore ancora no mercado offshore A Gran Sapore, maior empresa latino-americana de restaurantes corporativos, fechou o segundo contrato de hotelaria marítima. Em março, iniciou a administração de serviços hoteleiros da Skandi Salvador, embarcação de apoio a operações submarinas, gerenciada pela NorSkan. A empresa, será responsável por oferecer mais de 500 refeições diárias, para cerca de 100 pessoas. Esta é a primeira vez que a NorSkan terceiriza este tipo de serviço. A Gran Sapore também administrará serviços de 6

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A Petrobras e a Schlumberger assinaram acordo de cooperação tecnológica voltado para pesquisa e desenvolvimento dos reservatórios no pré-sal.

Foram negociados quatro projetos de pesquisa: tecnologias eletromagnéticas para melhorias na caracterização de reservatórios profundos; tecnologias de análises de dados sísmicos, também para melhorar a caracterização de reservatórios; tecnologias de ressonância magnética nuclear, destinadas à caracterização de reservatórios complexos; e sensores eletroquímicos de H2S. Além disso, há ainda outros seis projetos sendo negociados.

O acordo tem duração de três anos, podendo ser renovado por igual período.

A Petrobras prevê investir cerca de US$ 10 milhões nos projetos, cuja carteira resultará na implantação, em 2010, do centro de pesquisas da Schlumberger no Rio de Janeiro, na Ilha do Fundão. Esse centro fará parte da rede de excelência tecnológica da empresa, sendo o primeiro a ser implantado no hemisfério sul.

Mercure Macaé oferece boa negociação na área de eventos

O hotel Mercure Macaé, localizado na Praia de Cavaleiros, possui dois amplos salões de eventos, moduláveis para até 170 pessoas. Com toda a infraestrutura, o Hotel também oferece às empresas boa negociação de tarifas para realização de palestras, workshops, jantares e coquetéis na unidade.

Desde que foi inaugurado, em agosto de 2008, o Mercure Macaé já realizou vários eventos com empresas da região, principalmente na área de petróleo e gás. Além dos amplos salões, o hotel oferece estacionamento próprio, internet wi-fi gratuita em todo o prédio e um restaurante com cozinha internacional que também atende aos visitantes no andar térreo. Para realizar eventos no Mercure, basta entrar em contato com Rosângela Saldanha, no setor de eventos, pelo telefone (22) 21232400 ou e-mail h5647-SB@accor.com.br

Notes Marlim Leste gets another platform In late February, the FPSO platform Cidade de Niterói started its activities at the Marlim Leste field, in Campos Basin, 120 kilometers from the coast and in a water depth of 1370 meters. The unit is able to produce 100 thousand barrels of light oil (28º API) and 3,5 million of m³ of gas per day and will be connected to ten production wells: nine of oil and one of gas. Together with platform P-53, which started its production in November 2008, it constitutes Marlim Leste definitive production system.

This project is of additional importance, regarding oil exploration, as it is the first commercial oil accumulation in carbonate reservoir, above the salt layer, in CB deep waters.

Chartered to Modec, the unit is part of the Gas Production Anticipation Plan (Plangas), as the second platform of Petrobras to start working in this year.

Global Industries Brasil and ADP enter into an agreement Aimed at optimizing the payroll, comprising a total of 120 employers, Global Industries Brasil, world leader in offshore solutions for construction, engineering, installation in shallow and deep waters, project management, support services with ROV and diving to the oil and gas field, has just contracted ADP, world leader in this segment. The purpose of company is speed up internal processes to keep focused on its business.

Thereunto, ADP offers the ADP Expert tools, which optimize and reduce paper flow, promote the integration among collaborators, speed up the tasks execution and provide technological earnings and scale savings.

Gran Sapore enters into the offshore market Gran Sapore, the leader Latin-American company of corporate restaurants, closed its second deal of offshore hotel services.

As of March it started to administrate the hotel services of Skandi

Salvador, a support vessel to submarine operations, managed by NorSkan. It will be in charge of offering more than 500 meals per day, for about 100 people. This is the first time NorSkan outsources this kind of service. Gran Sapore will also administrate the lodging, laundry and cleaning services. According to the Commercial and Marketing director of Gran Sapore Brasil, Fábio Medeiros, the company has identified in this sector a growing demand for qualified services and plans to enter into new deals in other six vessels and platforms still in this year.

In January, Gran Sapore opened its first office in Macaé (RJ) and grows 30% in average per year since its creation, 16 years ago.

Petrobras and Schlumberger enter into a technological cooperation agreement Petrobras and Schlumberger – a Franco-American company of technology supply and solutions area for the oil and gas industry – entered into a technological cooperation agreement aimed at researching and developing pre-salt reservoirs. Four research projects were traded: electromagnetic technologies to improve the characterization of deep reservoirs; seismic data analysis technologies, also to improve reservoirs characterization; nuclear magnetic resonance technologies, aimed at the characterization of complex reservoirs; and electrochemical sensors of H2S. Moreover, there are still six projects under negotiations. The agreement is effective for three years, and can be extended for the same period. Petrobras expects to invest about US$ 10 million in projects, whose portfolio will result in implementation, in 2010, of the Schlumberger research center in Rio de Janeiro, at Ilha do Fundão. This center will be part of the company technological excellence network, the first to be implemented in southern hemisphere.

Divulgação

Mercure Macaé offers a good deal in event area

The hotel is furnished with halls with the infrastructure necessary for holding business events

Mercure Macaé hotel, at Praia de Cavaleiros, features two large event rooms, with capacity for up to 170 people. With the whole infrastructure, the Hotel also offers the companies good prices for lectures, workshops, dinners and cocktail in the unit.

Since its opening, in August 2008, Mercure Macaé has already held many events with local companies, mainly in oil and gas field. Some companies have already held meetings in the unit more than once. In addition to the large rooms, the hotel offers parking place, free Wi-Fi internet throughout the building and a restaurant with international cuisine available to the visitors in the ground floor. To hold events in Mercure, contact Rosângela Saldanha, in the events department, by (22) 2123-2400 or send an e-mail to h5647-SB@accor.com.br MACAÉ OFFSHORE

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Articulando

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Região Norte Fluminense: um futuro auspicioso, mas com desafios

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Rio de Janeiro vem recebendo um volume elevado de investimentos nos últimos anos e a probabilidade de que essa tendência se mantenha, apesar da atual crise internacional, é muito grande. O documento Decisão Rio 2008-2010, publicado pelo Sistema Firjan no final de 2007 , trouxe um mapeamento completo das intenções de investimento no estado, revelando que muitos deles que poderiam transformar a realidade econômica e social do Rio de Janeiro nos próximos anos, já estavam sendo iniciados. Em particular, a região Norte Fluminense destacava-se nesse contexto, já que nela se encontrava a base de apoio de produção de mais de 80% do petróleo nacional, além de receber projetos importantes de biocombustível bem como a previsão da construção do Complexo Portuário do Açu e da fixação de grandes empresas em sua retroárea.

Passado mais de um ano, percebe-se que essa tendência vem se tornando realidade. De fato, a intensificação da exploração dos poços existentes na Bacia de Campos, seja pela Petrobras, seja pelas demais empresas que adquiriram campos nos leilões da ANP – como a OGX, Starfish, dentre outras – em conjunto com o início das obras do Porto do Açu, em São João da Barra, já provocam grandes alterações na região.

Cabe, então, uma discussão sobre se o Norte Fluminense está apto a maximizar os ganhos de todos esses investimentos e, em caso negativo, conhecer os desafios que precisam ser superados. Para isso, é necessária uma avaliação tanto do capital físico (infraestrutura disponível) quanto do humano (nível educacional e capacitação da população local).

A análise da infraestrutura logística que conecta a região ao resto do Rio de Janeiro e aos demais estados demonstra que, embora tenham sido obtidos avanços, ainda há muito a ser feito. De fato, a concessão à iniciativa privada da BR 101 norte, bem como os investimentos previstos para o período de 25 anos de concessão, atenderam às demandas da região, já que preveem a conservação da estrada e a duplicação de vários trechos. Entretanto, outras vias importantes para a região estão claramente desalinhadas com essa realidade, uma vez que necessitam de obras de conservação e expansão. Esse é o caso da BR 356, para a qual recursos, ainda que pequenos, estavam previstos no orçamento federal de 2008.

Porém, dos R$25,6 milhões orçados no Programa Vetor Logístico Leste nada foi efetivamente gasto (liquidado) no ano.

Considerando a questão ferroviária, percebe-se a necessidade da retomada de uma discussão do passado quanto à

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possibilidade de operação de trens de passageiros, visto que a demanda por transporte urbano de massa deverá crescer na região, permitindo que a população consiga circular sem dificuldade entre sua cidade e as que receberão grandes investimentos.

Da parte de infraestrutura urbana, é necessário iniciar um processo de reversão da ocupação desordenada ocorrida em Macaé e em Campos dos Goytacazes desde a década de 90, que levou ao aumento da favelização e dos índices de violência nessas duas cidades.

Para tanto, a utilização maciça dos royalties em projetos de urbanização e saneamento é condição necessária, porém não suficiente, para melhorar a qualidade do desenvolvimento da região. Por outro lado, a preparação antecipada de São João da Barra – que possui cerca de 28 mil habitantes e uma economia ainda em desenvolvimento – para o aumento de população estimado para os próximos anos é essencial. É necessário que desde já sejam estudadas e construídas novas ruas e moradias com saneamento básico adequado para que a cidade possa receber tanto os trabalhadores temporários que serão alocados nas obras quanto os permanentes, que deverão trabalhar no próprio porto ou nos empreendimentos que se fixarão em sua retroárea.

Por fim, também é preciso investir no capital humano. O desafio de prover educação básica à população jovem e qualificação maciça aos trabalhadores é enorme, mas tem que ser enfrentado desde já, pois é a melhor maneira – se não a única – de fazer com que parte significativa dos recursos privados e públicos a serem investidos se fixem na região.

O efeito colateral positivo da adoção de políticas com esse objetivo será o de diminuir conjuntamente a pressão por migração de mão-de-obra e as desigualdades sociais, contribuindo, portanto, para a criação de um futuro virtuoso para todo o Norte Fluminense.

Cristiano Prado

é formado em economia pela UFRJ e possui mestrado em economia pela PUC-RJ. Como gerente da área de Infraestrutura e Novos Investimentos do Sistema Firjan, desenvolve estudos e projetos nas áreas de logística, energia, acompanhamento dos novos investimentos e de seus impactos na economia fluminense, dentre outros. É ainda representante brasileiro junto à rede dos Private Sector Liaison Officers (PSLO), do Banco Mundial, que congrega 100 representantes em 80 países do mundo.

News & Views

Northern Rio de Janeiro (state) development: a brighter future, but full of challenges

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io de Janeiro has received large-scale investments in recent years and this trend is very likely to continue in the coming years, despite the global crisis. The document entitled “Decision Rio 2008-2010”, published by FIRJAN at the end of 2007 , has a complete mapping of the investment intentions in the state, revealing that large investments that could transform the economic and social reality of Rio de Janeiro in the coming years have already been initiated. Particularly, the Northern Rio de Janeiro region stood out, since it is support base for more than the 80% of the national oil production, and for important biofuel projects. The Açu Port Complex is planned to be build there with large firms being set up at the port backup area.

After more than a year, we realize that this trend is already becoming reality. Indeed, as oil exploitation intensifies at Campos Basin - either conducted by Petrobras or by the companies that acquired fields at ANP auctions, such as OGX, Starfish, among others – and Port of Açu construction work starts in São João da Barra, major changes can be seen in the in the region. The question is whether Northern Rio de Janeiro State is able to maximize the gains from these investments and, if not, is aware of the challenges to be faced. This requires an evaluation of both physical assets – the infrastructure available – and human assets - education and training of local people.

The analysis of the logistic infrastructure that connects the region to the rest of Rio de Janeiro and other States shows that while progress has been achieved, there is still much to be done. Indeed, the BR-101 north highway franchise to private entrepreneurs, with investments planned for 25 years, met the demands of the region, since they will be allocated for the highway conservation and the duplication of several stretches. On the other hand, many other important local highways clearly require conservation and expansion. The resources allocated for BR-356 highway, however small, were provided for in the 2008 federal budget, but the USD 25.6 million budgeted in the Logistics Vector East Program were not actually spent.

To solve the problems related to railways, we understand that discussions on the possibility of operating passenger trains should be resumed,

as the demand for urban mass transportation will increase in coming years, allowing the town population to commute between their city and the centers that will receive large investments.

With respect to the urban infrastructure, it is imperative to reverse the disorderly occupation occurred in Campos dos Goytacazes and Macaé since the 90s, which led to the expansion of slums and increased violence rates. To accomplish that, it is vital, yet not sufficient, to use the petroleum royalties extensively in urbanization and sanitation projects to improve the quality of the region’s development. Moreover, the early preparation of São João da Barra – with 28 thousand inhabitants and a developing economy - for the increase in population that will inevitably occur in the coming years is essential. Particularly, studies should be conducted to design new streets and a housing project that offer proper sanitation, so that the city can receive both temporary and permanent workers who will be employed at the port or its backup area.

Finally, it is essential to invest in physical assets as well as in human assets. The challenge of providing basic education to young people and qualification to workers is enormous, but it must be addressed now, to ensure that a significant share of the private and public resources to be invested is allocated to the region. The positive side effect of adopting these policies is to reduce, simultaneously, the pressure for workforce migration and social inequalities, contributing to building a virtuous future for all Northern Rio de Janeiro.

Cristiano Prado

has a degree in Economics from UFRJ and a master’s degree in Economics from PUC-RJ. As a manager of infrastructure and new investment with FIRJAN, he develops studies and projects in logistics, energy, new investments and their impact on the economy of Rio de Janeiro, among others. He is also the Brazilian representative for the Private Sector Liaison Officers (PSLO), a World Bank organization with 100 representatives in 80 countries worldwide.

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Entrevista

Philippe Quenet Os níveis elevados dos reservatórios de água favoreceram o uso de energia gerada pelas usinas hidrelétricas, o que motivou a Petrobras a reduzir temporariamente a compra de gás natural da Bolívia, levando ao desligamento das termelétricas movidas a gás. Diferente ocorreu com a UTE Norte Fluminense, que mantém uma atividade contínua. Como diretor da Planta da UTE, Philippe apresenta a posição da empresa que comemora cinco anos de atividade em Macaé, juntamente aos avanços da estatal com a ampliação da oferta de gás Macaé Offshore: Como avalia o desempenho da UTE Norte Fluminense durante esse período?

Philippe Quenet – Somos a termelétrica que mais opera no Brasil, uma planta que obtém os melhores resultados. A usina utiliza um sistema que é o mais moderno em termos de geração termelétrica a gás em todo o mundo, com melhor nível de eficiência e redução substancial na emissão de gases em altas temperaturas para a atmosfera.

Possuímos uma tripla certificação: ISO 9001, 14000 e 18001.

E este ano trabalhamos em busca da certificação do social, a fim de mostrar que somos uma empresa sustentável.

Foram mais de quatro anos sem um acidente, com ou sem afastamento.

MO: Nesse período, a empresa chegou a passar por fases críticas com relação às falhas no recebimento de gás. Como encarou esse processo?

PQ – Posso dizer que

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nos dois primeiros anos de produção de energia, um dos maiores problemas, fora os técnicos, era com relação à confiabilidade no fornecimento do gás, pois toda semana tínhamos muitas falhas, total ou parcial, por parte da Petrobras. Isso nos impedia de produzir a carga total e nos trazia transtornos, pois temos contratos a cumprir com nossos clientes e estes não querem saber dos nossos problemas, mas sim receber a quantidade acordada. Para que isso não ocorra, temos que comprar gás, o que nos leva a uma perda financeira. Isso também é um problema grande para a Petrobras, que é detentora de 10% da UTE. Quando há falha no fornecimento, contratualmente eles têm que nos compensar.

MO: Diferente do que ocorre com a maioria das térmicas no país – acionadas quando há queda sensível no nível dos reservatórios das hidrelétricas – a UTE NF tem geração contínua. Como ficou a situação desta unidade com a redução da compra de gás da Bolívia?

PQ – A situação do gás nesse país mudou completamente durante os dois últimos anos, por muitas razões. O consumo de gás está subindo e a produção também. Isso quer dizer que a Petrobras investiu bastante em produção e na rede de gás, levando-nos à confiabilidade na disponibilidade de gás, que é quase perfeita. De 2007 para cá, não tivemos falhas de fornecimento. Portanto, a Bolívia hoje já não é mais um problema.

MO: Qual é o consumo diário de gás natural e a capacidade de geração de energia da UTE? PQ – Consumimos 3,3 milhões de m³ de gás natural por dia e geramos aproximadamente 800 MW/h de energia.

MO: E quais são os potenciais clientes da empresa?

PQ – Temos um contrato de confiabilidade com o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) e de fornecimento de energia (725MW/h) para a Light, ou seja, quase 95% de nossa produção são para ela.

Energia essa que garante a estabilidade no abastecimento ao estado do Rio de Janeiro.

MO: A Petrobras detém 10% do capital da UTE NF. Os 90% pertencem à Electricité de France SA (EDF) – maior operadora de reatores nucleares do mundo. Por se tratar de uma empresa francesa, como vem reagindo à crise econômica mundial?

PQ – Praticamente todos os países do mundo enfrentam a crise. A UTE Norte Fluminense tem muita sorte. Temos um contrato com a Light, que precisa comprar uma quantidade importante de nossa produção. É uma cliente fiel e temos que produzir para atendê-la, pois, independentemente da crise, ela não deixa de distribuir energia. Apesar de o consumo no país ter baixado quase 12% em janeiro, não fomos impactados quanto a isso. Com a Petrobras, temos um contrato de 20 anos e, portanto, as variações de preço também constam neste documento. A única coisa que nos causa impacto é a variação cambial entre o Real e o Dólar. Isso porque hoje 80% do preço do gás é feito em Dólar, o que nos leva a seguir sua variação.

MO: A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) determina que as empresas que fazem parte do Sistema Interligado Nacional (SIN) apliquem o equivalente a 1% da sua receita operacional líquida anual em atividades de suporte ao desenvolvimento tecnológico. Deste total de recursos, 40% devem ser aplicados em Programas de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico, conduzidos em parceria com Centros de Pesquisa e Universidades.

Como vem se portando a empresa diante disso? A comunidade científica vem se manifestando?

PQ – A cada ano colocamos esse dinheiro à disposição de estudos. Temos a participação de PUC/RJ, UFRJ, IME, ITA, UERJ, entre outras. Com cada uma delas temos projetos, alguns importantes como o Simulador de Plantas, desenvolvido pela PUC, que iremos adotar. Trata-se de um centro de treinamento para que o operador de plan-

“

De 2007 para cá, não tivemos falhas de fornecimento. Portanto, a Bolívia hoje já não é mais um problema.

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ta possa treinar com software que simula exatamente todas as atividades. Há outros projetos focados na área técnica e no meio ambiente (sustentabilidade), como o de reaproveitamento da água na torre de resfriamento para geração de energia alternativa e alguns projetos de eficiência dos equipamentos. São cerca de 20 projetos, dentre dos quais, cinco estão em andamento há três anos, e seis sendo iniciados, com destaque para o projeto da PUC de Eficiência das Turbinas que está sendo implantado.

MO: E com relação ao comprometimento na área de responsabilidade social e ambiental, a empresa atua com pesquisas, programas e projetos na região?

PQ – Temos alguns projetos que financiamos independentemente de determinações legais. Sentimos-nos com a obrigação de financiar ações e estudos que independem de trazer qualquer impacto direto para a UTE, como o projeto de desassoreamento do Rio Macaé, que ainda está em aprovação na Aneel, para a manutenção e conservação do rio. Este ano vamos direcionar R$ 2 milhões para um sistema que nos permite reusar grande parte das águas que descartamos nesse rio. Ele está tecnicamente fechado e a previsão é de que se inicie em oito meses. Temos ainda um projeto de reaproveitamento da água da chuva em parceria com uma universidade, que buscará soluções para esse reaproveitamento, evitando, assim, a utilização da água do Rio Macaé.

MO: E quanto ao apoio a projetos sociais e culturais na região?

PQ – Temos o hábito de patrocinar projetos culturais e atendemos comunidades carentes de Macaé, Rio das Ostras e Casimiro de Abreu. Este ano, por exemplo, patrocinamos dois livros. Fizemos a iluminação de aproximadamente 50% das igrejas do Rio de Janeiro e uma de Macaé, a de Sant’Anna, além de outros monumentos e prédios históricos na região. Temos ainda o Parque Municipal Fazenda do Atalaia, em que a UTE fez 95% do projeto. E este ano vamos organizar, junto à Prefeitura de Macaé, o evento comemorativo do Ano da França no Brasil.

MO: E como a empresa lida na contratação da mão-de-obra, apoio ao primeiro emprego e qualidade de vida da força de trabalho?

PQ – Boa parte da mão-de-obra da empresa é regional. São mais de cinco empresas terceirizadas, portanto, temos muitos funcionários terceirizados (entre 20 e 400 por dia) e estamos bastante orgulhosos disso, pois todos possuem seu plano de saúde, que é uma de nossas exigências. São cerca de 100 pessoas trabalhando aqui diariamente.

Desse número, sete são estagiários de uma parceria que temos com o CIEE, uma iniciativa que nos dá a possibilidade de aproveitamento no quadro. Oito de nossos atuais funcionários começaram como estagiários.

MO: Quais as projeções da empresa EDF para o futuro?

PQ – Falando claramente de investimentos programados, hoje não temos. A UTE é a única empresa da EDF no Brasil. O que posso dizer é que temos, quase pronto, um projeto de 500 MW em Paracambi, no Rio de Janeiro, mas ainda não tomamos a decisão se vamos participar ou não de leilões. A EDF está ainda pensando e analisando a situação. Assinamos em dezembro passado, por meio da UTE, um contrato de parceria na engenharia com a Eletrobrás, que tem a previsão de fazer três a quatro plantas nucleares dentro de 12 anos. Para o ato, contamos com a presença do presidente da França, Nicolas Sarkozy, que veio ao Brasil, aproveitando a ocasião para assinar vários contratos.

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Interview

Philippe Quenet High levels of water reservoirs encouraged the use of power generated by power plants, which led Petrobras to cut down temporarily purchases of natural gas from Bolivia, causing the shutdown of gas-powered thermal plants. This situation differs from the one in UTE Norte Fluminense, which remains in full operation. Philippe Quenet, director of UTE Plant, is the spokesperson conveying the position of the company, which is celebrating its fifth operation anniversary in Macaé, as well as the state-run company’s advances as to the increase in gas supply Macaé Offshore: UTE Norte Fluminense completed five years operating in March. During this period, how do you see the company’s performance?

Philippe Quenet – UTE is the most operational thermoelectric power plant in Brazil. Our plant achieves the best results. It uses the most modern gas-operated thermoelectric power generation system in the world, with a better efficiency level and substantial reduction of high-temperature gas emissions to the atmosphere.

We hold a triple certification: ISO 9001, 14000 and 18001, and this year we are working towards the social certification, in order to prove that we are a sustainable company. It was a total of four years without occupational accidents, with or without a leave.

MO: In this period, the company has been through rough times regarding failure to deliver gas. How did you handle this process, trying to prevent potential clients from being affected?

PQ – I can tell that one of the biggest problems in the first two production years, let alone technical issues, was regarding the reliability of gas supply, since we had several total or partial failures every week, due to Petrobras. This kept us from producing at full load, which was troublesome as we have contracts to fulfill with our clients and they don’t care about our problems but receive the hired amount. In order to prevent this from happening, we have to buy gas, which leads us to financial losses. This is also a huge problem to Petrobras, which holds 10% of the UTE. Whenever there is supply failure, they have to compensate us contractually.

MO: Unlike most of the country’s thermoelectric power plants – which are put under operation whenever there is a substantial drop in the hydroelectric reservatories –, UTE NF has a non-stop production. How did the situation of this 12

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unit become with the reduction of the natural gas purchase quota from Bolivia?

PQ – This country’s natural gas scenario changed dramatically in the last couple of years, for many reasons. Both gas production and consumption have been growing. This means that Petrobras has invested a lot in gas production and network, leading to reliability in the supply, which is nearly perfect. Since 2007, we haven’t had supply failures. Therefore, Bolivia is no longer a problem today.

MO: What is the daily natural gas consumption and its power-generating capacity?

PQ – We consume 3.3 million m³ of natural gas a day and we generate about 800 MW/h.

MO: Who are UTE NF’s potential clients?

PQ – We have a reliability agreement with the Electric System National Operator (ONS) and an power supply agreement (725MW/h) with Light, so almost 95% of our production goes to Light. This power ensures stability in the supply in the State of Rio de Janeiro.

MO: Petrobras holds 10% UTE NF shares. The remaining 90% belong to the Electricité de France SA (EDF) – the world’s biggest nuclear reactors plant. Being a French company, how has it been reacting to the global economic crisis?

PQ – Practically all countries in the world are being affected by this crisis. UTE Norte Fluminense is very lucky. We have an agreement with Light which needs to purchase a substantial part of our production. That’s a faithful client, and we need to produce to assist it, as it distributes power regardless of any crisis. Despite a consumption reduction of nearly 12% in January, we have not felt the impact. We have a 20-year agreement with Petrobras,

so price escalation is also established in the agreement. The only thing to impact us is the exchange rate variation between Real and Dollar. That’s because 80% of the oil price composition is in Dollar, which makes us follow this variation.

MO: The Brazilian Electricity Regulatory Agency (Aneel) determines that companies which are part of the National Interconnected System (SIN) apply the equivalent to 1% of its annual net operational income in supporting activities to technological development. 40% of this total must be applied in Technological R&D Programs, in partnership with Research Centers and Universities. Where does the company stand in relation to that? Has the scientific community been participating?

PQ – Every year we provide money for these studies. We count on the participation of PUC/RJ, UFRJ, IME, ITA, UERJ, among others. We have projects with each one of them, some important ones such at the Plant Simulator, developed by PUC, which we are adopting. That’s a training center for the plant operator to practice with a software that faithfully simulates all activities. There are other projects focused on technical area and the Environment (sustainability), such as the reuse of cooling tower water to generate alternative power, as well as some other equipment efficiency projects. There are about 20 projects, five of which have been under development for three years and another six are in the beginning, featuring a PUC project on Turbine Efficiency which is being implemented.

MO: What about the commitment with the social and environmental responsibility areas, are there any company research, programs and projects in the region?

PQ – We finance some projects regardless of legal obligations. We feel obliged to finance actions and studies which do not necessarily bring any direct impact to UTE, such as the Macaé River dredging project, which is under approval process in the Brazilian Electricity Regulatory Agency, for the maintenance and conservation of the river. This year we will allocate R$ 2 million

“

Since 2007, we haven’t had supply failures.

Therefore, Bolivia is no longer a problem today

”

in a system that will allow us to reuse a great portion of the water we dispose in this river. Technically the system is ready and we estimate its beginning in eight months. We also have a rainwater reuse project in partnership with a university, which will search for solutions for this reuse, so that we avoid the use of water from Macaé River.

MO: How about the support to social and cultural projects in the region?

PQ – We usually sponsor cultural projects and we provide assistance to needy communities in Macaé, Rio das Ostras and Casimiro de Abreu. This year, for example, we sponsored the publication of two books.

We set out the lighting of approximately 50% of the churches in Rio de Janeiro and one in Macaé, the Sant’Anna Church, as well as other historical monuments and buildings in the region. There is also the Fazenda do Atalaia Municipal Park, whose 95% of the project was made by UTE. And this year we are organizing, along with Macaé Government, the Year of France in Brazil celebration.

outsourced companies, so there are lots of outsourced employees (between 20 and 400 a day), and we are very proud of that, as all of them have health plan, which is one of our requirements. There are about 100 people working here daily. Seven of them are trainees from a partnership established with the CIEE, an initiative which enables us to use this staff. Eight of our current employees started as trainees.

MO: What are EDF’s projects for the future?

PQ – As far as programmed investment goes, there aren’t any today. UTE is the only EDF company in Brazil. What I can say is that there is a 500 MW project in Paracambi, Rio de Janeiro, which is almost ready, but we are still to decide whether to take part of bidding processes or not. EDF is still thinking over and analyzing the situation. We executed an engineering partnership agreement with Eletrobras last December through UTE, which aims at building three or four nuclear plants within 12 years. In the occasion, we had the presence of the president of France, Nicolas Sarkozy, who was in Brazil, taking advantage of the occasion to sign several agreements.

MO: And how does the company handle labor hiring, first-job support and quality of life of the workforce?

PQ – A great deal of the company’s labor is local.

There are \ over five

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Jaqueta de Mexilhão:

a maior construída no Brasil 14

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Petrobras

uem passou pela Ponte Rio – Niterói olhando em direção ao estaleiro Mauá Jurong e não se deparou com uma estrutura de ferro treliça, gigantesca e um tanto quanto curiosa? Quem viu logo se pergunta: do que se trata essa “geringonça”? Esse equipamento misterioso nada mais é do que uma “Jaqueta”, com 182 metros de altura e 72 metros de largura em sua base, pesando 11 mil toneladas. Sua função é ligar-se estruturalmente ao fundo do mar e suportar os módulos das plataformas fixas de petróleo.

Essa jaqueta fará parte da Plataforma de Mexilhão (PMXL-1), que será a maior plataforma fixa de gás do país e instalada a cerca de 140 quilômetros da costa de Caraguatatuba, em São Paulo - destino do gás produzido. “A PMXL-1 faz parte do Projeto Mexilhão que é 100% Petrobras e a construção está a cargo do Estaleiro Mauá, em Niterói/RJ”, disse Sérgio Cardoso, coordenador do projeto.

Não há uma justificativa específica para o nome dado a este equipamento. Desde o início da exploração do petróleo, as plataformas metálicas fixas no fundo do mar, cuja finalidade é a exploração de hidrocarbonetos, tem essa designação. É uma estrutura metálica feita de elementos de aço naval soldados e de alta resistência, projetada para suportar dois módulos de produção de petróleo que totalizam 15 mil toneladas.

De acordo com ele, a unidade está em construção há aproximadamente 30 meses, um investimento na ordem de US$ 595 milhões. Somando-se aos módulos da plataforma, sua altura total será de 227 metros (o equivalente a dois campos de futebol do Maracanã).

Pode parecer estranho dizer que uma plataforma usa “Jaqueta”, mas o nome não chama mais a atenção do que a sua dimensão, já que é a maior estrutura metálica offshore erguida no país, que se encontra em construção no estaleiro da Mauá Jurong

No Brasil, em operação de produção petrolífera, são 14 jaquetas na Bacia de Campos e uma na de Santos. Atualmente, a de Mexilhão é a única em construção no país e para alocação da mão-de-obra na montagem da unidade pode chegar a três mil pessoas.

O coordenador informou que a jaqueta deverá ser transportada para o campo de Mexilhão em novembro deste ano, através de duas balsas de grande porte - uma para a jaqueta e uma para os módulos de duas adicionais para transporte de materiais de instalação. Ela será lançada com apoio da balsa SAIPEM S7000.

Esse processo de logística – desde o transporte até a locação - não durará mais de dois dias e, segundo ele, exigirá uma atenção especial, uma vez que as cargas envolvidas neste projeto são muito altas, demandando guindastes resistentes, estruturas de apoio reforçadas, diversos barcos de apoio, além do recurso balsa guindaste de grande porte.

“Toda a operação será acompanhada pelas autoridades competentes e interditando as áreas de operação. Cuidados MACAÉ OFFSHORE

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Petrobras

com a Segurança, Meio Ambiente, Saúde e Qualidade serão prioridades o todo tempo para preservar os valores da Petrobras”, explica.

O contrato para sua construção foi assinado em julho de 2006 e deverá estar totalmente em operação no primeiro semestre de 2010. “No total, serão necessários 36 meses para a construção”, acrescenta Cardoso.

Resistência e vida útil A jaqueta é pintada com tintas anticorrosivas antes de ser instalada no local de produção. Ainda no estaleiro são instaladas barras metálicas, conhecidas como “anodos de sacrifício” que, como o nome sugere, sofrerão corrosão no lugar da jaqueta, dando proteção adicional.

Depois de alocada e ao final do período de produção econômica do campo de operação da plataforma, a jaqueta é totalmente desmobilizada e desmontada para que o “status” anterior do meio ambiente seja restabelecido.

Plataforma de Mexilhão A PMXL-1 é considerada um projeto estruturante, pois receberá também a produção de gás de Uruguá e Tambaú (localizados no litoral do Rio de Janeiro) e ainda do projeto piloto de Tupi, localizado no Pólo Pré-sal da Bacia de Santos. A maior importância deste projeto está na estratégia, pois trará segurança ao Brasil em termos de abastecimento de gás.

Ela terá a capacidade de produção de 15 milhões de m³/d de gás natural e 20 mil barris/dia de condensado, sendo sua produção direcionada aos mercados consumidores do Sul e do Sudeste do Brasil, regiões onde se concentra o maior parque industrial do país.

A produção de gás natural dos campos de Tupi, Uruguá e Tambau será escoada até a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba (SP), utilizando a infraestrutura instalada do projeto Mexilhão.

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Petrobras

The jacket platform construction is underway at Mauá Jurong shipyard

Mexilhão Platform Jacket: the biggest one ever built in Brazil

It may sound weirdly to say a platform wears a “jacket”, but the name is less weird than its size, since it is the biggest offshore metallic structure ever built in the country

T

he person who has driven along Rio-Niterói Bridge, looking at Mauá Jurong shipyard, has inevitably bumped into a huge, somewhat interesting, truss iron structure. Whoever has seen it, cannot help but wonder: What is that? This mysterious equipment is nothing but a 182m high x 72m long “jacket” on its base, weighing 11 thousand tons. Its function consists of structurally connecting itself to the sea bottom and supporting the modules of oil fixed platforms.

This jacket will belong to Mexilhão Platform (PMXL-1) that will be the greatest gas fixed platform in the whole country, set up about 140 km from Guaraguatatuba Coast, in the State of São Paulo – where the produced gas shall be sent to. “PMXL-1 takes part of Mexilhão Project, which was entirely designed by Petrobras. Its construction, therefore, is

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in charge of and Mauá Shipyard, located in Niterói/RJ”, states Sérgio Cardoso, the Project Coordinator.

totally demobilized and disassembled so that the environment recovers its original status.

There is no specific reason for the name given to such equipment. Since the beginning of oil exploitation, the fixed metallic platforms placed on the sea bottom, whose main function is the hydrocarbons exploitation, has such designation. It is a metallic structure composed of welded and high-resistance naval steel components, designed to support two modules for oil production, which weigh 15 thousand tons.

Mexilhão Platform

According to Cardoso, the unit has been under construction for roughly 30 months, comprising an investment in the amount of US$ 595 million. The unit and the platform modules together totalize 227m high, which is equivalent to 2 Maracanã soccer fields.

It will have a production capacity equal to 15 million m³/ day of natural gas and 20 thousand barrels/day of condensed gas. Its production will be earmarked to the consumer markets in South and Southeast regions of Brazil, where the biggest industrial facility in the whole country is located.

The gas natural production in Tupi, Uruguá and Tambaú will be drained to Monteiro Lobato Gas Treatment Unit, located in Caraguatatuba (SP), by means of the infrastructure installed in Mexilhão Project.

Petrobras

In Brazil, there are 14 jackets being operated for oil production in Campos Basin, and 1 in Santos Basin. Nowadays, Mexilhão is the only jacket under construction in the country. The manpower needed to construct this unit may reach up to three thousand people, depending on its construction and assembly steps.

PMXL-1 is considered a strategic project, since it will also receive the gas production from Uruguá and Tambaú, both located in Rio de Janeiro coastline, as well as from Tupi pilot project, located in the Pre-Salt Pole of Santos Basin. Such project is also important due to its strategy, once the jacket will provide an outstanding self-assurance to Brazil concerning the gas supply.

The coordinator stated that the jacket shall be transported to Mexilhão field in November, by means of two large size barges: one barge shall be destined to the jacket, while the other one shall be used to transport the installation equipment of two additional jackets. The jacket will be launched through the support of SAIPEM S7000 Barge.

This logistical process – since the transport to the site – shall not last longer than two days. According to him, a special consideration shall be provided due to the high tonnage of the cargoes involved in this project, demanding resistant cranes, as well as reinforced support structures and several support boats, besides the large crane-barge.

Competent authorities will follow up all the operation and they will interdict all operation areas. “Safety, Environment, Health and Quality are the major priorities to preserve Petrobras values”, he says.

The construction contract was executed on July 2006, and it shall be effective in the first half of 2010. “It will take 36 months to be constructed”, states Cardoso.

Resistance and Life Cycle The jacket is painted by means of anti-corrosive inks, previously to its installation in the production site. Metallic bars are also added to the jacket in the shipyard, which are known as “sacrifice anodes”. As suggested by its name, the sacrifice anodes will be corroded instead of the jacket, providing an additional protection.

After being allocated, and in the end of the economic production period of the platform operation field, the jacket shall be MACAÉ OFFSHORE

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Especial

A energia para superar a crise Petrobras apresenta Plano de Negócios 2009-2013, surpreende o mercado com confirmação de investimentos e aponta as diretrizes para os próximos anos

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m fevereiro, a Petrobras reuniu empresários, fornecedores, executivos e a imprensa para divulgar, oficialmente, seu Plano de Negócios (PN) para os próximos cinco anos. Além dos expressivos números e conquistas da Companhia, que não são novidades para o público, o que chamou a atenção foram as metas previstas bastante audaciosas. Para o período, a estatal irá investir US$ 174,4 bilhões, o equivalente a US$ 34,9 bilhões por ano.

Este valor é 55% superior ao montante previsto no plano anterior (2008-2012). Ousadia? Sim, mas toda a história da Petrobras é baseada em desafios e riscos. Se hoje ela possui a magnitude que conhecemos, foi com muito suor e apostas no desconhecido, vide a recente descoberta: o Pré-Sal.

outras crises já vivenciadas, acredita-se que será possível sobrevi-

Analistas de todo o mundo estão assustados, rodeados de complexos cálculos, estimativas e especulações sobre a conjuntura econômica mundial para os próximos meses. A exemplo de

expressões como “prevê”, “acredita” e “antecipa” - se tornou tão

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ver a este ambiente hostil e recheado de dúvidas. É com este pensamento que a Petrobras definiu seu Plano de Negócios 2009-2013. Apesar do mesmo não ter incorporado possíveis reduções de custos, a companhia considerou o cenário mais pessimista para projetar suas necessidades para os próximos anos. As principais premissas consideradas incluem as oscilações do preço do barril do petróleo, taxa de câmbio, percentual de execução do investimento planejado e custo de capital.

Mais do que nunca, o texto de aviso com que a companhia insiste em iniciar suas apresentações - no qual fala do uso de útil e teve seu significado empregado de maneira tão oportuna quanto neste momento.

Para 2009 e 2010, os valores do Brent projetados foram de US$ 37 e US$ 40, respectivamente, números inferiores aos estimados pelo mercado, de uma maneira geral. Assim, o Plano 2009-2013 pode ser considerado “autofinanciável”. Nada mal para uma empresa que possui uma das maiores taxas de crescimento da indústria. No período de 2002 a 2007, a Petrobras teve crescimento médio de 4,9%.

Uma das saídas apontadas no Plano para enfrentar esses meses de crise é gerar incremento de geração de caixa viabilizando o aumento dos investimentos com crescimento acompanhado de baixa alavancagem (numa média de 25 a 35%) e aumento da capacidade de endividamento. A Petrobras tem assegurado um volume de US$ 12,5 bilhões por meio do BNDES e mais US$ 5 bilhões de outras fontes, além de um pré-financiamento de 2008 no valor de US$ 2,5 bilhões.

A companhia confirmou empréstimos fonte com Banco do Brasil, Santander, HSBC e Citibank.

A Petrobras ressalta que uma grande parte dos projetos incluídos no plano de investimentos ainda não foi aprovada e nem contratada. Segundo Gabrielli, uma parcela de 35% dos projetos ou estão em fase de avaliação ou conceitual e, desta forma, não estão em fase de contratos com fornecedores externos. “Esses dependem de uma política interna nossa de minimizar custos e reduzir especificações”, afirma. Uma outra parcela de 49% pertence a projetos já aprovados pela diretoria ou já contratados ou em contratação com fornecedores.

to do gás natural, pretende-se chegar a uma produção de 7 MMm³/d em 2013 e de 40 MMm³/d, sete anos após.

Para atingir estes patamares, a Petrobras irá colocar seis unidades de produção iniciando até 2014 em Santos e Espírito Santo, sem contar com os testes de longa duração (TLD). Se o TLD em Guará for confirmado, o mesmo terá início junto ao de Iara.

Espera-se que, até 2014, os sistemas de produção de Tupi, Iara e Guará entrem em produção, todos por meio de FPSOs. Gabrielli afirmou que não há desafios tecnológicos para o pré-sal. “O que é preciso que ainda não sabemos é a dinâmica do reservatório, como a natureza funciona e como ela vai responder a uma produção acelerada”. Segundo ele, a única maneira de saber é iniciando a produção, daí a importância dos testes de longa duração. “Vamos levantar o máximo de informações possíveis”, afirmou.

Segundo ele, o desenvolvimento do pré-sal da Bacia de Santos é que vai direcionar o crescimento da produção a longo prazo. Além disso, os volumes recuperáveis provenientes do pré-sal representam um verdadeiro tesouro, já que, de acordo com avaliações da empresa, eles podem dobrar as reservas provadas. “As riquezas, particularmente do pré-sal, apontam para uma possibilidade de crescimento de novos reservatórios que não tem paralelo no mundo”, declarou Gabrielli.

Pela primeira vez, as atraentes descobertas da camada pré-sal estão sendo consideradas no PN da Petrobras, destino de US$ 28,9 bilhões previstos. A Bacia de Santos receberá US$ 18,6 bilhões e a do Espírito Santo US$ 10,3 bilhões.

Os campos de Tupi e Iara poderão produzir volumes aproximadamente de 5 a 8 e 3 a 4 bilhões de barris (bn boe), nesta ordem. Nos reservatórios do pré-sal na Bacia do Espírito Santo, a estimativa de óleo recuperável é de 1,5 a 2 bn boe. Somando os mínimos e os máximos de tais estimativas, fala-se em algo da margem de 9,5 a 14 bilhões de barris de óleo recuperável.

Em 2013, a meta de produção de óleo para o pré-sal é de 219 mil bpd. Acredita-se que em 2015 essa produção atinja 582 mil bpd e em 2020, 1.815 mil bpd. Para o desenvolvimen-

Vale lembrar que a Petrobras já possui participação em 31% do total da área do pré-sal ou “província do pré-sal”. Ainda restam 71 mil km² a serem concedidos.

Pré-sal pode ser um grande trunfo para a Petrobras

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Especial E&P: descobrir para crescer Segmento é prioridade e irá receber 59% do total dos investimentos

tribuirão agora em 2009 para o incremento da atividade da Petrobras. Aqui se espera uma elevação de 43,1% da produção de gás natural, de 51 milhões para 73 milhões m³/ dia.

Recuperação de campos pode dobrar produção Felipe Dana

Pautada no objetivo de combate ao declínio da produção, recuperando campos maduros, inclusive de áreas nas quais a produção ainda não começou, a Petrobras definiu algumas ações integradas para os processos de E&P. Tais ações compreendem: redução da taxa de declínio de produção de petróleo; aumento das reservas pela melhoria dos fatores de recuperação e otimização de custos, aumentando reservas e produção.

“Nós estamos, portanto, considerando que não somente temos a oportunidade geológica e geofísica real - disponibilidade de hidrocarbonetos identificados - como também de ter condições econômicas de viabilizar a extração e produção desse petróleo a custos adequados”, afirmou o presidente da companhia.

A P-51 é uma das plataformas que contribuirão para o aumento da produção

A área de Exploração e Produção receberá US$ 104,6 bilhões do total aprovado. Desse valor, US$ 17 bilhões irão diretamente para a o setor de Exploração.

Somente na Bacia de Campos, este segmento será o destino de US$ 39,4 bilhões.

O segmento é o que irá receber a maior fatia dos investimentos.

Dentre algumas das ações apontadas no PN para o desenvolvimento da área de E&P estão: descobrir e apropriar reservas no Brasil e no exterior, mantendo reserva/produção superior a 15 anos; delimitar e desenvolver o polo pré-sal e crescer a produção com otimização e aproveitamento da infraestrutura instalada.

De acordo com Sérgio Gabrielli, a companhia “tem recursos identificados passíveis de serem transformados em reservas rapidamente, em dois ou três anos”.

Na produção de petróleo nacional, pretende-se um crescimento de 824 mil bpd até 2013, dos quais 566 mil bpd virão de campos já com declaração de comercialidade. Além dos cinco novos sistemas de produção de óleo que entrarão em operação em 2009, contribuirão para o aumento da produção a P-52 e a P-54, que atingirão seu pico de produção este ano, e a P-53 que entrou em operação em dezembro de 2008.

Ainda em 2009, os campos Jabuti e TLD Tupi (óleo leve) e Marlim Sul, com a P-51, Frade e parque das Conchas vão entrar em operação, num acréscimo de produção de 10,5% de barris de petróleo/dia. Os campos de Urucu, Camarupim, Canapu, Lagosta e Manati (expansão) também con22

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Os campos de Albacora e Carmópolis são bons exemplos desta atividade e de sucesso no emprego de conceitos avançados de revitalização da produção. No segundo exemplo, o crescimento esperado para 2009 é de 36% na produção, algo em torno de 31,6 mil bpd. Tais números representam um acréscimo de 18 anos na vida útil do campo, ou seja, suas atividades estão previstas para até 2025.

“Nós temos a vantagem de ter a capacidade de crescer nossa produção com novos reservatórios.

Essa é uma vantagem enorme se comparada a outras empresas do mundo”, ressaltou Gabrielli.

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Especial

Será que agora vai?

Plano prevê US$ 43,4 bi para tentar atingir a sustentabilidade

Agência Petrobras

Três refinarias deverão entrar em operação nos próximos cinco anos

Muito se comenta sobre a “sustentabilidade” (com o devido uso das aspas) da Petrobras sobre sua capacidade de refino e abastecimento. A menina dos olhos sempre foi o setor de E&P, mas por que deixar de lado o outro setor que também é peça importante para a conquista e manutenção da também tão comentada autossuficiência? Dessa vez, parece que a companhia percebeu que o momento de dividir as atenções e dar vez ao refino chegou.

No resultado de um somatório de fatores – aumento da demanda do mercado doméstico e pouco desenvolvimento do segmento proveniente dos modestos investi-

mentos – a Petrobras viu que, para atender ao crescimento da produção, a atual e a projetada para os próximos anos, será necessário ampliar a capacidade de refino para garantir a integração das suas atividades.

Se em 2008 os investimentos destinados ao setor de Refino e Abastecimento foram se US$ 29,6 bilhões, no Plano de Negócios recém-divulgado, a quantia direcionada será de US$ 43,4 bilhões, um acréscimo de US$ 13,8 bilhões. Em comunicado divulgado na página eletrônica da companhia, na seção de “Relação com os Investidores”, ela declara que “estamos reafirmando nossa estratégia de aumentar a capacidade de refino, buscando o equilíbrio com o crescimento da produção de petróleo da Petrobras, atendendo os níveis de qualidade de produtos requeridos pelo mercado”.

“A Petrobras é exportadora líquida de petróleo, mas somos uma empresa voltada para o mercado nacional onde não se vende petróleo, mas sim gasolina, diesel, querosene de aviação e outros. Portanto, para crescer a produção, mantendo a vantagem de ser uma empresa integrada, é também necessário manter sua capacidade de refino”, explicou o presidente sobre o aumento dos investimentos para o setor de RTC. Dos projetos elaborados nesse sentido, destacam-se: a Refinaria Abreu e Lima (PE), que deve entrar em operação em 2011; um ano depois, será a vez do Comperj; em 2013, a refinaria Premium I inicia as atividades; e no ano seguinte, a Premium II. A Refinaria Abreu e Lima terá capacidade de processar até 230 mil barris por dia de petróleo. A produção anual prevista para esta unidade inclui 682 mil m³ de nafta petroquímica, 1.236 mil toneladas de GLP, 9,5 milhões de toneladas de diesel e 2,2 milhões de toneladas de coque de petróleo. Para a Premium I, espera-se uma produção de 600 mil bpd e para a Premium II 300 mil bpd.

Novos e antigos projetos dividem espaço similar nos investimentos de G&E Setor se prepara para iniciar 2º ciclo com metas de flexibilidade de suprimento e opções de oferta. Resultados dos dois próximos anos serão fundamentais para finalização da primeira fase Com apenas nove anos de idade, o setor de Gás e Energia da Petrobras apresenta resultados de gente grande. Também pudera: no período 1970-2007, a produção de gás natural cresceu 7,7% a.a. em média, tendo ocorrido um grande salto na década de 1980, principalmente em decorrência do início de operação das jazidas da Bacia de Campos. Para 2013, a Petrobras tem como meta atender a uma demanda de 135 milhões m³/dia de gás natural.

Os investimentos previstos para o segmento são da ordem de US$ 11,8 bilhões, valor correspondente quase o dobro se compara24

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do ao investido no plano anterior, US$ 6,7 bilhões.

O Plano de Negócios 2009-2013 prevê investimentos para escoamento da produção do pré-sal, construção de novos terminais de GNL e de usinas de geração de energia elétrica.

O Plano também traz ações que representarão a conclusão do primeiro ciclo, datado para 2010, sendo marcado pela implantação de projetos que permitirão a consolidação do gás natural na matriz energética

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Especial brasileira, evidenciado pela entrada em operação do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), pelo crescimento do consumo do mercado não-termelétrico nesse período, pela diversificação das fontes de suprimento por meio de terminais de GNL e pelo aumento do parque de geração de energia elétrica.

Neste primeiro ciclo, foram realizados investimentos para o aumento da oferta de gás nacional - como o Plangas - na ampliação e integração da malha de gasodutos e na implantação dos dois primeiros terminais de regaseificação de GNL do Brasil.

A malha de gasodutos passou de 5.451 km de extensão, em 2003, para 6.933 km, em 2008. Até 2010, atingirá 9.228 km de extensão. O parque de geração de energia elétrica, que encerrou 2008 com 5.899 MW de capacidade instalada, terá 7.135 MW em 2010.

Na relação dos projetos em andamento, o Plano de Negócios prevê a conclusão de dez obras de gasodutos (2.543 km de extensão), a instalação de novas estações de compressão e pontos de entrega e a ampliação da capacidade do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) entre São Paulo e Paraná, por meio de novas estações de compressão.

Já o segundo ciclo, cujo início está previsto para 2011, tem como premissa a “Flexibilidade de Suprimento & Opções de Oferta” e é dividida em duas etapas: uma de infraestrutura de

transporte (dutos e terminais) e outra de investimentos em energia (pela expansão de geração termelétrica). As ações preveem a expansão do fornecimento de gás para geração elétrica, com flexibilidade (gás nacional, boliviano, GNL) e colocação de gás nos mercados interno (doméstico) e externo (exportação).

Nessa fase, encontra-se também o terceiro e último trecho do Gasoduto Sudeste-Nordeste (Gasene), o Cacimbas (ES) Catu (BA), com 946 km de extensão. A obra, cuja finalização está prevista para o primeiro semestre de 2010, já conta com 53% da construção e montagem concluídas. O empreendimento permitirá a interligação das malhas das duas regiões.

Crise? Onde?

PN aponta necessidade de compras e novas contratações Agência Petrobras

de US$ 20 bi por ano”. Mas ele ressalta que as negociações terão que ser feitas em condições adequadas.

Frente à divulgação desses números e do anúncio da geração de oportunidades dentro do segmento, crescem as expectativas das empresas sobre as possibilidades de ações num futuro próximo. Esta chance de mercado surge inclusive pelo financiamento feito pela empresa. De acordo com Alfredo Renault, Superintendente da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) da Bacia de Campos, “para a execução do plano é preciso viabilizar a grande cadeia de fornecedores.

Neste sentido, diversas propostas estão surgindo na direção de as grandes empresas financiarem seus fornecedores”.

Apesar da crise, novos postos de trabalho serão abertos

Os expressivos números do PN 2009-2013 abrem oportunidades para postos de trabalho e para os fornecedores, uma vez que a Petrobras irá precisar de mais equipamentos e maquinário para desempenhar suas atividades. Segundo Gabrielli, “pretendemos comprar de fornecedores brasileiros ou do Brasil US$ 100 bilhões nos próximos cinco anos, cerca 26

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O superintendente diz ainda que “neste momento de menor liquidez, a Petrobras deverá priorizar seus investimentos na produção de óleo, fortalecendo assim seu caixa”. Desta forma, as atividades de E&P representam as melhores oportunidades para os fornecedores.

Das demandas identificadas para este período estão: 48 barcos de apoio, 13 plataformas de produção

e duas jaquetas e TLWP. A Companhia já encomendou 55 sondas de alta performance que deverão ser entregues até 2017, sendo vinte e oito delas feitas no Brasil.

Em relação a oportunidades profissionais, estão previstos para a cadeia de fornecimento mais de 112 mil empregos e para resolver esta questão, a Petrobras permanecerá com o programa de seleção e treinamento da mão-de-obra. As maiores necessidades estão nos setores de construção civil e construção e aquisição, nos quais se pretende empregar 15.020 e 84.576, respectivamente.

Desde 2002, já são 27 mil novos empregos, o que gera oportunidade a quem procura e tranquilidade a quem contrata. “Analisando os impactos deste programa para o mercado de trabalho, estamos falando de um milhão de postos de trabalho por ano sustentados por ele nos próximos cinco anos. Não são novos postos ao ano, mas sim, postos garantidos pelas compras que nós vamos fazer nesse período”, disse.

O que o futuro nos reserva?

Segundo o presidente, os investimentos da Petrobras estão “praticamente garantidos para 2009 e 2010. Fácil não será, mas possível sim!”.

Após a revelação de tantos números, confirmação de investimentos nos projetos - sem retração orçamentária alguma, diferente ao que se esperava num ambiente de crise -, anúncio de compras e contratações e financiamentos para assegurar tamanhas ações, o mercado observa atônito e a partir de agora começa a se movimentar. A pergunta que fica no ar é: como o mercado irá reagir ao plano da companhia?

Estatística de compras da Petrobras para os próximos cinco anos Os seguintes números dão uma ideia do contingente de equipamentos que a Petrobras irá precisar comprar: • 500 árvores de natal molhadas • 80 manifolds • 350 turbinas • 500 cabeças de poço • 1.700 cabeças de poço terrestre • 280 reatores • 30 flares • 50 separadores de óleo e água • 4 mil km de dutos • 550 torres • 500 geradores • 1.800 tanques de armazenamento

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Especial

Empresas estáveis e otimistas apesar da crise Apesar da crise afetar setores que vendem commodities, empresas do setor de óleo e gás ignoram estimativas negativas e anunciam investimentos num momento de desaceleração global

A

ssim como para a Petrobras, que apresentou um audacioso Plano de Negócios que prevê surpreendentes investimentos para os próximos anos, os impactos trazidos pelas turbulências sobre o setor de óleo e gás brasileiro não colocaram “freio” nas metas ambiciosas de algumas empresas da esfera petrolífera.

A trajetória ascendente (em longo prazo) do preço do barril do petróleo, bem como o panorama animador de alguns anos atrás, colocou algumas empresas num patamar promissor e com folga para investimentos num período de crise, como a OGX Petróleo e Gás Participações S.A. – do grupo EBX, de Eike Batista.

“Vamos gastar dinheiro!”, assim se expressou Luiz Rodolfo Landim, CEO da OGX, a maior companhia privada brasileira do setor de petróleo e gás natural em termos de área marítima de exploração. Uma forma coloquial de retratar a posição da empresa diante deste cenário turbulento? Não! Uma expressão direta para demonstrar a estabilidade de uma empresa que trabalhou estrategicamente e que hoje tem a vantagem em investir com folga no orçamento, sem sentir os efeitos da crise, rumo ao crescimento.

Para Landim, apesar dos analistas apresentarem relatórios pessimistas por conta da desaceleração, as expectativas com relação ao mercado daqui a alguns anos são positivas. Segundo ele, o preço de várias commodities caiu e não poderia ser diferente com o petróleo, um produto que apresenta um diferencial em relação aos outros, uma vez que seus preços têm um elemento cíclico na Balança Comercial.

Ele acredita que o desdobramento da crise econômica será revertido a médio/longo prazo e, como exemplo animador, apresenta o posicionamento da OGX no mercado, num período crítico para a economia mundial. O CEO assegura que, frente aos investimentos programados para este e para os próximos anos, a crise não afetou o planejamento da empresa.

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Luiz Rodolfo Landim, CEO da OGX

“Seguimos em frente com nosso plano de negócios, que contempla a perfuração de 51 poços nos próximos quatro anos, de modo a provar nossas reservas de óleo e gás natural, enquanto desenvolvemos nossas descobertas iniciais”, afirma Landim, informando que a OGX possui uma sólida posição financeira, com R$ 7,7 bilhões em caixa. Isso tudo associado aos 4,8 bilhões barris de óleo equivalente de recursos riscados e à forte expertise técnica, que, de acordo com ele, permite à empresa alcançar a meta de transformar seus recursos em reservas provadas.

Conforme seu plano de negócios, os investimentos previstos na primeira fase exploratória giram em torno de US$ 2 bilhões e, inicialmente, para desenvolvimento da produção, pouco mais de US$ 1 bilhão. As estimativas para desenvolvimento de toda a produção se situam entre US$ 15 e 20 bilhões (todos os poços).

Em resposta ao anúncio da companhia, houve uma reação positiva do mercado, levando as ações a subir 3,74%. “Dentro desse investimento, somente para a Bacia de Campos, serão destinados à exploração aproximadamente US$ 1 bilhão e cerca de US$ 10 bilhões no desenvolvimento da produção”, ressalta.

No anúncio no qual assegura todos os itens críticos necessários para iniciar sua campanha exploratória, a empresa apresentou importantes marcos ao longo dos últimos meses como, por exemplo, a execução da

campanha sísmica 3D; contratação de quatro sondas de perfuração semissubmersíveis; contratação de seis embarcações (cinco em construção no Brasil) e dois helicópteros para o transporte de equipamentos, materiais e pessoas; contratação de todos os materiais, serviços e equipamentos críticos para a perfuração com fornecedores reconhecidos internacionalmente; e a construção de uma sala de visualização 3D na sede da companhia, no Rio de Janeiro.

Além disso, a empresa confirmou a antecipação da exploração na Bacia de Santos, no bloco BM-S-29. “Nossa previsão é de que a perfuração aconteça em junho, e o início de nossas operações ao final de 2011”, afirma Landim.

Mercado promissor O ano de 2009 também é considerado estável para a Acergy – multinacional norueguesa, presente no Brasil há cerca de 40 anos e com foco no segmento de engenharia e construções para indústria de óleo e gás, interligando o fundo do mar à superfície. Pioneira nos serviços submarinos, saturação de mergulho em águas profundas e com veículos operados remotamente, a empresa entrou este ano concentrada, visando a conquistar novos projetos para os anos seguintes, segundo informou o superintendente de operações, Júlio César Pereira dos Santos.

De acordo com ele, o abalo econômico mundial não levou a uma restrição que ocasionasse a redução de suas atividades. A empresa, segundo o superintendente, cresce de forma estabilizada, a passos consistentes, tentando manter a saúde financeira para enfrentar a crise. “O

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Especial que está influenciando o mercado, além da crise de crédito mundial, é o preço do petróleo que teve uma variação negativa grande no último semestre. Mas, ainda assim, a Acergy está confiante e aguardando novas licitações. Portanto, pretendemos manter o ritmo de crescimento”, disse ele, mencionando as expectativas quanto aos projetos da Petrobras para os próximos anos.

A também norueguesa K.Lund Offshore, líder em fornecimento de compressores de ar e gás para plataformas, com base em Macaé desde 2005, até o momento não foi atingida por diminuições em suas receitas. O CEO da K.Lund, Gaute Jorpeland, enfatiza que os negócios este ano estão melhores em relação ao ano passado. A empresa trabalha em diversos projetos aos quais dará continuidade independentemente do abalo econômico mundial, mas reconhece que a empresa também irá sentir os efeitos da crise atual. “É mais difícil obter financiamento para projetos no momento atual do que há um ano, porém, possuímos uma base patrimonial bastante sólida”, disse o CEO, acrescentando que a empresa continuará pondo em prática seus planos, como, por exemplo, investimentos em novas instalações em Macaé e na Noruega.

A empresa tem aumentado sua participação no mercado com produtos e serviços que são necessários para manter suas plataformas em funcionamento. Trabalha de acordo com os princípios do “Sistema de Produção Toyota”, em que melhorias contínuas estão entre as principais questões. “Com isso, estamos continuamente melhorando nossa competitividade e garantindo nosso espaço neste mercado competitivo”, ressalta Gaute.

A K.Lund, que possui um contrato recentemente celebrado com a Petrobras, o qual prevê a manutenção preventiva e corretiva de equipamentos de içamento e ancoragem das plataformas

P-32, P-33, P-35, P-37 e P-47 do Complexo de Marlim, vem recebendo diariamente um número cada vez maior de pedidos.

“Estamos muito satisfeitos com os avanços alcançados pela empresa e vislumbramos um futuro brilhante, apesar da crise financeira atual”, conclui.

Cautela, mas sem pessimismo Outras empresas, como a PWR Mission, na qual 80% de seu faturamento anual é representado pelo setor de Petróleo e Gás, observa e age com mais cautela nesse período.

A PWR Mission, empresa brasileira que vem atuando há mais de 30 anos nos segmentos de Petróleo e Gás, Mineração e Siderurgia, fabricando e reparando equipamentos de tecnologia própria e por meio de contratos de licenciamento para reparo exclusivo por fabricantes internacionais, tem a Petrobras como um de seus maiores clientes e possui uma carteira de pedidos que lhe permite a manutenção de todos os seus postos de trabalho até, pelo menos, junho deste ano, segundo informou Rodolfo Sanson, gerente de Novos Negócios & Marketing.

“A Petrobras vem executando fortes investimentos no segmento, desta forma, independentemente do efeito ‘Outubro de 2008’, estamos olhando com mais cautela os investimentos programados para os próximos anos, esperando a reativação de todos os outros segmentos, o que pensamos ocorrer em 2010.

Entretanto, um saldo de investimentos que não se concluiu em 2008 foi transferido para 2009”, explica ele, ressaltando que a empresa somente possui planos concretos para investimento em novos equipamentos.

A empresa fabrica e repara diversos equipamentos utilizados na perfuração e produção de poços de petróleo, contando, para isso, com uma unidade industrial no Rio de Janeiro e nas filiais em Macaé (RJ), Catu e Alagoinhas (BA) e Alagoas, sendo as três últimas responsáveis pelo serviço de campo para instalação, monitoramento e manutenção de bombas de elevação artificial para produção de petróleo.

Dentre os investimentos da PWR Mission previstos para a Bacia de Campos, que poderão gerar novas vendas/contratos no curto e médio prazo, estão a P-61, P-63, P-62 e P-58; a fabricação de oito cascos de FPSO a serem utilizados na UN-BC; Programa de Recuperação de Campos Avançados de Petróleo (Recage); Parque das Conchas; Plano de contratação de plataformas adicionais de perfuração junto aos contratistas; e planos iniciais de investimentos no pré-sal; entre outros.

Estevam Santello, diretor executivo da empresa no Brasil

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Ações cautelosas, com ou sem folga no caixa e sem pessimismo quanto a futuros investimentos. A postura dessas empresas demonstra que a adoção de algumas práticas pode ajudar a enfrentar e superar períodos de turbulência. A esses exemplos e se todos fizerem suas lições de casa, passar por momentos de tempestade financeira já não será tão assustador e evitará consequências negativas como a recessão, o fechamento de empresas e, principalmente, o desemprego.

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Special

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The energy to overcome the crisis Petrobras presents the 2009-2013 Business Plan, surprises the market by confirming investments and set the guidelines for the next years

I

n February, Petrobras gathered entrepreneurs, suppliers, executives and the press to release, officially, its Business Plan (PN) for the next five years. In addition to the significant figures and achievements, which is no news to anyone, the very bold goals set by the company drew everyone’s attention. During the five-year period, the state-controlled company will invest USD 174.4 billion, equivalent to USD 34.9 billion per year. This figure is 55% above the amount allocated in the previous plan (2008-2012). Daring? Yes, but the whole history of Petrobras is based on challenges and risks. Petrobras magnitude today was achieved with hard work and journeys into unknown territories, as can be seen from the recent discovery: the pre-salt reserves.

Analysts from around the world are frightened, immersed in complex calculations, estimates and speculation on the global economic environment for the coming months. Similarly, other crises have been experienced and there is a general belief that it is possible to survive in a hostile and risky environment.

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This thought drove Petrobras to establish its 2009-2013 Business Plan. Although the Business Plan has not included potential cost reductions, the company considered the worst-case scenario to predict its needs for the next two years. The main assumptions considered include fluctuations in the oil price per barrel, exchange rates, percentage of planned investment implemented and capital cost.

The preamble repeatedly used by Petrobras in its presentations, using terms such as “forecast”, “believe” and “anticipate”, has never been so useful and meaningful.

For 2009 and 2010, Brent values predicted by the company are USD 37 and USD 40 respectively. These values are lower than the ones estimated by the market in general. The 2009-2013 Plan can therefore be considered “self-fundable”. Not bad for a company that has one of the highest growth rates in the industry. From 2002 to 2007, Petrobras average growth was 4.9%.

One of the solutions proposed by the Plan to face these months of crisis is to generate increasing cash flow to enable larger investments with growth and low leverage (an average of 25 to 35%), and an increase in debt capacity. Petrobras has secured funds of USD 12.5 billion from BNDES and USD 5 billion from other sources, in addition to a pre-funding worth USD 2.5 billion in 2008. The company confirmed source loans from Banco do Brasil, Santander, HSBC and Citibank.

Petrobras says that a large part of the projects included in the investment plan have not yet been approved and contracted.

According to Gabrielli, 35% of the projects are either in the evaluation or in the conceptual phase, and therefore are not being contracted with external suppliers. “They depend on an internal policy to minimize costs and reduce specifications,” he says.

Other 49% of the projects have already been approved by the board or have been / are being contracted with suppliers.

The pre-salt reserves may be a great asset for Petrobras For the first time, the attractive discoveries of the pre-salt layer are being considered in the company Business Plan, with investments worth USD 28.9 billion planned. Santos Basin will receive USD 18.6 billion and Espírito Santo Basin, USD 10.3 billion.

In 2013, the goal for oil production at the pre-salt field is 219 thousand bpd. Production is expected to reach 582 thousand bpd in 2015 and 1.815 million bpd in 2020. Natural gas production is planned to reach 7 MMm³/d in 2013 and 40 MMm³/d seven years later.

To achieve these levels, Petrobras will build and deploy six production units, starting until 2014 in Santos and Espirito Santo, not considering the long-term tests (TLD). If the TLD is confirmed for Guará, the same test will be started at Iara. It is expected that by 2014, Tupi, Iara and Guará will start production, all using FPSOs. Gabrielli said that there are technological challenges for the presalt reserves. “What we need and still do not know: the reservoir dyna-

mics, how nature works, how it will respond to accelerated production.” He says that the only way to know is by starting production, hence the importance of long-term tests.

“We will raise as much information as possible”, he said.

According to the President of Petrobras, the development of Santos Basin pre-salt reserves will drive production growth in the long term. Moreover, the recoverable volumes from the pre-salt reserves represent a real treasure because, according to company assessments, they can double the proved reserves. “The wealth, particularly from the pre-salt field, point to a possibility of new reserves growth never matched in the world”, said Gabrielli.

Tupi and Iara fields can produce volumes of approximately 5 to 8 and 3 to 4 billion barrels (bn boe), respectively.

At Espirito Santo Basin pre-salt reservoir, the estimate for recoverable oil is 1.5 to 2 bn boe. Adding these estimates minimum and maximum values, the result is somewhere around 9.5 to 14 billion barrels of recoverable oil.

Let’s not forget that Petrobras already has a share 31% of the total area of the pre-salt reserves or “pre-salt province”. There remain 71 thousand square kilometers to be granted.

E & P: discover to grow E&P is a priority and will receive 59% of total investments Exploration and Production will receive USD 104.6 billion of the total investment approved. USD 17 billion will be directly allocated for Exploration. At Campos Basin alone, USD 39.4 billion will be allocated for E&P. E&P will receive the largest share of investments.

Among the actions outlined in the PN for E&P development are the discovery and appropriation of reserves in Brazil and abroad, keeping reserves/production for more than 15 years, the setting of limits and development of the pre-salt cluster, and the increase in production by optimizing and leveraging the preexistent infrastructure.

P-52 is one of the platforms which will help achieving the production increase

According to Sergio Gabrielli, the company “has identified resources that can be quickly transformed into reserves in two or three years”.

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Special Field recovery to double production To accomplish the goal of fighting production decline by recovering mature oil fields, including areas where production has not yet started, Petrobras set some integrated actions for E&P processes. These include minimizing the rate of oil production decline, increasing reserves by improving recovery factors and cost optimization, increasing reserves and production.

With respect to domestic oil production, the goal is to achieve 824 thousand bpd by 2013, out of which 566 thousand bpd will come from fields that already hold a commerciality statement.

Besides the five new oil production systems to start operation in 2009, P-52 and P-54 will contribute to increase production, with peak production expected this year; P-53 started operation in December 2008.

Later this year, Jabuti and TLP Tupi (light oil), and Marlim Sul, along with P-51, Frade and Parque das Conchas will start operation, representing an increase of 10.5% production of barrels per day. Urucu, Camarupim, Canapu, Lagosta e Manati (expansion) fields will also contribute to boost Petrobras activity in 2009. An increase of 43.1% in natural gas production is expected, growing from 51 million to 73 million m³/day.

“There is tangible geological and geophysical evidence of hydrocarbons. There are also economic resources available to enable the extraction and production at a suitable cost”, said the company President.

Albacora and Carmópolis fields are good examples of this activity and the successful use of advanced concepts to revitalize production. In the second example, a 36% growth in production is expected for 2009, somewhere around 31.6 thousand bpd. These figures represent an increase of 18 years in the field’s production life, i.e. activities are planned until 2025.

“We have the advantage of being able to increase production with new reservoirs. This is a huge advantage compared to other companies in the world”, said Gabrielli.

Are we finally taking off?

A USD 43.4 billion plan to help achieve sustainability All these factors – increased demand from the domestic market and poor development of low investment segments – helped Petrobras realize that it is vital to increase the refining capacity to ensure integration of activities and meet the demand of current and forecast production growth for the coming years.

Three refineries must start operations in the five years to come

In 2008, USD 29.6 billion were invested in Refining and Supply. The recently released Business Plan allocates USD 43.4 billion for this sector, representing an increase of USD 13.8 billion. In a notice issued at the Petrobras website, in the section “Relationship with Investors”, the company states “we reaffirm our strategy to increase the refining capacity, seeking a balance with growth in production, complying with the levels of quality of products required by the market”.

Much has been said about Petrobras “sustainability” (quotation marks required) with respect to its refining and supply capacity.

E&P has always deserved the most attention, but why leave out other sectors that could be relevant to achieve and maintain selfsufficiency? It seems that the company has finally realized that the refining sector should be given more attention.

“Petrobras is a net exporter of oil. However, its focus is the domestic market, where oil is not sold, but gasoline, diesel, aviation kerosene and other products are. Therefore, to increase production while keeping the advantage of being an integrated company, it is also necessary to keep its refining capacity”, explained the company President when

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Special addressing the investment increase in RTC (Refining, Transportation & Logistics, and Commercialization) The projects developed for that purpose include Abreu e Lima Refinery (PE), starting operation in 2011; COMPERJ, planned for 2012; in 2013, the Premium I refinery starts activities; Premium II will be running in 2014.

The Abreu e Lima Refinery will hold a capacity to process up to 230 thousand barrels of oil per day. The estimated annual production for this unit includes 682 thousand m³ of petrochemical naphtha, 1,236 million tones of LPG, 9.5 million tones of diesel and 2.2 million tones of petroleum coke. Premium I is expected to produce 600 thousand bpd and Premium II, 300 thousand bpd.

New and old projects share space in similar investments in G&E Industry prepares to start 2nd cycle with flexible supply goals and supply options. The next two years results will be critical for completion of first phase Petrobras Gas and Energy is just nine years old and has already achieved excellent results.

There is a reason for that: from 1970-2007, natural gas production grew 7.7% pa on average, taking a big jump in the 1980s, mainly due to the start of operation Campos Basin reservoirs.

For 2013, Petrobras aims to meet the demand of 135 million m³/day of natural gas.

Investments of USD 11.8 billion have been planned for this segment, a figure that almost doubled when compared to the previous plan, USD 6.7 billion. The 2009-2013 Business Plan has allocated investments for transporting the pre-salt field production, construction of new LNG terminals and power plants to generate electricity.

The Plan also proposes actions that will lead to the first cycle completion in 2010.

Projects will be implemented to consolidate natural gas in the Brazilian energy matrix, as evidenced by the Bolivia-Brazil Gas Pipeline (Gasbol) start of operations, non-thermoelectric market consumption growth, energy supply diversification through LNG terminals, and electricity supply facilities expansion.

In this first round, investments were made to increase the supply of domestic 36

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gas – such as Plangás - in the expansion and integration of the gas pipeline network and the deployment of the first two LNG regasification terminals in Brazil.

The gas pipeline network grew from 5,451 km in 2003 to 6,933 kilometers in 2008. By 2010, it will reach 9,228 kilometers in length.

The electric power system capacity was 5,899 by the end of 2008, and expected to be 7,135 MW in 2010.

Regarding ongoing projects, the Business Plan proposes the completion of gas pipelines (2,543 km long), the installation of new compression stations and points of delivery, and the expansion of Gasbol capacity between São Paulo and Paraná, by means of compression stations.

The second cycle, planned to start in 2011, is guided by the principle of “Flexible Supply & Offering Options” and is divided into two stages: One for transportation infrastructure (pipelines and terminals)

and the other for investments in energy (by the expansion of thermoelectric generation). Actions include expansion of gas supply for electricity generation, with flexibility (Brazilian gas, Bolivian gas, LNG) and putting gas in domestic (household) and external (export).

This phase is also the third and final section of the Southeast-Northeast Gas Pipeline (Gasene), the Cacimbas (ES) - Catu (BA), with 946 km. The pipeline completion is scheduled for the first half of 2010, with 53% of construction and assembly already in place. The venture will allow the interconnection of both regions networks.

Crisis? Where?

The PN addresses the need for new contracts and purchases Agência Petrobras

The significant figures numbers the 2009-2013 Business Plan open opportunities for new job positions and suppliers, since Petrobras will need more equipment and machinery to perform its activities. According to Gabrielli, “we want to spend USD 100 billion pin purchases from Brazilian or Brazil-based suppliers over the next five years, about USD 20 billion per year.” He remarks that negotiations must be done under appropriate conditions.

The disclosure of such significant figures and the announcement new opportunities in the industry, expectations grow among companies about the possibilities of action in the near future. This market opportunity arises from the investments made by Petrobras.

According to Alfredo Renault, Superintendent of Campos Basin ONIP and PPI, “to implement the plan we must contract a large number of suppliers.

Accordingly, various proposals are encouraging large companies to finance their suppliers. “ The superintendent says, “at this time of lower liquidity, Petrobras should prioritize its investments in oil production, thereby strengthening their cash flow.” Thus, E&P activities represent the best opportunities for suppliers.

The demands identified for this period include 48 support vessels; 13 production rigs and 02 jackets and TLWP. Petrobras has ordered 55 high-performance probes to be delivered by 2017, 28 of them made in Brazil and 27 abroad.

In spite of the crisis, new job opportunities will be opened

With respect to job opportunities, the supply chain is expected to hire more than 112 thousand employees and, to solve this matter, Petrobras will maintain the workforce recruitment and training program. The greatest needs are in the civil construction industry, including civil construction, and acquisitions, where employment can reach 15,020 and 84,576 posts, respectively.

Since 2002, there are 27 thousand new employees, offering opportunities to those who seek jobs and confidence to employers. “Analyzing this program impacts on the job market, we are talking about a million jobs a year for the next five years. They are not new job offers per year, but jobs secured by our purchases along the entire period”, he said.

What lies ahead?

According to the president, Petrobras investments are “virtually guaranteed for 2009 and 2010. It won’t be easy, but it is possible. “After the disclosure of such figures, investment confirmation with no budget retraction - different from what could be expected in a crisis environment – the announcement of purchases and contracts and funding to ensure actions of such magnitude, the market observes, amazed, and starts to move. The question that remains in the air is how the market will react to the Business Plan.

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Special

Stable and optimistic companies, despite the crisis Although the crisis has affected commodity-selling sectors, oil & gas companies ignore negative estimations and announce investments in a global slowdown context ars are very positive. He claims that the price of several commodities has fallen out, and there shouldn’t be different with oil, a product which has a differential, since its price has a cyclical element in the Trade Balance.

He believes that the outcomes of the economic crisis will be reverted in the average/long term and, as a encouraging example, he cites the position of the OGX in the market, in a critical moment for the global economy. The CEO guarantees that, in view of the investments programmed for this year and the years to come, the crisis has not affected the company’s planning.

Rodolfo Sanson, New Business & Marketing manager

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imilarly to Petrobras, which presented a bold Business Plan estimating astounding investments for the next years, the impacts brought by turbulences over the Brazilian oil & gas sector have not made some oil companies to rethink their ambitious goals.

The (long-term) uptrend trajectory of oil prices, as well as the optimistic scenario of the previous years has put some companies in a very encouraging position and with favorable budget for investments in time of crisis, such as OGX Petróleo e Gás Participações S.A. – from Eike Batista’s EBX Group.

‘Let’s spend money!’, said Luiz Rodolfo Landim, CEO for OGX, the biggest Brazilian private oil & natural gas company in offshore exploration. Is it an informal way to illustrate the position of the company before a troublesome scenario? No! A straight expression to illustrate the stability of a company which has worked strategically and has today the advantage of investing with budget surplus towards growth, without accusing the effects of the crisis.

According to Landim, although analysts present very pessimistic reports due to a global slowdown process, the expectations in relation to the market within some ye-

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‘We are moving ahead with our business plan, which estimates the drilling of 51 wells in the next four years, in order to prove our oil & natural gas reserves, while we develop our initial discoveries’, he affirms, informing that the OGX enjoys a solid financial position, with R$ 7.7 billion on hand. All that associated to the 4.8 billion boe of prospective resources and strong technical expertise which, according to him, allows the company to reach the goal of transforming its resources into proved reserves.

According to its business plan, the investments estimated for the first exploratory phase is around US$ 2 billion and, initially, for development and production, slightly over US$ 1 billion. But the whole production development is estimated to be somewhat US$ 15 - 20 billion (all wells).

The response from the market to the company’s announcement was positive, and stocks rose 3.74%. ‘In the scope of this investment, the exploration of Campos Basin alone will receive approxima-

tely US$ 1 billion and around US$ 10 billion for production development’, he points out.

In the announcement ensuring all necessary critical items to begin the exploratory campaign, the company has presented some important milestones in the course of the last months, such as the execution of the 3D seismic campaign; contracting of four semi-submersible drilling rigs; contracting of six vessels (five under construction in Brazil) and two helicopters for the transport of equipments, materials and personnel; contracting of all critical drilling materials, services and equipments with worldwide-acknowledged suppliers and the construction of a 3D visualization room in the company’s headquarters, in Rio de Janeiro.

In addition, the company has confirmed the acceleration of Santos Basin exploration activities in Block BM-S-29. ‘We estimate the drilling to take place in June and the beginning of our operations in the end of 2011’, says Landim.

Promising market The year 2009 is also seen as stable for Acergy – a Norwegian multinational which focus on the engineering and construction segment for the oil & gas industry, interconnecting the bottom of the sea to the surface. Operating in Brazil for around 40 years and a pioneer in underwater services, diving saturation in deep waters and with ROVs, the company started this year targeting the conquest of new projects for the following years, according to operations director, Júlio César Pereira dos Santos.

According to him, the global economic crisis has not posed any restriction that resulted in a reduction of its activities. The company, the director explains, grows on a stable, steady way, trying to keep the financial health to face the crisis. ‘What is influencing the market, besides the global credit crisis, is the price of oil, which suffered a deep downfall in the last semester. But even so, Acergy is confident and waiting for new bidding processes. Therefore, we intend to keep the growth pace’, he said, mentioning the expectations as for Petrobras projects for the next years.

Another Norwegian company, K.Lund Offshore, leader in air & gas compressor supply for platforms, headquartered in Macaé since 2005, has not suffered revenue losses so far. K.Lund’s CEO, Gaute Jorpeland, emphasizes that this year’s business are better compared to last year’s. The company is currently working in several projects regardless of the global economic crisis, but acknowledges that the company will also feel the effects of it. ‘It is harder to obtain financing for projects now than a year ago, but we have a very solid asset base’, said the CEO, adding that the company will stick on executing its plans, such as investments in new facilities in Macaé and Norway.

The company has increased its market share with products and services necessary to keep platforms operating. It works in compliance with the of the “Toyota Production System” principles, where constant improvement is among the main issues. ‘Consequently, we are continuously improving our competitiveness and ensuring our share in this competitive market”, Gaute points out.

K.Lund, which has recently entered into an Agreement with Petrobras, establishing the preventive and remedial maintenance of hoisting and anchoring equipments for platforms P-32, P-33, P-35, P-37 and P-47 in Marlin Complex, has received a greater number of orders on a daily basis. ‘We are very satisfied with the goals attained by the company and we project a bright future despite the present crisis’, he concludes.

Prudence, not pessimism Other companies such as PWR Mission, whose 80% of its annual income is represented by the Oil & Gas sector, observes and acts with more caution in this period.

PWR Mission, a Brazilian company operating for over 30 years in the Oil & Gas, Mining and Metallurgy segments, manufacturing and repairing their own technological equipments and through licensing agreements for exclusive repair by international manufacturers, has Petrobras as one of its biggest clients and it has an on-order stock which allows the maintenance of all its jobs until at least June this year, according to Rodolfo Sanson, New Business & Marketing manager.

‘Petrobras has been executing strong investments in the segment, thus regardless of the “October 2008 effect”, we are analyzing the investments programmed for the following years more prudently, while we expect the other sector to be more active again, which we think will happen in 2010. However, an unrealized investment balance in 2008 was transferred to 2009’, he explains, pointing out that the company only has concrete plans to invest in new equipments.

The company manufactures and repairs several equipments used in oil well drilling and production, relying on an industrial unit in Rio de Janeiro and branches in Macaé (RJ), Catu and Alagoinhas (BA) and Alagoas, being the three last ones responsible for field service for installation, monitoring and maintenance of artificial lift pumps for oil production.

Among WR Mission investments estimated to Campos Basin, which may generate new sales/contracts in the short and average term, are the P-61, P-63, P-62 and P-58, the manufacturing of eight FPSO hulls to be used in the UN-BC, the Mature Fields Recovery Enhancement Program (Recage), Parque das Conchas, additional drilling platforms hiring plan with contractors, initial investment plans in the pre-salt layer, among others.

Prudent actions, with or without surplus of money and without pessimism regarding future investments. The attitude of these companies show that the adoption of some practices may help face and overcome turbulent times. With these examples and if everybody does their homework, going through financial crisis moments will not look so scary and will prevent negative outcomes such as recession, companies shut-down and, above all, unemployment.

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Petrobras faz avaliação sísmica em campos maduros na Bacia de Campos A norueguesa RXT inicia seu primeiro trabalho sísmico no país com embarcações construídas especialmente para o contrato com a Petrobras

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m fevereiro, a empresa norueguesa Reservoir Exploration Technology (RXT) iniciou um trabalho de levantamento de dados sísmicos em nove campos maduros da Bacia de Campos (BC). Contratada pela Petrobras, no maior contrato de sísmica do tipo OBC (Ocean Bottom Cable, ou sísmica com cabo de fundo) já feito no mundo, a empresa irá avaliar o comportamento dos reservatórios a fim de subsidiar a descoberta de soluções para aumentar o fator de recuperação destes campos. Albacora e Marlim, nesta ordem, serão os primeiros campos a receber a equipe para o levantamento.

apoio. Todas trabalharão juntas no mesmo campo, obedecendo à sequência definida pela estatal. Um diferencial deste levantamento sísmico é a utilização da tecnologia OBC (Ocean Bottom Cable, ou sísmica com cabo de fundo), uma das mais modernas do mundo e que tem como principais vantagens a qualidade dos dados coletados (o levantamento é feito por meio de um sistema com quatro sensores) e a continuidade e otimização do trabalho, visto que os cabos ficam posicionados no assoalho oceânico e não sofrem interferências de obstáculos da superfície marinha, como plataformas e barcos pesqueiros.

A área total a ser coberta é de 1056km² e está a uma distância mínima de 54 km da costa. A sequência do trabalho dependerá da liberação das licenças ambientais pelo Ibama. A Petrobras já tem licença para operar em Marlim e Albacora e, à medida que for recebendo as demais autorizações, irá migrar as atividades para os outros campos envolvidos: Marimbá, Bonito, Parati, Anequim, Carapeba, Garoupa e Corvina. A previsão de término do trabalho é para maio de 2011.

A pesquisa sísmica

Esta campanha é a maior já promovida pela Petrobras com esta tecnologia e será realizada com cinco embarcações: duas principais e três de

Na sísmica OBC, os cabos são instalados no fundo do mar, criando um sistema de registro fixo que pode permanecer numa mesma posição por até quatro dias. Este posicionamento é feito por uma embarcação classificada de “navio de registro”, que também realiza a coleta de dados e é uma das duas embarcações principais que desempenharão o trabalho de pesquisa. O outro navio principal, denominado “navio-fonte”, ou “fonte sísmica”, tem por função emitir sinais sonoros.

A pesquisa funciona assim: a fonte sísmica gera uma onda sonora que irá penetrar nas diferentes camadas do subsolo, propagando-se de maneira particular em cada uma delas, refletindo, por sua vez, sinais diferenciados que serão identificados nos cabos e armazenados por boias sinalizadoras e de registro existentes na extremidade de cada cabo. Os dados obtidos ficam depositados nas boias por um período médio de dois dias, dependendo da bateria e da memória das mesmas.

O tamanho de cada cabo para este trabalho é de 6 km, e a distância entre eles é de 300 a 400m. No total, são nove cabos, divididos em grupos de quatro, que terão seu funcionamento ordenado e alternado de acordo com a obtenção dos dados sísmicos. À medida que este trabalho for realizado e obedecendo à ordem em que foram posicionados, eles serão desligados provisoriamente, recolhidos e transferidos para outras posições, de maneira a dar continuidade à cobertura da área estudada.

O tempo de permanência das embarcações num determinado campo irá depender do tamanho de cada área, dos parâmetros de obtenção da quantidade de obstáculos encontrados em cada uma. “A pesquisa será realizada em períodos distintos para cada campo. As duas embarcações irão trabalhar juntas, seguindo

As boias sinalizadoras e de registro, dispostas na superfície marinha, armazenam os dados provenientes dos sinais sonoros refletidos pelas camadas do subsolo oceânico

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de dados sísmicos adquiridos em períodos diferentes, todos na mesma área. Como exemplos dos dados obtidos estão: rota do óleo drenado, barreiras de permeabilidade e avanço das frentes de água injetada. É pela comparação entre os diferentes volumes sísmicos que os geofísicos conseguem avaliar o comportamento dos fluidos nos reservatórios.

Adriano Lima, gerente de Processamento Sísmico da Petrobras na Unidade de Negócio da Bacia de Campos

prioridade definida pela Petrobras e também pelo licenciamento ambiental”, comenta Adriano Lima, gerente de Processamento Sísmico da Petrobras na Unidade de Negócio da Bacia de Campos (UN-BC).

Dentre as vantagens desse sistema estão: a possibilidade de registro de áreas obstruídas que, devido à presença de obstáculos marinhos, plataformas e embarcações, não seriam cobertas pelo sistema convencional, cuja técnica utiliza o reboque de cabos; melhor atenuação de ruídos e melhor conteúdo de frequência, permitindo um maior detalhamento dos reservatórios. “A sísmica convencional não nos permite obter uma boa imagem sob as plataformas, que é justamente de onde mais precisamos”, esclarece o gerente Adriano Lima.

Para atingir os objetivos desta campanha, o sistema OBC se tornou a melhor opção em função da clareza e qualidade dos dados obtidos. A tecnologia ainda é pouco utilizada mundo afora por ser mais cara do que a convencional e por gerar informações de maior complexidade, motivando a necessidade de pessoal altamente especializado e de softwares de processamento específicos.

Outro destaque tecnológico das embarcações está no sistema de posicionamento, o Dynamic Positioning System, Class 2 (DP2). Além de ser um dos mais seguros para navegação no mundo, ele fornece informações sobre a corrente marítima, os possíveis obstáculos, o motor e as ações agendadas dos tiros, dentre outras. Tanta tecnologia traz consigo um ponto desfavorável: pelo custo elevado, são poucos os navios de sísmica que a utilizam.

As embarcações Para atender a este contrato, a companhia norueguesa construiu duas grandes embarcações. Uma delas, o Sanco Star, de 73m de comprimento, é o primeiro navio especialmente desenhado para operações de OBC. A outra, batizada de Ocean Europe, de 59m, recebeu o título de embarcação ecologicamente correta, pelo Cleanship Super Site RXT

Apuração em três dimensões garante precisão de dados

Para codificar os sinais captados por tais sensores, a RXT utilizará nas embarcações principais a tecnologia VSO (Vector Seis Ocean), um revolucionário sistema de obtenção de dados multicomponentes com melhoria da qualidade de imagem e custo reduzido de aquisição de dados. Por aumentar a eficiência operacional do levantamento, necessita-se de um contingente menor de pessoas a bordo, um ponto positivo para a segurança. “A VSO é uma tecnologia exclusiva da RXT e representa um salto substancial no padrão dos sistemas de “Obtenção Sísmica”, afirma Anthony Mathieson, QC & Marketing Geophysicist da RXT Internacional.

O grande diferencial deste sistema está na utilização da técnica 4C e 4D. No levantamento 4C, são usados quatro sensores, ou componentes, classificados de acelerômetro (três) e hidrofone (um), ambos medidores de pressão. O acelerômetro é um sensor que consegue captar as ondas sonoras em três dimensões. Estes sensores, pelo alto grau de tecnologia agregada, permitem uma amostragem mais completa das ondas sísmicas. “No OBC, a grande vantagem é essa possibilidade de análise de multicomponentes, que a convencional não tem”, aponta Adriano.

A técnica 4D permite o monitoramento de campos de petróleo por meio de volumes 42

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O navio fonte Ocean Europe foi especialmente contruído para atender ao contrato da Petrobras

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do BV (Bureau Veritas). Esta classificação avalia os níveis de poluição do ar (emissões), poluição do mar (efluentes), além do design defensivo do navio, de maneira a prevenir acidentes com danos ao meio ambiente.

A empresa enfrentou alguns desafios no processo de construção dos navios, realizada na Noruega. O principal foi desenvolver um deck cujo layout fosse o maior e o mais inteligente possível a fim de comportar todo o equipamento sísmico (maximizar a produção) e ao mesmo tempo compacto e eficiente, para permitir uma navegação rápida e com baixos custos de operação.

Na classificação das atividades previstas para este projeto, o Sanco Star é o “navio de registro” e o Ocean Europe, o “navio fonte”. As outras três embarcações menores são a Big John III e Tike Take III, assistentes, e a Magnólia Mar, de apoio.

Esses três navios terão funções auxiliares, como levar alimentação e combustível e retirar as boias, espalhar cabos e outras tarefas necessárias ao trabalho diário das embarcações maiores. Os navios fonte e de registro deverão abrigar, juntos, em torno de 61 pessoas e os demais, uma média de 20.

Mão-de-obra: seleção e treinamento A RXT treinou as equipes técnicas de trabalho (sísmica e marítima) dentro das próprias embarcações. Os treinamentos oferecidos abrangem as áreas de Instrumentação, Sísmica, Mecânica, Navegação, Meio Ambiente e Segurança.

O contrato prevê o emprego gradativo de conteúdo local, alcançando uma proporção de dois terços a partir do segundo ano de operação. Para os seis primeiros meses, não é exigido por lei conteúdo local, entretanto a RXT já inicia o projeto com aproximadamente 17% de brasileiros. Aqui reside um dos grandes problemas do mercado offshore: a dificuldade de seleção de mão-de-obra especializada. “Talvez uma das razões da dificuldade de encontrar pessoal qualificado para trabalhar a bordo pode estar relacionada ao tempo necessário para treinar este pessoal, em média três ou quatro anos”, explica Roy Devereux.

Esta dificuldade não é exclusiva ao Brasil, pois em todo o mundo há carência de profissionais com experiência offshore, tanto para equipe Sísmica, quanto para Navegação.

De acordo com o diretor, “o Brasil produz geofísicos de excelente qualidade. Em médio prazo, desejamos treinar profissionais brasileiros para integrar nossas equipes”.

A pesquisa e os possíveis impactos ambientais Pôr em prática um projeto como este exige uma série de cuidados e medidas a serem tomadas a fim de causar os menores danos possíveis à região, bem como aos que nela vivem e dela tiram sua subsistência, ou ainda indenizar os grupos lesados.

Seguindo normas específicas do Ibama, a Petrobras providenciou a elaboração de estudos ambientais levantando os principais impactos potenciais e os respectivos planos e programas a serem implementados para mitigar e controlar os riscos e impactos.

As ações definidas pela Petrobras já começaram com a distribuição de panfletos explicativos disponibilizados nas colônias de pescadores das regiões onde haverá a pesquisa sísmica. A companhia vem intensificando seu relacionamento com as colônias de pescadores e estabelecendo um canal de comunicação sempre aberto para o atendimento a esses grupos.

A próxima ação prevista é a implementação dos projetos ambientais desenvolvidos pela Petrobras, já aprovados pelo Ibama, dentre os quais estão o Monitoramento da Biota Marinha, Planos de Ação de Emergência e Educação Ambiental para os Trabalhadores.

“Estamos preparando também uma análise de risco operacional e treinando nosso pessoal envolvido com a fiscalização e o controle de qualidade”, declara o gerente Adriano Lima.

Da Noruega para o Brasil A Reservoir Exploration Technology (RXT) é uma empresa de geofísica marinha especializada na obtenção sísmica de dados multicomponentes no subsolo marinho, estando no Brasil há dois anos, trazida pela empresa Serviços Especializados de Petróleo (Sergep), Holding de Serviços de Petróleo. Atualmente, possui cinco equipes em atividade, todas dedicadas exclusivamente ao OBC e com experiência em operação em diversas partes do mundo: Golfo do México, África, Mar Cáspio e Mar do Norte.

Em breve e em novo endereço, a RXT terá uma Sede de Operações para dar suporte às operações no 44

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Brasil e na América do Sul. A empresa não descarta a possibilidade de montar uma base na Bacia de Campos. “A RXT está disposta a montar escritórios locais, se necessário, para servir bem às operações e aos novos contratos. A expansão acontecerá gradualmente, de acordo com a necessidade”, acrescenta Roberta Vasconcellos, diretora da Sergep.

“A RXT veio para ficar. Temos o compromisso a longo prazo de servir e apoiar o Brasil na Exploração de Petróleo e Gás e a intenção de investir e treinar profissionais brasileiros para que façam parte de nosso time”, expõe Roy Devereux.

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Petrobras performs seismic assessment of mature fields in Campos Basin The Norwegian company RXT sets off its first seismic assessment in the country, by means of vessels specially built for the contract with Petrobras

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n February, the Norwegian company RXT (Reservoir Exploration Technology) had started a seismic data survey of nine mature fields located in Campos Basin (BC). Contracted by Petrobras under the biggest OBC (Ocean Bottom Cable) seismic contract ever signed in the whole world, the company will assess the reservoirs behavior in order to support any discovery of solutions that may increase the recovery factor of these fields. Albacora and Marlim, respectively, will be the first fields to be visited by the surveyors’ team.

The total area to be assessed has 1056 km², and it is placed at a minimum distance of 54 km offshore. The work sequence will depend on the environmental licenses issued by Ibama. Petrobras has already been authorized to operate in Marlim and Albacora and, as the other licenses are duly issued, the state-owned company will drift its activities to many other fields, to wit: Marimbá, Bonito, Parati, Anequim, Carapeba, Garoupa and Corvina. The operation is expected to be finished on May 2011.

Signal and record buoys, placed on sea surface, store data coming from sound signals reflected by ocean subsoil layers

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This campaign is the biggest one ever promoted through this new technology by Petrobras, and it will be performed by means of five vessels: two main vessels and three support vessels. All vessels shall operate together in the same field, complying with the sequence set forth by the state-owned company. OBC is one of the most up-to-date technologies in the world, whose main advantages shall include the quality of the collected data (the survey is carried out by means of a four-sensor system), as well as the sequence and optimization of such works, since the cables are placed in the seafloor and do not suffer any interference from the sea surface, such as platforms and fishing boats.

Seismic research In the seismic OBC, the cables are installed in the sea bottom, developing a fixed record system that may remain in the same position up to four days. This positioning is performed by a vessel classified as “recording vessel”, which also collects data and is one of the main

vessels that will carry out the research. The other vessel, named “source vessel” or “seismic source”, shall issue sound signals.

The research shall be performed as follows: The “seismic source” emits a sound wave that will penetrate into several types of subsoil layers, by spreading differently through each one of them, and then reflecting different signals that will be identified by the cables, and stored by signal and record monobuoys placed in the cable end.

The collected data shall remain stored in the buoys for two days, depending on their respective battery and memory.

The cable size for this work is equal to 6 km, and the distance from each other is 300 up to 400m. They sum up nine cables, divided into fours, which will work orderly and interchangeably, according to seismic data input. As the work is being accomplished and following their position order, they will be turned off for some time, taken out and moved to other positions, so as to keep on covering the area.

The time vessels will stay in a field depends on the size of each area, and on its acquisition parameters for obstacles volumes found in each one of them. The research will be accomplished at different moments for each field. “Both vessels will work together, obeying Petrobras and the environmental license priorities”, comments Adriano Lima, Seismic Process Manager of Petrobras´ Campos Basin Business Unit.

This system special features consist of: enabling the obstructed area to be recorded, since, due to naval obstacles such as platforms and vessels, this work could not be accomplished by the conventional system of which cables tow technique is used.

“The conventional seismic does not allows us to obtain a good image from beneath the platforms, and it is what we need the most, explain Adriano Lima, manager.

OBC system turned out to be the best option in order to achieve the goals of the campaign, due to the clearness and quality of the data obtained. This technology is not much adopted abroad, as it is more expensive than the conventional method and provides more complex data, what demands a high skilled workforce as well as specific softwares.

3D Ascertainment warrants accurate data The 4C and 4D techniques are the main features of the system. In the 4C survey, four are used, or components, classified as accelerometer (three) and hydrophone (one). Accelerometer is a sensor to detect the sound waves in three dimensions. The high technology added to this sensor allows it to deliver a more satisfactory sample of the seismic waves. “OBC provides a multi-component analysis, a special feature not found in the conventional system, says Adriano.

4D technique provides oil fields monitoring by means of volumes of seismic data performed in the same field, at different points of time. As examples of acquired data we have: Drained oil route, permeability barriers and injected water front leading. The geophysicists can analyze reservoirs fluid behavior by comparing the different seismic amounts.

In order to encode the signals captured by these sensors, RXT will furnish the main vessels with VSO (Vector Six Ocean), a revolutionary multi-component data acquisition system that will provide image quality enhancement at a low cost. So as to increase survey operational performance, it is necessary to reduce the crew aboard, what enhances safety. “VSO is an exclusive technology created by RXT and is a landmark in the seismic acquisition standard improvement”, assures Anthony Mathieson, RXT Internacional QC & Marketing.

DP2 (Dynamic Positioning System, Class 2) is another special technological feature of the vessels. It is a positioning system, one of the safest in the world for navigation, MACAÉ OFFSHORE

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it provides information about sea streams, possible obstacles, the engine and its planned shoot actions, among others. So much technology has a drawback: Few vessels adopt it due to its high cost.

The vessels As to accomplish this agreement, RXT has built two large vessels. One of them, Sanco Star, a 73m-length vessel, is the first one specially designed for OBC operations. The other one, Ocean Europe, 59m, was awarded a title of ecological friendly vessel by Cleanvessel Super by BV - Bureau Veritas This award is based on air pollution levels (emissions), sea pollution (effluents), in addition to vessel defensive design which avoids accidents that could be harmful to environment.

The company faced some challenges during the vessels construction process, in Norway. The major challenge was the development of a deck of which layout should be as bigger and more intelligent as possible so as to bear all

the seismic equipment (to improve production) and also compact and efficient in order to allow a fast navigation at operational low costs.

The activities planned for the project classify Sanco Star as “record vessel” and “Ocean Europe” as “source-vessel”. The three smaller vessels are Big John III and Tike Take III, classified as assistant vessels, and Magnólia Mar, as support vessel. These three vessels will execute support functions: taking food and fuel and removing buoys, spreading cables and other tasks required for larger vessels routine. The source vessels and record-vessels together will house together around 61 people, and the other ones will comprise around 20.

Workforce Recruitment and Training RXT has trained the work technical crews (seismic and naval) inside the own vessels. Training consists of Instrumentation, Seismic, Mechanics, Navigation, Environment and Safety.

Site RXT

The record ship Sanco Star will collect data stored in the signal buoys

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Research and possible environmental impacts A project like this one demands measures to be taken in order to cause a minimum impact to environment and its residents whose survival depends on it. Indemnities are also considered as a way to compensate groups in case of damage. Complying with Ibama specific regulations, Petrobras arranged an environmental study formulation by surveying the possible main impacts as well as the plans and programs to be put into effect to mitigate and control risks and impacts.

Adriano Lima, manager of the Seismic Processing Department of Petrobras at Campos Basin Business Unit

The agreement expects to progressively use the local workforce, reaching two thirds of it from the second year under operation. In the first six months, local workforce utilization is not enforced by law, however, RXT has started the project with about 17% of Brazilians. Here is one of the offshore market greatest problems: Recruiting skilled workforce is difficult. “Maybe one of the problems in finding skilled workforce to work aboard, is how long it takes to train the personnel, from three to four years”, explains Roy Devereux.

This difficulty is not only faced by Brazil. There is an offshore-skilled workforce shortage all over the world, which is felt by Seismic and navigation as well.

According RXT´s director, “Brazil makes high quality geophysicists.” In a medium term, we intend to train Brazilian professionals to join our teams”.

Actions have already started, such as the distribution of Petrobras educational handouts, available in fishers colonies located in areas where the seismic research will take place. The company has been strengthening its contact with the fishers’ colonies and creating an opened communication channel in order to assist these groups.

Carrying out environmental projects is the next action planned by Petrobras: Sea Biota Monitoring, Emergency Actions Plans and Environmental Education to Workers are examples of these projects already approved by Ibama.

“We also have been preparing an operational risk analysis and training our staff who works on inspection and quality control”, states the manager Adriano Lima.

From Norway to Brazil Reservoir Exploration Technology (RXT) is a marine geophysical company specializing in multi-component seafloor seismic data acquisition and it was brought to Brazil two years ago by the hands of Sergep (Specialized Oil Services), an Oil Service Holding. Today RXT has five worldwide experienced crews, all of them involved exclusively in OBC operations: Gulf of Mexico, Africa, Caspian Sea and North Sea.

America. The company also considers settling a base in

Soon in a new address, RXT will settle an Operation Headquarter to support operations in Brazil and South

Exploration. We are also intended to invest in Brazilian

Campos Basil. “RXT is willing to rise local offices, if it is necessary, to successfully assist the operations and new contracts as well. The company will expand progressively in response to necessities.

“A RXT has come to stay”. “We are committed to serve and support Brazil in the long term on Oil and Gas workforce training”, declares Roy Devereux.

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Fabulosas fábricas de energia Flickr

Construídas para explorar e produzir petróleo, o ouro negro que move o mundo, as plataformas necessitam de energia para suas atividades.

Daí vem a curiosidade: de onde vem toda a força elétrica para seu funcionamento?

Somadas, todas as plataformas na UN-BC geram em torno 410 MW

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ão há dutos com fiações ligando as plataformas ao continente e nenhuma usina de apoio no mar. Todas as unidades marítimas da Unidade de Negócio de Exploração e Produção da Bacia de Campos (UN-BC) possuem um complexo sistema de geração de energia composto de geradores elétricos, turbinas e motores. O mais curioso disso tudo é que todas as plataformas somadas geram em torno de 410 megawatts (MW). Uma potência que equivale a duas usinas de Paulo Afonso III, complexo do Rio São Francisco (BA). Já a Paulo Afonso IV tem a metade dessa soma.

As plataformas geram sua própria energia necessária para a produção de petróleo, ou seja, são autossuficientes, segundo explica Aparecido Lage Júnior, gerente setorial de Engenharia de Grandes Máquinas e Sistemas Elétricos da UN-BC. “Existem algumas plataformas menores que dependem da energia gerada por uma outra unidade maior próxima a elas. Como exemplo, temos a Pargo, uma plataforma grande, que transmite a energia para as unidades de Vermelho, por meio de um cabo elétrico trifásico”, detalha.

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De acordo com Aparecido, todo o sistema é definido conforme dimensionamento da unidade. Quando se elabora o projeto, uma série de informações é levantada e feita uma lista de cargas elétricas, a qual determina as potências necessárias para a plataforma operar. Ele ressalta que a máquina não deve trabalhar na carga máxima, portanto, dá-se uma folga de no mínimo 10%.

“Quanto à capacidade de energia – usando o mesmo cálculo da Eletrobrás – a conta que se faz de capacidade é de 0,2 quilowatts por pessoa. Uma plataforma que tem capacidade de 30MW, como a Pargo, por exemplo, teria condição de abastecer uma cidade com 150 mil habitantes”, revela o gerente.

Segundo Aparecido, o Plano Diretor da UN-BC está avaliando a estratégia de produção e exploração dos ativos. Por conta disso, talvez seja necessário ampliar essa capacidade, uma vez que se vislumbra, entre 2020 e 2025, um cenário ainda maior de produção de óleo e gás, além da necessidade maior de tratamento de água, demandando mais energia.

Como funciona o sistema de geração de energia Na Unidade da Bacia de Campos, são seis turbinas a vapor, 30 turbinas a gás e 46 motores a diesel, cuja potência alcança 410MW. O sistema é composto de um gerador elétrico – um equipamento que converte energia mecânica no seu eixo em energia elétrica – e de um acionador para fazer o gerador girar (fornecer a energia mecânica que será convertida em elétrica) – que pode ser uma turbina a gás ou a vapor, com um motor a diesel.

Geralmente, o padrão de projeto nas plataformas é de três geradores compondo o sistema: dois geradores operando e um em stand by – equipamento reserva para uso no caso de defeito ou manutenção programada em um dos outros dois que estão operando.

“O que é mais viável? Depende da disponibilidade do combustível onde você está. Onde tem pouco gás e o petróleo é fácil de processar tanto na plataforma quanto na refinaria, usamos motores a diesel”, revela.

A turbina tem uma vida útil de 15 a 20 anos, com uma boa manutenção, conforme informa Aparecido. Os geradores são mais simples que seus acionadores e têm um melhor rendimento. Já o motor diesel – uma tecnologia mais dominada – mudou pouco ao longo dos últimos anos e recentemente obteve uma evolução nos seus controles eletrônicos, fazendo com que fique mais econômico, consumindo menos diesel para produzir a mesma energia.

Investimento, manutenção e segurança Um turbogerador de 10MW custa aproximadamente US$ 20 milhões. São máquinas de valores consideráveis, diferentes dos motores que possuem um custo mais baixo, cujo uso é diferente em termos de espaço, peso e capacidade de geração. O investimento nesse sistema depende da capacidade da máquina.

A Petrobras também possui um contrato de aluguel, mas somente no caso de ocorrer algum problema com o sistema de geração próprio que comprometa a disponibilidade de energia na plataforma. “Nesse caso, fazemos uso do contrato de aluguel, embarcamos a máquina locada e a conectamos ao sistema elétrico da plataforma. Assim, suprimos a quantidade de energia demandada por um determinado tempo até o gerador próprio ter sua condição restabelecida.

Mas a filosofia da Petrobras é de possuir geração própria”, explica Aparecido.

Para que os equipamentos tenham uma vida útil considerável, a Petrobras não economiza cuidados. Quando a plataforma é nova, a estatal compra as máquinas com peças

No caso da turbina a gás, seu aproveitamento varia entre 35 a 40%, mas o calor gerado nelas também é aproveitado por co-geração, elevando o aproveitamento para aproximadamente 80%.

Além desses sistemas, as plataformas dispõem sempre de pelo menos um motor diesel para situações de emergência, como, por exemplo, no caso de incêndio ou parada não programada no sistema de geração principal. “Isso ocorre porque o óleo diesel fica armazenado nas plataformas à disposição, podendo ser abastecido de barco e independe da produção da plataforma. Já a turbina a gás depende da produção oriunda dos poços”, esclarece.

O que define o uso de determinado combustível, segundo Aparecido, é o tipo de produção da unidade. Nos campos de petróleo onde há grande produção de gás, usa-se turbina a gás. No campo em que o petróleo é muito pesado e com pouco gás, usa-se a turbina a vapor.

Aparecido Lage Júnior, gerente setorial de Engenharia de Grandes Máquinas e Sistemas Elétricos da UN-BC

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por meio de bancos de carga resistivos e reativos. O teste ocorreu durante 45 dias, logo após sua montagem e instalação nas plataformas nos estaleiros.

Quando estiverem operando com 100% de capacidade, essas plataformas consumirão energia equivalente à necessária para abastecer uma cidade de 170 mil habitantes, que será garantida por quatro turbinas de 27 MW na P-53 e quatro de 25 MW na P-51, diretamente ligadas a geradores, formando os grupos turbogeradores.

Turbina RB211 Industrial da Rolls-Royce

sobressalentes vitais para os reparos mais comuns. A empresa possui um sistema informatizado, o Plano de Manutenção de Máquinas, que descreve com detalhes os procedimentos de trocas das peças, com previsão de troca conforme o tempo de uso, de modo semelhante ao que se faz com um automóvel, por exemplo.

De acordo com o gerente, as dificuldades não estão no planejamento de manutenção, mas sim no fato de as peças das turbinas e dos motores serem importadas. “Às vezes, somos surpreendidos com greves da Receita Federal, implicando dificuldades nos portos, quando sofremos atraso no fornecimento dessas peças, o que leva ao adiamento da manutenção. Caso a máquina quebre antes do esperado e não tivermos em mãos determinada peça para sanar o problema, ela ficará parada até o recebimento desta mesma peça para efetuar a troca”, relata.

Para geração e distribuição de energia elétrica e manutenção dessas máquinas, a Petrobras UN-BC dispõe de uma equipe formada por engenheiros e técnicos eletricistas. Há uma preocupação com relação à segurança e à saúde desses trabalhadores, portanto, é obrigatório o uso de abafador de ruído nas salas das máquinas, segundo normas da Petrobras.

“Todas as fornecedoras trabalham no sentido de reduzir esses ruídos e emissões de poluentes, mas ainda assim não há como produzir uma máquina que gere elevada potência nas faixas que nós usamos, sem ruído algum”, revela.

Fora das salas de máquinas, o ruído não é elevado, não chegando às acomodações da força de trabalho. Quanto mais se afasta delas, mais o ruído se reduz, garantindo estabilidade à saúde do trabalhador.

Testes de comissionamento Atuando principalmente no segmento de locação de grupos motogeradores de energia, a Aggreko, detentora do maior número de equipamentos de geração de energia em contêineres no mundo, consolidou-se em maio de 2008 como a maior fornecedora de energia temporal da Petrobras na Bacia de Campos. A parceria com a estatal teve início em 2005, quando a companhia se tornou responsável pelo fornecimento de motogeradores para as plataformas da região, por dois anos.

A multinacional ficou responsável pelo teste de comissionamento da P-53 e P-51, que consiste em fazer com que o grupo turbogerador gere a plena carga 52

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“Testar os turbogeradores antecipadamente foi uma grande novidade, evitando a detecção de problemas na geração de energia no início da operação, o que poderia atrasar os trabalhos”, explica o diretor da Aggreko para a América do Sul, Diogenes Paoli Neto.

Seguras das futuras demandas da estatal, empresas investem em tecnologia de ponta Com a Petrobras mantendo o ritmo de investimento em 2009, contratando, construindo e colocando em produção as 20 plataformas nos próximos anos, com nove entrando em operação entre 2009 e 2013, as empresas que prestam serviços no setor de geração de energia para as unidades marítimas da estatal estão investindo em novas tecnologias, a fim de atender às futuras demandas.

A Cummins Marine Business, por exemplo, procura estar presente em todos os portos com pessoas capacitadas e treinadas e com peças de reposição e serviço disponíveis aos seus frotistas. No Brasil, a empresa está ganhando rapidamente presença nesse mercado, participando ativamente de projetos de embarcações de suporte às plataformas da Petrobras, como, por exemplo, os Crewboats que estão sendo fabricados no Norte do país.

Outros projetos estão para ser confirmados tanto com propulsão convencional, como por meio de sistema diesel elétrico, seguindo os padrões mundiais e também a solicitação da Petrobras para as novas embarcações. “No mundo, temos uma participação de aproximadamente 70 % no mercado de embarcações Crewboat e de 40 a 50% em embarcações PSV de até 70

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metros de comprimento”, disse Waldemar Marchetti, Marine Business Manager - South America & Mexico.

te do desenvolvimento do campo Marlim Sul, localizado ao largo do Rio de Janeiro, na Bacia de Campos.

A empresa comercializa motores para propulsão desde 350hp (14 litros) até 2500hp (60 litros), motores auxiliares de 37 a 1900kW e grupos geradores marítimos certificados auxiliares de 80 a 1830kWe e de emergência de 74 a 152kWe.

A primeira encomenda da Petrobras foi recebida em janeiro de 2001, para oito turbinas a gás RB211 para as embarcações FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) P-43 e P-48. Em dezembro de 2003, mais quatro RB211s foram encomendadas para a P-52 e, em maio e junho de 2004, outras sete foram escolhidas para as plataformas P-51 e a PRA-1. Em 2005, mais quatro foram encomendadas para a estrutura offshore P-53.

Assim como a Cummins, a empresa WEG, especializada na fabricação e comercialização de motores elétricos, também fornece seus equipamentos para a Bacia de Campos, nos campos de Roncador e Marlim, distribuídos nas seguintes plataformas: P-52, P-51, PRA1, P-53, P-54 e P-56. Ao todo, são aproximadamente 21 motores e 19 geradores instalados para o fornecimento de energia para a plataforma, segundo informou o engenheiro da empresa, Carlos Gnann.

A WEG também lançou no mercado uma nova tecnologia, que será implantada na automação do sistema de gerenciamento de energia da P-57, que a Petrobras colocará em operação em 2012, no campo de Jubarte (na Bacia de Campos localizada no Espírito Santo). Trata-se do Sistema de Gerenciamento de Energia PMS (Power Management System), por meio do qual o comandante do navio pode tanto dar a partida como parar qualquer grupo gerador da embarcação a qualquer momento que desejar com um simples clique na tela do computador ou mesmo por meio de interfaces locais, que garantem a total confiabilidade do sistema.

Resumindo, na Bacia de Campos, a multinacional atende às plataformas Pargo (2 Turbinas Avon), P-18 (2 Turbinas Avon), P-43 (4 Turbinas RB211), P-48 (4 Turbinas RB211), PRA1 (3 Turbinas RB211), P-51 (4 Turbinas RB211), P-52 (4 Turbinas RB211) e P-53 (4 Turbinas RB211) e, futuramente, à P-56 (4 Turbinas RB211).

Em busca de tecnologias alternativas Toda a energia gerada na unidade marítima é utilizada na iluminação, para os sistemas de comunicação e funcionamento dos equipamentos. Mas, além desse sistema, em que se utilizam gás, vapor e diesel, há estudos para utilização da energia eólica. A Europa e EUA são exemplos, pois utilizam turbina acionada pelo vento.

O gerenciamento de energia ainda pode operar de forma automática, partindo ou parando os grupos geradores conforme a necessidade da embarcação, sincronizando-os e controlando a divisão de carga entre eles. O PMS tem total controle sobre as máquinas diesel e geradores, monitorando e controlando cada um destes elementos de forma a garantir uma operação ótima e econômica, sem blackout.

A WEG aposta neste mercado. “É uma forma importante e interessante de energia limpa, embora os custos de implantação sejam ainda mais altos se comparados a outras formas de energia. Como referência, a WEG já forneceu 120 geradores para a instalação em campos de geração eólica nos Estados Unidos”, disse o engenheiro da empresa, Carlos Vinícios Gnann.

A Rolls-Royce também é uma importante fornecedora da Petrobras e tem a previsão de inaugurar sua base no primeiro semestre deste ano em Macaé, a fim de dar suporte tecnológico e de manutenção aos sistemas de geração vendidos para as unidades presentes na Bacia de Campos, segundo informou Célio Antunes da Silva Júnior, gerente de operações da América do Sul da Rolls-Royce/Divisão de Energia.

Aparecido Lage explica que a Petrobras estuda o uso de energias alternativas, porém há limitações, sendo necessária uma velocidade constante do vento.

“Existe um estudo no Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes) sobre os ventos na região, concluindo haver vento com potencial para gerar energia pouco mais ao Norte do Estado do Rio de Janeiro, próximo à divisa com o Espírito Santo. Estamos avaliando a hipótese de instalar uma turbina eólica lá, mas não para levar energia às plataformas”, esclarece.

Desde 2001, a estatal encomendou 27 pacotes de geração de energia acionados por turbinas a gás RB211 para serviço offshore, no valor de mais de US$ 300 milhões. Quando todos os 27 pacotes estiverem operacionais, os motores Rolls-Royce estarão fornecendo energia para produzir mais da metade de todo o petróleo no Brasil.

A mais recente encomenda offshore inclui quatro pacotes de geração de energia com turbinas a gás para uso na nova plataforma semissubmersível de US$ 1,2 bilhão, a P-56, par54

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Existe ainda uma tecnologia de motor a diesel que também funciona movido a gás, o motor flex, que, segundo Aparecido, ainda não é utilizado na UN-BC. “Sua utilização depende de um estudo, pois sua conversão não é barata”, completa.

Wonderful power plants Disclosure

Built to explore and produce oil, the black gold driving the world, platforms require energy to operate. And there is the wonder: Where does the whole electric power to operate come from?

Altogether, the platforms at the UN-BC generate around 410 MW

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here is no pipeline with wiring connecting the platforms to the land and no supporting plant at the sea. All offshore units of the Exploration and Production Business Unit of Campos Basin (UN-BC) have a complex power generation system composed of electric generators, turbines and engines. The most curious thing is that all platforms together produce around 410 megawatts (MW), which is equivalent to two power plants of Paulo Afonso III, a complex of São Francisco River (BA). Paulo Afonso IV, however, has fifty percent of this sum.

“The platforms generate their own energy required for oil production, i.e., they are independent”, Aparecido Lage Júnior, area manager of Large Machine and Electric System Engineering of UN-BC explained. “Some smaller platforms depend on the energy generated by another larger unit close to them. As an example, Pargo, a large platform, which transfers power to Vermelho units by a three-phase power cable”, he said.

According to Aparecido, the whole system is defined as the unit dimensioning. Upon the preparation of a project, much information is surveyed and an electric charge list is made, determining the power required for the platform to operate. He emphasizes that the machine should not operate at maximum load, therefore, it is necessary to have a difference of at least 10%.

“Regarding the power capacity, the calculation made – using the same as Eletrobrás – uses 0.2 kilowatts per person. A platform able to produce 30MW, such as Pargo, for example, could supply a population of 150,000 inhabitants”, the manager said.

According to Aparecido, the UN-BC Management Plan is analyzing the assets production and exploration strategy. Thus, maybe it is necessary to enlarge this capacity, once even larger oil and gas production scenario is expected to between 2020 and 2025, as well as a greater need of water treatment, requiring more energy.

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The turbine life cycle ranges from 15 to 20 years if well-maintained”, according to Aparecido. Generators are simpler than their drivers and have a better output. On the other hand, the diesel engine – a more dominated technology – has changed little in the long run and had a recent development to their electronic controls.

Therefore, it is more economical and use less diesel to produce the same energy.

Investment, maintenance and safety A 10MW turbogenerator costs about US$ 20 million. They are machines of considerable value, different from engines, which have a lower cost and which use is different regarding space, weight and generation capacity. The investment in this type of system depends on the machine capacity.

Aparecido Lage Júnior, area manager of Large Machine and Electric System Engineering of the UN-BC

Power generation system operation In the Campos Basin Unit, there are six steam turbines, 30 gas turbines and 46 diesel engines, which deliver up to 410MW. The system is composed of an electrical generator – a device that converts mechanical energy in its shaft to electrical energy - and a driver to make the generator turning (providing the mechanical energy to be converted in electrical energy) – which may be a steam or gas turbine with diesel engine.

In general, the standard project in platforms is a three generators-system: two operating and one in stand-by – a spare equipment to be used in case of failure or scheduled maintenance in one of the other two operating generators.

In case of the gas turbine, its use ranges from 35 to 40%, but the heat produced is also employed by cogeneration, increasing the use to approximately 80%.

In addition to those systems, platforms have at least one diesel engine for emergency cases, such as, in case of fire or non-scheduled stoppage in the main generation system, for example. “This happens because the diesel oil is stored in the platforms available, which can be fuelled by a vessel and does not depend on the platform production. The gas turbine, however, depends on well production”, he said.

According to Aparecido, the type of unit production is what determines the choice of the fuel to be used. The gas turbine is also used in oil fields with large production of gas. The steam turbines are used in fields with heavy oil and low gas supply.

“What is most feasible? It depends on the fuel availability where you are. Diesel engines are used in places with low gas supply and the oil is easy to process both at the platform and in the refinery”, he said.

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Petrobras has also entered into a lease contract, but only if any problem occurs in the company-owned generation system jeopardizing the energy availability at the platform. “In such event, we use the lease contract, ship the leased machine and connect it to the electric system of the platform. Thus, we meet the demanded energy amount for some time until the companyowned generator has reestablished its condition. But Petrobras philosophy is to hold its own generation”, Aparecido said.

So that this equipment has a relevant life cycle, Petrobras exercises due care and diligence. When it comes to a new platform, the state-owned company buys the machines and their respective spare parts critical for the most common repairs. The company holds a computer system named Machine Maintenance Plan that describes in detail the procedures for changing spare parts and change time estimate according to the time of use, similar to the vehicles one, for example.

According to the manager, the difficulties are not in the maintenance planning, but in the turbine and engine parts to be imported. “Sometimes, we are surprised at the Federal Revenue Office’ strikes, causing difficulties in ports and delay in the supply of these parts, which postpones the maintenance. If the machine breaks earlier than the expected and we do not have such spare part to solve the problem, it will remain stopped until this such part is received and the change is performed”, he said.

For electric power distribution and generation and maintenance of these machines, Petrobras UN-BC has a team composed of engineering and electric or electronic technicians. Petrobras is concerned about these employees’ safety and health. Therefore, the use of noise dampers at machine rooms is mandatory, according to the company’ standards.

“All suppliers work to reduce this noise and pollutant emission, but even so we cannot produce a machine generating high power in the ranges that we use, without noise”, he said.

The noise is not so loud outside the machine room and it does not bother the employees. The farther from these rooms, the lower the noise is, which ensure the stability to employee’s health.

Commissioning tests Aggreko, the holder of the greatest number of power generation equipment in containers across the world, operates mainly in the rental of engine generator set section. It was established in May 2008 as the largest power supplier of Petrobras at Campos Basin.

The partnership with the state-owned company started in 2005, when the company became responsible for engine generators supply for the platforms in the area during two years.

The multinational company is in charge of the commissioning test of P-53 and P-51, consisting in making the turbine generator set produce at full charge by reactive and resistive charge rack.

The test was performed for 45 days, right after its assembly and installation in the platforms at shipyards.

When these platforms operate in full capacity, they will consume power equal to the one required for supplying a city with 170 thousand residents, It will be guaranteed through the use of four 27 MW turbines in P-53 and four 25 MW turbines in P-51 directly connected to generators composing turbine generator sets.

“It was a great innovation to test the turbine generators in advance, avoiding the problem detection in the power generation in the start-up of the operations, causing some delay in the works”, Diogenes Paoli Neto, Aggreko’s director in South America, said.

Being sure of future demands of the state-owned company, companies invest in state-of-art technology As Petrobras keeps its investment pace in 2009, hiring, building and operating the 20 platforms in the years to come, nine of them starting operations between 2009 and 2013, the power generation providers supplying the state-owned company offshore units are already investing in new technologies, to meet the future demands.

Cummins Marine Business, for instance, tries to be present in all ports with qualified and trained personnel and replacement parts and service available. In Brazil, the company is quickly finding its way in the market, taking part actively in supply vessel projects to Petrobras platforms, such as, Crewboats being manufactured in the North of the country.

Other projects are to be approved both with conventional propulsion and diesel electric propulsion system in compliance with the world standards and also Petrobras’ request for new vessels. “Throughout the world, we have an interest of around 70 % in crewboat market and 40 to 50% in platform supply vessel of up to 70m long”, Waldemar Marchetti, Marine Business Manager - South America & México, said.

The company sells propulsion engines from 350hp (14 liters) to 2500hp (60 liters), auxiliary engines from 37 to 1900kW and certified offshore auxiliary generator sets from 80 to 1830kW and emergency generators from 74 to 152kWe. As well as Cummins, WEG also provides its equipment to Campos Basin, in Roncador and Marlim fields, divided into the following platforms: P-52, P-51, PRA1, P-53, P-54 and P-56.

Altogether, 21 engines and 19 generators are installed for the power supply to the platform, according to Carlos Gnann, the company’s engineer.

WEG also launched a new technology in the market, which will be implemented in the automation of power management system of P-57. Petrobras expects to put the platform P-57 into operation in 2012, at the Jubarte field (in Campos Basin located in Espírito Santo). It is the Power Management System (PMS) through which the vessel’s master may start or stop any generator set of the vessel, at any time, by simply clicking on computer screen or even by local interfaces ensuring total reliability in the system.

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The power management may also be automatically operated, whether starting or stopping the generator sets according to the vessel’s need, synchronizing them and controlling the load division among them. PMS has total control on diesel machines and generators, monitoring and controlling each of these elements in order to ensure an economic and optimum operation without blackout.

Rolls-Royce is also an important Petrobras’ supplier. It is expected to open its base in the first quarter of this year in Macaé aiming to technological support and maintenance of generation systems sold to the units in Campos Basin, according to Célio Antunes da Silva Júnior, Operation Manager in South America of Rolls-Royce/Energy Department.

Since 2001, the state-owned company ordered 27 power generation packages driving by RB211 gas turbine for offshore service in the amount of more than US$ 300 million. When all 27 packages are operating, Rolls-Royce engines will be supplying power to produce more than fifty percent of oil in Brazil.

The most recent offshore order that includes four power generation packages with gas turbines to be used in the new semi-submersible platform, P-56, costing US$ 1.2 billion, part of the development of Marlim Sul field located in offshore Rio de Janeiro, in Campos Basin.

The first order of Petrobras was received in January 2001 including eight RB211 gas turbines for FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) P-43 and P-48. In December 2003, other four RB211 gas turbines were ordered for P-52 and also in May and June 2004, other seven were selected to P-51 platforms and PRA-1. In 2005, more four gas turbines were ordered for P-53 offshore structure.

In summary, the multinational company provides services to Pargo (2 Avon turbines), P-18 (2 Avon turbines), P-43 (4 RB211 turbines), P-48 (4 RB211 turbines), PRA1 (3 RB211 turbines), P-51 (4 RB211 turbines), P-52 (4 RB211 turbines) and P-53 (4 RB211 turbines) and, soon, to P-56 (4 RB211 turbines) in Campos Basin.

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In pursuit of alternative technologies All power generated in the offshore unit is used in lightning, in communication systems and equipment operation. However, in addition to this system, in which gas, steam and diesel are used, there are some studies on the use of wind energy. Europe and USA are some examples, as they employ wind turbine.

WEG, a company specialized in manufacturing and commerce of electric engines, invests in this market.

“It is an important and interesting type of clean energy, although the implementation costs are even higher if compared to other types of energy. As a reference, WEG has already provided 120 generators for the installation in wind generation fields in the United States”, Carlos Vinícios Gnann, the company’s engineer, said.

Aparecido Lage explains that Petrobras studies the use of alternative energy, but there are some restrictions, requiring a constant wind speed. “The Research Center of Petrobras (Cenpes) performed a research on wind in the area and they concluded that the wind is able to produce power to the North of the State of Rio de Janeiro near to the boundary with Espírito Santo. We are analyzing the hypothesis of installing a wind turbine there, however, this is not for supplying power to the platforms”, he said.

The diesel engine technology is also an option.

It also works using motor flex, but it is still not used in UN-BC, according to Aparecido. “Its use depends on a research, because it is not a cheap conversion”, he concludes.

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