O futuro já começou

MACAÉ OFFSHORE 1

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MACAÉ OFFSHORE 3

ÍNDICE / CONTENTS

Matéria de capa | Report of Cover

Antes, agora e depois Before, now and after

18 26 Fotos:Agência Petrobras / Arte: Macaé Offshore

Maré Alta | High Tide .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Óleo & Gás | Oil & Gas Uma nova e polêmica mina de ouro Another gold mine

Entrevista | Interview

32 36

12 José Gutman. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 José Gutman. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Articulando | Articulating

Gás não-convencional: desafios, riscos e oportunidades. . . . . . . . . . . . . 38 Unconventional gas: challenges, risks and opportunities.. . . . . . . . . . 39

Tecnologia | Technology

A quarta onda da inovação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Cinco minutos | Five minutes Denis Palluat de Besset Denis Palluat de Besset

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Entering the fourth wave of innovation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

Empresas & Negócios | Companies & Business

Tubos flexíveis em alta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 Flexible pipes gain momentum. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

Plataforma Espírito Santo | Espírito Santo Platform Espírito Santo quer atrair investimentos subsea. . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Espírito Santo wants to attract subsea investments. . . . . . . . . . . . . . .

Legislação | Legislation Os entraves do Repetro Repetro’s obstacles

64 67

Plataforma Santos | Santos Platform Os novos pólos tecnológicos do pré-sal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

The new pre-salt technology centers . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Plataforma Campos | Campos Platform Luz no complexo de problemas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Colunas | Columns

Por dentro do mercado Inside the market Celso Vianna Cardoso

Rede Petro-BC Rede Petro-BC Ive Talyuli

Hope for solutions to a complex problem.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Petrobras 60 anos: o que comemorar?

Petrobras 60 years: Do we have to celebrate?

Parque Científico e Tecnológico vai fortalecer e diversificar economia de Macaé The Scientific and Technological Park of Macaé will strengthen and diversify the city´s economy

51 53 54 56 58 62

30 31 69 70

Mais informações: www.macaeoffshore.com.br

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CARTA AO LEITOR / LETTER TO THE READER

O futuro bate à porta

The future knocks on our door

Esta edição de Macaé Offshore

This Macaé Offshore issue has

chega ao leitor num momento mui-

come in a very special moment. While

to especial. Enquanto o mercado vive

the industry waits for the coming of two

a expectativa de duas novas rodadas

new oil auctions, the largest oil compa-

Capa / Cover: Editora Macaé Offshore Fotos / Photos: Agência Petrobras

de licitações, a principal contratante

ny in Brazil celebrates its 60th anniver-

do setor chega aos seus 60 anos. E

sary. There are many reasons to cele-

A Macaé Offshore é uma publicação bimestral, bilíngue (português / inglês), editada pela Macaé Offshore Editora Ltda.

não são poucos os motivos para co-

brate this date. Throughout its history,

memorar. Ao longo de sua história, a

Petrobras has achieved impressive re-

Petrobras acumula recordes em águas

sults in deep waters drilling and the

profundas e se consolida como impor-

company is consolidating itself as an

tante player global.

important global player.

Hoje, a empresa tem como principal desafio concluir dentro dos prazos e dos custos previstos os projetos que a levarão a dobrar sua produção até 2020. Com foco cada vez maior no desenvolvimento do pré-sal, a petroleira também segue seu plano

Today, the company has as its main challenge the conclusion of its projects in schedule and costs previously designed, which can make the company double its output by 2020. With a focus in the pre-salt, the state-owned oil com-

de desinvestimentos e planeja fechar

pany also follows its Divestments Plan

38 empresas/escritórios ao redor do

and wants to close 38 offices around

mundo até 2015, após reduzir sua atu-

the world by 2015, after reducing its in-

ação internacional de 23 para 17 pa-

ternational participation from 23 to 17

íses nos últimos 12 meses e encerrar

countries over the last 12 months as

15 empresas.

well as closing 15 companies.

As the company prepares itself to be

2030 mais madura e sustentável, es-

more mature and sustainable in 2030,

pecialmente na área de E&P, os desa-

specially in its E&P area, there are many

panhia tem feito o seu dever de casa.

Graça Foster, presidente da Petrobras, garante que o orçamento de 2013, de R$ 97,7 bilhões, será cumprido, contra os R$ 84,1 bi de 2012. Boa notícia para os fornecedores da cadeia produtiva de óleo e gás, que esperam o reaquecimento da contratação de bens e serviços.

Uma excelente leitura a todos.

Rua Teixeira de Gouveia, 1807 - Centro Macaé/RJ - CEP 27.916-000 Tel/fax: (22) 2770-6605 Avenida 13 de Maio, 13 - Sl. 1.713 - Centro Rio de Janeiro/RJ - CEP 20.031-901 Tel: (21) 3174-1684 Site: www.macaeoffshore.com.br Direção Executiva: / Executive Director: Bruno Bancovsky Editora: / Editor: Rosayne Macedo / MTb. 18446 jornalismo@macaeoffshore.com.br Jornalistas colaboradores: / Collaborators reporters : Brunno Braga, Rodrigo Leitão e Flávia Domingues redacao@macaeoffshore.com.br reportagem@macaeoffshore.com.br Publicidade: / Advertising: Fernando Albuquerque publicidade@macaeoffshore.com.br Luiza Valente comercial.rio@macaeoffshore.com.br Diagramação: / Diagramming: Paulo Mosa Filho arte@macaeoffshore.com.br Revisão: / Review: Silvia Bancovsky

Enquanto se prepara para chegar a

fios não têm sido poucos, mas a com-

Macaé Offshore is a bimonthly, bilingual publication (Portuguese / English), edited by Macaé Offshore Editora Ltda.

challenges to be faced. Yet the company has been doing its homework.

Petrobras CEO Graça Foster assures that the company’s R$ 97.7 billion budget for 2013 will be spent, against the R$ 84.1 billion budget of the previous year. Good news for the oil supply chain who desires contracts of goods and ser-

Tradução em inglês: / English version: Brunno Braga Distribuição: / Distribution: Dirigida às empresas de petróleo e gás To the oil and gas companies 72ª Edição - Outubro/Novembro 72nd Edition - October/November Tiragem: / Copies: 10.000 exemplares/copies Assinatura: / Subscriptions: (22) 2770-6605 assinatura@macaeoffshore.com.br A editora não se responsabiliza por textos assinados por terceiros Macaé Offshore is not responsible for articles signed by third parties

vices in great scale.

Have a great read MACAÉ OFFSHORE 5

MARÉ ALTA

Fornecedores da Petrobras serão premiados Taxa de frequência de acidentes com e sem afastamento, desempenho das empresas em relação a seus contratos vigentes e quantidade de multas são alguns dos critérios para o Prêmio Melhores Fornecedores de Bens e Serviços da Petrobras – Bacia de Campos. Os fornecedores de serviços concorrem às seguintes categorias: grandes contratos, médios contratos, pequenos contratos e rodízio de fornecedores (pequenos serviços com valor até R$ 160 mil). Na área de bens, serão contemplados os três melhores fornecedores em quatro ca-

Sustentabilidade na cadeia naval rende prêmio Empresas brasileiras produtoras de bens para o setor naval e offshore ou que atuam como prestadores de serviços vão concorrer à terceira edição do Prêmio Naval de Qualidade e Sustentabilidade (PNQS). O prêmio é uma iniciativa da Fundação Cultural ARO em parceria com o Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval). A entrega do prêmio, lançado em 2011, acontecerá em novembro, no Rio de Janeiro.

Este ano a avaliação dará ênfase à qualidade e inovação, ao desenvolvimento sustentável, à responsabilidade social e à ética corporativa. “O prêmio se tornou um marco no setor naval”, ressalta o presidente do Sinaval, Ariovaldo Rocha. Segundo ele, as melhores gestões equilibram a importância da qualidade de produtos e serviços com práticas sustentáveis. As empresas interessadas têm até dia 31 de outubro para se inscreverem, exclusivamente no site www.aro.org.br/premio.

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tegorias: pequenas compras, médias compras, grandes compras e contratos globais (fornecimentos de longa duração).

Em nota, a empresa informa que os concorrentes serão avaliados de forma a privilegiar a ética e a transparência, de acordo com as diretrizes da companhia. O comitê julgador é composto por seus empregados, que vão identificar as três empresas que mais se destacaram no período de julho de 2012 a junho de 2013 em oito categorias. A cerimônia de entrega dos tro-

féus aos vencedores está programada para novembro, em Macaé.

Para participar, a empresa precisa ser cadastrada como prestadora de serviços e/ou fornecedora de bens na Bacia de Campos e atender aos critérios de cada categoria. São avaliados itens como competitividade (volume de transações comerciais com a Petrobras, na Bacia de Campos) e desempenho percebido pela média na avaliação da entrega de materiais pelos fornecedores, além de consultas aos clientes e demais órgãos de compras da companhia.

Petrobras altera projeto de gasoduto para reduzir preços A Petrobras considerou os preços da primeira licitação excessivos e decidiu cancelar a nova licitação do gasoduto do Rota 3, que levará o gás produzido na área de Franco, no présal da Bacia de Santos, para o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí (RJ). O contrato das unidades de processamento e tratamento de gás da refinaria, parte principal do Rota 3, foi assinado no início de outubro, mas o pacote do gasoduto terá que passar por um novo processo licitatório, marcado para janeiro de 2014.

Segundo a companhia, haverá uma reestruturação do pacote para que os valores sejam mais baixos nas próximas negociações. “A empresa quer simplificar

o escopo do projeto para tentar reduzir os preços”, explicou a Petrobras, em nota. O gasoduto será responsável pela ligação entre a produção da petroleira na Cessão Onerosa e as unidades de gás do Comperj, com capacidade prevista para processar cerca de 21 milhões de metros cúbicos de gás por dia (m³/d), divididos em três módulos de 7 milhões de m³/d cada.

A previsão é que eles entrem em operação em etapas separadas, sendo o primeiro em janeiro de 2016, o segundo em julho de 2016 e o último em janeiro de 2017. A conclusão do gasoduto era prevista para janeiro de 2016, mas com o cancelamento da licitação o cronograma deve sofrer ajustes.

MARÉ ALTA Agência Petrobras

História do petróleo - o filme

História do petróleo - o livro

No rastro das comemorações de 60 anos da Petrobras, a trajetória da indústria do petróleo no Brasil vai virar tema de documentário. Ainda em fase de captação, o filme, ‘A História do Petróleo do Brasil’ irá contar os avanços e tropeços dessa indústria, desde os tempos de Dom Pedro II, passando pela criação da Petrobras no segundo governo Vargas, pela fase do monopólio da exploração e mostrando as atuais circunstâncias políticas e econômicas da era do pré-sal.

Segundo o diretor Sérgio Santos, a película irá misturar os grandes atos públicos realizados pelas inúmeras campanhas que o petróleo mobilizou no Brasil a histórias de geólogos, engenheiros e operários que desbravaram as bacias petrolíferas. “Teremos como entrevistados personagens que fizeram história na Petrobras e que contribuíram para fazer da empresa o que ela é hoje”, afirma Santos, em entrevista à Macaé Offshore. Ele revela que entre os entrevistados já estão confirmados nomes como Guilherme Estrella(foto), geólogo conhecido como um dos descobridores do pré-sal.

Apesar das polêmicas que o tema petróleo suscita na sociedade brasileira, o diretor enfatiza que o filme terá um viés apolítico. “Não vou tomar partido.

A minha intenção é narrar o desenvolvimento da indústria principalmente para as novas gerações que ainda não conhecem a sua história”, diz.

Produzido pela Cinefor, ‘A História do Petróleo do Brasil’ está inicialmente previsto para começar a rodar já nos primeiros meses de 2014 e a previsão de lançamento, para o segundo semestre no mesmo ano. É dele também o documentário Sinal Verde, que fala sobre o setor de etanol.

Ainda de carona nos 60 anos da Petrobras, a história do petróleo no Brasil, desde sua descoberta do poço de Lobato, na Bahia, até os campos do pré-sal, também está no livro Ouro Negro, de Aída Espinola. Em 494 páginas, a publicação aborda não apenas o surgimento do petróleo no Brasil, mas também o desenvolvimento tecnológico do setor e a evolução da exploração do óleo pela Petrobras.

O livro dá destaque à contribuição de várias universidades e centros de ensino, principalmente a Coppe/UFRJ, que criaram tecnologias para a exploração de petróleo em alto mar e cursos que capacitaram pesquisadores na área de petróleo. Editada pela Interciência, a publicação foi lançada em outubro.

Divulgação

Brocas da Baker Hughes ficam rosas em ação social Em favor da conscientização na luta contra o câncer de mama, a multinacional Baker Hughes decidiu pintar de cor de rosa as primeiras 500 unidades de brocas PDC e Híbrida manufaturadas no mês de outubro, em Houston (EUA), e enviadas às bases do mundo inteiro. Para enfatizar ainda mais a parceria na campanha Outubro Rosa, a Baker Hughes doou US$ 100 mil para a Fundação Susan G Komen, responsável

em transformar como a sociedade fala e trata a enfermidade.

Pelas estatísticas, a cada 74 segundos, em algum lugar do mundo, uma mulher morre devido à doença.

Com o intuito de reverter este quadro, desde 1991, com os esforços da organização, a taxa de mortalidade já diminuiu em 33%, elevando a expectativa de vida em cinco anos para 99% dos casos identificados no estágio inicial da doença.

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MARÉ ALTA

GENTE

A executiva mais poderosa do mundo Pelo segundo ano consecutivo, a presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster(foto), foi apontada pela revista americana Fortune como a executiva mais poderosa do ranking global, concorrendo com mulheres de negócios de diversos setores e países.

Ela ficou em primeiro lugar na lista de executivas que atuam fora dos Estados Unidos, concorrendo com outras 49 candidatas de países como Inglaterra, Austrália, Suécia, Turquia, entre outros. Os critérios avaliados foram a importância e o tamanho do negócio liderado pela executiva na economia global; o sucesso e a condução dos negócios; a trajetória de carreira da executiva; e sua influência social e cultural.

Além de estar na lista da Fortune, Graça Foster foi eleita, em agos-

to deste ano, a melhor CEO do setor de petróleo, gás e petroquímica na América Latina pela Revista Institucional Investor. Em maio, a presidente da Petrobras foi apontada como a mulher mais poderosa no setor de negócios do Brasil e uma das 20 mais poderosas do mundo pela Revista Forbes. Em abril, a revista Foreign Policy anunciou a lista Mapa do Poder, com as 500 pessoas mais poderosas do mundo, incluindo a presidente Graça Foster.

AGENDA

Santos Offshore se alinha ao calendário de P&G O futuro do Brasil passa por aqui.

Com este mote, a Santos Offshore 2014 espera atrair 200 empresas expositoras, mais de 18 mil visitantes e movimentar mais de R$ 90 milhões em rodadas de negócios. A sétima edição da feira será realizada nos dias 8 a 11 de abril de 2014, no Mendes Convention Center, em Santos, reunindo IOCs (Empresas Petrolíferas Internacionais) e NOCs (Empresas Petrolíferas Nacionais), Drilling Contractors (Empresas de Perfuração), operadores logísticos e de atividades subsea (submarina), fornecedores de máquinas e equipamentos, entidades financiadoras e consultorias.

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De acordo com os organizadores, a partir de 2014 a Santos Offshore passa a ser realizada a cada dois anos. O motivo é o alinhamento ao calendário nacional de eventos, assim como ao real ciclo de produção da bacia do présal em Santos. “A Bacia de Santos está vivendo um momento muito importante. Com os recentes leilões anunciados pelo Governo Federal, as expectativas que existem em relação à região são enormes. A Santos Offshore vem para consolidar este momento, aumentando a velocidade do desenvolvimento da região e a ampliação da capacidade da indústria de bens e serviços”, afirma Igor Tavares, diretor de Óleo e Gás da

Reed Exhibitions Alcantara Machado, que organiza o evento.

Serão realizadas três rodadas de negócios ao longo da programação, promovidas pelo Competro, Fiesp/Ciesp e Sebrae-SP - esta utilizando a metodologia da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip). O congresso da Santos Offshore, organizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), que em 2013 passou a ser sócio da realização do evento, reunirá os mais importantes nomes da cadeia de exploração e produção petrolífera.

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HIGH TIDE

Petrobras suppliers will be awarded Accident rates with and without retirement, performances of companies related to the contracts and number of fines are some of the criteria to be evaluated for the Best Goods and Service Suppliers Awards – Petrobras Campos Basin. The suppliers will be competing in the following categories – great contracts, medium contracts, small contracts and services contracts with values at R$ 160,000 at most.

In a statement, Petrobras explains that the competitors will be evaluated

Sustainability in the maritime industry worth an award Brazilian marine and shipping equipment companies are going to compete in the third edition of Marine Sustainability and Quality Awards. The award is a ARO Cultural Foundation and National Syndicate of the Naval Industry and Offshore Construction and Repair initiative. The cerimony is scheduled for November in Rio de Janeiro.

This year the award will focus on quality and innovation, sustainable development, social responsibility and corporate ethics. “The award has become a milestone in the shipbuilding industry,” says the president of Sinaval, Ariovaldo Rocha. According to him, the best managements balance the importance of quality products and services with sustainable practices. Further information on www.aro.org.br/premio.

in ethics and transparency terms, following the company’s specifications.

The Selection Committee is composed of Petrobras employees who will choose the three most distinguished companies between July 2012 and July 2013 in eight categories. The ceremony is scheduled for November, 2013, in the city of Macaé.

To take part on that, the company needs to be registered as supplier of goods and services for the Campos Basin and meet the criteria of each category.

As for the goods sector, the three best suppliers will be selected in four categories: small, medium and big purchase and global contracts (long term supplying) Items to be evaluated are competitiveness (volume of transactions with Petrobras in the Campos Basin) and performance of the delivery of materials from suppliers, as well as consultations with clients and other agencies for company purchases.

Petrobras changes its gas pipeline project to lower the prices Petrobras canceled the tender for the laying of the pipes for the Rota 3 gas pipeline, which will link Franco, in the Santos Basin pre-salt, to Comperj Petrochemical complex of Rio de Janeiro in Itaboraí. Prices presented in the competition were higher than the expectations of the oil company. The agreement of natural gas processing an treatment unities was signed last October, but the gas pipeline package will be submitted to a new bidding process, scheduled for January, 2014.

Petrobras attested that the project will be overhauled to ensure the best prices in the new bids. “ The company wants to simply the project design in order to have the prices reduced”, Petrobras say in a statement. The gas pipeline will link the Onerous Cession output to the Comperj refinery. It will have a capacity to process roughly 21 million cubic meters of gas per day.

The unity may enter into operation in separate steps, The first step is scheduled for January 2016. The second one will be held in July 2016 and the last step will happen in January 2017. The final conclusion of the pipeline was scheduled for January 2016, but with the cancellation of the tender, the schedule should be adjusted.

Baker Hughes drill bits turn pink for the awareness of the battle against breast cancer

To highlight the awareness of the battle against breast cancer, Baker Hughes will be painting the first 500 PDC and hybrif drill bits manufactured in Houston (Texas, USA) facility during October in the official Susan G Komen shades of pink. These 500 bits will be shipped to the company’s operations bases around the world – so be on the lookout for these special pink bits 10 MACAÉ OFFSHORE

and associated breast cancer awareness material. The company also donated Us$ 100,000 to Susan G. Komen campaign.

Baker Hughes is helping the advance this important work. Every 74 seconds, somewhere in the world, someone dies from breast cancer. Since 1982, Susan G. Komen has played a critical role

in nearly every major advancement in the fight against breast cancer- transforming how the world talks about and treats this disease and helping turn millions o breast cancer patient into breast cancer survivors. The statistics tell a story of success: since 1991, the efforts of Komen have driven down breast cancer mortality rates by 33%.

HIGH TIDE

History of oil, the movie

In the wake of the celebrations Petrobras 60th anniversary, the trajectory of the oil industry in Brazil will become a documentary. Still on the pre-production process, the film called ‘The History of Oil in Brazil’ will tell the advances and setbacks of the industry since the Dom Pedro II days, through the creation of Petrobras in the second Vargas term, the state monopoly to the current political and economic circumstances of the presalt era.

History of oil, the book

The history of oil in Brazil, since its discovery well Lobato, Bahia, to the pre-salt fields, is also found in the book ‹Black Gold›, written by Aida Espinola.

Throughout 494 pages, the book discuss not only the emergence of oil in Brazil, but also the technological development of the industry and the evolution of oil exploration carried out by Petrobras.

The book highlights the contribution of various universities and academic centers, mainly Coppe / UFRJ, who created technologies for offshore exploration and courses that trained researchers in the oil segment. Published

by Interciência, the book was launched in October.

For director Sergio Santos, the film will show the great public acts performed by numerous campaigns that oil in Brazil mobilized the stories of geologists, engineers and workers who braved the oil basins. “We interviewed as characters people who made history in Petrobras and helped to make the company what it is today,” says Mr Santos. He reveals that among them are already confirmed names like Guilherme Estrella, a geologist known as one of the discoverers of the pre-salt.

Despite the controversy over the oil in Brazilian society, the director emphasizes that the film will have a bias apolitical. “I will not take sides. My intention is to narrate the development of the industry especially for the younger generations who do not know their history, “he says.

To be produced by Cinefor, ‘The History of Oil in Brazil’ is scheduled to be shot in the beginning of 2014 and it might be launched in the second half in the same year.

pEOPLE

Most powerful business woman in the world Petrobras CEO Maria das Graças Foster was appointed by Fortune magazine as the world’s most powerful executive outside the United States for the second year running. She was chosen among other business women from various sectors and countries..

She competed against 49 other candidates from countries like England, Australia, Sweden, Turkey, among others. The criteria was the importance and size of the business, the success and conducting business, the career path of the executive, and its social and cultural influence.

Besides the Fortune nomination, Graças Foster was elected in August this year, the best CEO in the oil, gas and petrochemical industries in Latin America by Institutional Investor Magazine. In May, Petrobras CEO was appointed the most powerful woman in the business sector in Brazil and one of the 20 most powerful women in the world by Forbes Magazine. In April, the magazine “Foreign Policy “ announced the list Map of Power, with the 500 most powerful people in the world, including CEO Graça Foster.

CALENDAR

Santos Offshore adjusts its calendar The future of Brazil passes through here. With this motto, Santos Offshore 2014 is expected to attract 200 exhibitors, over 18,000 visitors and a turnover of over U S$ 90 million in business roundtables. The seventh edition of the event will be held from 8 to 11 April 2014, in Mendes Convention Center, Santos, gathering IOCs (International Oil Companies) and NOCs (National Oil Companies) Drilling Contractors (Companies Drilling), logistics operators activities and subsea (underwater), machinery and equipment suppliers, financiers and consultants.

For the organizers, Santos Offshore is held every two years since 2014. The reason is to align the national calendar of events, as well as the current Santos Basin pre-salt output. “ The Santos Basin is experiencing a very important moment.

With recent auctions announced by the Federal Government, the expectations that exist in the region are huge. Santos Offshore comes to consolidate this, increasing the development of the region and the capacity of the industry of goods and services, “said Igor Tavares, director of Oil and

Gas of Reed Exhibitions, which organizes the event.

Santos Offshore will hold three business roundtables promoted by Competro, Fiesp / Ciesp and Sebrae SP – and using the methodology of the National Organization of the Petroleum Industry (Onip). Santos Offshore, held and organized by the Brazilian Institute of Oil, Gas and Biofuels (IBP), which in 2013 became a partner of the event, will bring together the most important names in the chain of oil exploration and production.

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ENTREVISTA

José Gutman Novo diretor fala dos desafios da ANP frente às constantes mudanças regulatórias em um setor que ganha novo gás com retomada das licitações Por Brunno Braga

Ao assumir, em junho, o cargo de diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), José Gutman fez história como o primeiro funcionário concursado a ocupar um alto cargo na autarquia. Além disso, assumiu a função num momento em que todas as atenções se voltavam para a retomada das licitações de petróleo no país, com grande ênfase para o primeiro leilão do pré-sal, em Libra, na Bacia de Santos.

Carioca, formado em Engenharia Elétrica pela UFRJ (Universidade Federal do Rio de Janeiro) e em Direito pela Universidade Cândido Mendes, Gutman também possui Mestrado em Planejamento Energético pela Coppe/UFRJ e especialização em Economia da

MACAÉ OFFSHORE - O senhor está na ANP desde os primórdios. De lá para cá, o que mudou no mercado energético brasileiro?

JOSÉ GUTMAN - Nesses 15 anos de regulação da ANP, o setor de petróleo e gás cresceu de importância para o Brasil de tal forma que sua participação no PIB brasileiro passou de pouco mais de 2% para cerca de 12%. Os recursos petrolíferos dobraram, com as reservas chegando a 15 bilhões de barris e a produção diária a cerca de 2 milhões de barris de petróleo. Os investimentos 12 MACAÉ OFFSHORE

Regulação pelo Instituto de Economia da UFRJ. Há quase 14 anos na ANP, atuava como superintendente de Participações Governamentais quando seu nome para a direção foi aprovado pelo Senado por 50 votos favoráveis, cinco contrários e uma abstenção.

Em entrevista exclusiva à Macaé Offshore, o novo diretor da ANP fala sobre os desafios a serem encarados para o futuro, responde às críticas sobre o papel da agência em relação à sua atuação no pré-sal em consonância com a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), e sobre investimentos para superar o gargalo tecnológico no setor. Confira a seguir os principais trechos da entrevista:

das 78 companhias que hoje exploram e produzem petróleo e gás no país chegam a 40 bilhões de dólares anuais. Tudo isso tem a marca da ANP, seja através dos estudos geológicos e geofísicos, seja pela promoção de licitações bem organizadas, transparentes e competitivas, assim como pela garantia do pleno respeito aos contratos assinados pelos que querem investir no Brasil. A ANP também expandiu as descobertas do pré-sal, jazidas fundamentais para a autossuficiência em petróleo. No downstream, tivemos a introdução do biodiesel, a melhora da qualidade dos combustíveis, a Lei

do Gás e a regulamentação do etanol, que passou a ser feita pela ANP. M.O. - Na sua avaliação, qual é o maior desafio atual da ANP? J.G. - O desafio principal da ANP é estabelecer e manter atualizadas as normas e procedimentos regulatórios para promover o desenvolvimento do país e assegurar a qualidade dos serviços prestados e a confiança dos investidores. Como o papel da Agência vem aumentando ao longo destes anos, este é um desafio que sempre se renova.

entrevista

M.O. - E para o senhor, qual seria o seu maior desafio como diretor da agência?

M.O. - Segundo alguns analistas, a autarquia terá funções esvaziadas devido às atribuições da Pré-Sal Petróleo. Como o senhor observa essas críticas referentes ao papel da ANP em relação ao pré-sal?

Tubarão Azul, apesar de ter declarado a sua comercialidade. A ANP pode se tornar mais rigorosa quanto a futuras declarações de comercialidade, a fim de evitar problemas do tipo?

J.G. - A declaração de comercialidade é ato unilateral da empresa, que avalia se considera a área em questão comercial ou não de acordo com seus interesses e possibilidades.

M.O. - Atualmente falta uma vaga a ser ocupada para completar o quadro de diretores da Agência. Em quanto isso impacta na tomada de decisões que envolve o colegiado atual?

J.G. - A PPSA tem uma atribuição legal bem definida, que segue uma linha diferente das da ANP. Ela não concorre com a ANP; é muito mais uma empresa de gestão de contratos, que irá gerir contratos de exploração e desenvolvimento no regime de partilha e os contratos de comercialização do petróleo e gás.

Não só não concorre como existe espaço inclusive para sinergias fiscalizatórias. Por exemplo: a ANP vai fiscalizar a produção e o preço para fins de royalties e a PPSA para auditar o excedente em óleo. Outra questão em que pode haver cooperação é na auditoria dos custos para averiguar o cumprimento do compromisso de conteúdo local, que é papel da ANP, e do custo em óleo, que cabe à PPSA. A ANP continua com a responsabilidade de fiscalizar a atividade em si. Na verdade, após a assinatura do contrato, não muda nada do ponto de vista técnico regulatório; pode haver uma particularidade ou outra, mas do ponto de vista fiscalizatório eu não vejo grandes alterações no papel da ANP.

J.G. - Com a aprovação do nome de Waldyr Barroso em plenária no Senado dia 28 de agosto, o quadro de diretores da agência volta a ficar completo. De qualquer forma, de acordo com o regimento interno da ANP, as deliberações da diretoria colegiada necessitam da aprovação de pelo menos três de seus diretores, portanto, o processo decisório não estava comprometido.

M.O. - A crise na OGX está refletindo no mercado de petróleo como um todo, sobretudo após anunciar que não dispõe de tecnologia suficiente para executar atividades no campo de

J.G. - O meu desafio está alinhado com o da ANP, pois temos que andar todos na mesma direção, visando contribuir com o sucesso da instituição e com o bom cumprimento do seu papel, que é bem grande. Estou iniciando este mandato com muito otimismo e contando com os servidores da ANP para exercê-lo com sucesso.

M.O. - O senhor poderia descrever as atividades a serem desenvolvidas no cargo?

J.G. - Cada diretor possui áreas vinculadas e também delibera, nas reuniões de diretoria, sobre questões relacionadas a toda a ANP. Neste contexto, vislumbro que o diretor deve contribuir para que cada área da agência cumpra o seu papel com excelência, bem como favorecer a sinergia entre elas, de modo que a ANP como um todo cumpra com sucesso a finalidade legal que lhe é atribuída e que a sociedade brasileira almeja.

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ENTREVISTA

M.O. - A diretora Magda Chambriard disse que irá, juntamente com os demais diretores técnicos, ao campo de Tubarão Azul. Já há um cronograma específico? Como se consistirá esse trabalho?

J.G. - A análise do campo está em andamento.

M.O. - O mercado internacional de petróleo offshore está em mudanças, sobretudo em função de novas fronteiras que estão surgindo na costa leste africana e no Mar Ártico. Ao mesmo tempo, o mundo busca se tornar menos dependente de petróleo, encontrando novas matrizes energéticas. Como o senhor pode situar o cenário de petróleo brasileiro atual e para o futuro frente a esses desafios?

J.G. - O cenário brasileiro é muito promissor. O fato de termos este ano três rodadas com diferentes características sinaliza que o Brasil está preparado para fazer frente aos desafios atuais e futuros. O aumento da área sob concessão no Brasil a partir da assinatura dos contratos da 11ª Rodada, a oportunidade única do prospecto de Libra para exploração de petróleo no pré-sal e a oferta de áreas com potencial para gás natural terrestre na 12ª Rodada demonstram que o Brasil está no alvorecer de uma nova era para a indústria de O&G. Estou muito feliz em poder participar e contribuir com isso.

M.O. - A ANP divulgou que, de 1998 até o segundo trimestre de 2013, foram investidos cerca de R$ 8 bilhões em pesquisa e desenvolvimento (P&D) em função da cláusula que consta nos contratos de concessão para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Como esse montante de 14 MACAÉ OFFSHORE

investimento pode ser traduzido em termos de avanços neste setor no país?

J.G. - Neste período foram gerados R$ 8 bilhões em obrigações de investimentos em P&D, que contribuem de forma expressiva para avanços no desenvolvimento de novas tecnologias para o setor de óleo e gás, podendo-se destacar a ampliação da capacidade de infraestrutura dedica-

A PPSA não concorre com a ANP; é muito mais uma empresa de gestão de contratos da à pesquisa científica e tecnológica, além da capacitação profissional, nos diferentes níveis, para atuação no setor. Tais investimentos possibilitaram a capacitação tecnológica de diversas instituições de pesquisa e universidades espalhadas por todo o Brasil, com equipamentos e estruturas laboratoriais de excelência. Na área de capacitação profissional, estão sendo realizados investimentos significativos em programas como o PNQP/

Prominp, o Ciências sem Fronteiras e em programas específicos para o setor, para formação de recursos humanos em nível superior e técnico em universidades e nos institutos federais de ensino, ciência e tecnologia.

Recentemente, a ANP lançou o Prêmio de Inovação Tecnológica, a fim de contemplar projetos de destaque, e que tenham sido custeados, no seu todo, ou em parte, com recursos da Cláusula de Investimentos em P&D, além de apresentar significativa contribuição para o aumento do conteúdo local em bens e serviços.

O vencedor da edição inaugural, chamada de “edição zero”, foi o projeto “Sistema de Separação Submarina Água-Óleo” realizado pela Petrobras, e que teve como resultado o desenvolvimento do primeiro sistema de separação submarina água-óleo do mundo em águas profundas.

M.O. - Para o senhor, o que pode ser melhorado em termos de fiscalização, visando evitar problemas ambientais? É possível ter avanços para os próximos anos, sobretudo em função das novas fronteiras petrolíferas que estão para ser exploradas?

J.G. - A ANP, apesar de não regular as questões ambientais, está atenta aos fatos relativos a esse tema, no que tange à produção de petróleo e gás natural no Brasil. Nesse sentido, as melhores práticas utilizadas na indústria de petróleo e gás natural em todo o mundo são constantemente acompanhadas e adotadas pela ANP. Como o processo regulatório é dinâmico, a ANP tomará as medidas necessárias para, sempre que pertinente, adequar suas normas às questões que se apresentarem nos próximos anos para garantir a segurança nas operações. 

entrevista

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INTERVIEW

José Gutman New ANP director talks about the challenges to be faced before the regulatory changes in a segment that is booming with the resuming of the auctions

By Brunno Braga

On taking the term in June as the director of the National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuel, José Gutman made history as the first civil servant of the regulator to held this position. Also, he was nominated for the post in a moment when everybody is paying attention to the resuming of the bidding rounds in the country, with emphasis for the first pre-salt bidding round in Brazil, which will auction Libra field, located in Santos basin.

Born in Rio de Janeiro, graduated in Electric Engineering from Federal University of Rio de Janeiro and Law from Candido Mendes University, Mr Gutman also holds a master degree in Energetic

Macaé Offshore - You are in the ANP since its creation. What has changed ever since?

José Gutman - Throughout these 15 years of the creation of ANP, the oil and gas industry has increased its importance in Brazil. The participation of the oil industry in the Brazilian GDP has grown from 2% to 12%. The oil resources doubled,with reserves of 15 billion barrels and roughly 2 million barrels of oil equivalent per day. The investments of the 78 companies that explore and produce oil and gas in the country reached US$ 40 billion a year.

The ANP has contributed for that through geological and geophysical studies, very well organized, transparent and competitive auctions as well as the commitment to respect the contracts signed by the companies who want to invest in Brazil.

Also, the ANP expanded the pre-salt discoveries, crucial reservoirs to ensure oil auto-sufficiency in Brazil.

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Planning from Coppe/UFRJ. Before he took office as ANP director, he had worked as superintendent of Government Participation Department for 14 years.

The Senate’s Plenary approved his name last May and he had 50 favorable, five dissenting votes and one abstention.

In interview to Macaé Offshore Magazine, the new ANP director talked about the challenges to be faced over the next years, the critics against the role of the regulator in the pre-salt face to face the Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) and the investments to overcome the technology bottleneck. Read the following interview:

In downstream, we had the introduction of the biodiesel, the improvement of the quality of the fuels, the Gas Act and the ethanol regulation.

accomplishment of its role, which is really important. I am beginning my term with optimism and counting on the ANP’s staff to succeed.

M.O. - For you, what is the current biggest challenge for the ANP?

M.O. - May you describe the activities to be carried out by you?

J.G. - The ANP’s main challenge is to establish and maintain the rules and regulatory procedures updated in order to promote the development of the country and assure the quality of the services and investors confidence. As the agency’s role has been increasing throughout the years, this is a challenge that always get renewed.

J.G. - Every director has specified areas and also acts, in the board meetings, about issues related to the ANP as a whole. In this context, I understand that the director must contribute that every ANP’s sector accomplishes its mission with excellence as well as provides synergy among them and allows the ANP to accomplish with success its legal goal demanded by the Brazilian people.

M.O. - And what would be your greatest challenge as the ANP director?

J.G. - My greatest challenge is aligned with the ANP’s challenges. This is because we have to walk in the same direction, aiming to contribute to the success of the institution and with a good

M.O. - The ANP’s board of directors is not complete. Can this situation cause problems to the current actions of the agency?

J.G. - With the nomination of Waldy Barroso for the post of director of ANP in

INTERVIEW

August, 2013, the agency’s board is complete now. However, the acts of the board were not harmed once, according to the ANP’s internal rule, the board’s acts must be approved by three directors at least.

Therefore, the decision making process was not harmed.

M.O. - For some analysts, the regulator will have its activities diminished because of the creation of the Pre-Sal Petróleo S.A. How do you see these critics related to the activities of the regulator in the pre-salt?

J.G. - PPSA has a well defined activity, which follows a different approach. It does not compete with the ANP because PPSA is a management company who will manage contracts on exploration, sharing system model and the oil and gas commercialization. There is also a room for us to work in synergy with PPSA. For instance, the ANP will inspect the pre-salt output and the royalties prices. PPSA will audit the excess of oil to the Union. We can also have a cooperation in the audition of the local content, which is the ANP’s duty, and the oil costs, which is PPSA’s duty.

The ANP continues to have the responsibility to inspect the oil activities per se. In fact, the ANP’s regulatory activity will not change after the signature of the contract for the pre-salt. It might be some particularities, but I don’t see great changes in the ANP’s activities.

M.O. - The crisis in OGX is impacting the oil and gas industry as a whole, mainly after the company informed that it cannot afford technology for the oil activities in Tubarão Azul field, despite the company has announced the declaration of commerciality of the field. Will the ANP issue stricter rules to avoid this kind of problem?

J.G. - No. The declaration of commerciality is the company’s unilateral act. It evaluates if the field shows commercial aspects related to its interests and possibilities.

M.O. - The ANP’s general director Magda Chambriard said that she will study, along with other directors, the situation of Tubarão Azul field. Is there any schedule for that? How will that work?

J.G. - The analysis of the field is underway.

M.O. - The international offshore oil gas industry faces changes, mainly because of the discovery of new frontiers in east Africa and in the Arctic sea. At the same time, the world is battling to be less dependent on oil, and it is searching for new energetic sources. How can you position the current and future of the Brazilian oil scenario before these new challenges?

It does not compete with the ANP because PPSA is a management company

J.G. - The Brazilian oil and gas scenario is very promising. It is evidenced by the fact that we have three auctions for different areas this year. So, Brazil is preparing itself to face the current and future challenges. The expansion of the concession areas auctioned in the 11th Bidding Round, the opportunities in Libra field for the exploration of the pre-salt and the offer of potential onshore blocks for natural gas in the 12th Bidding Round show that Brazil is beginning a new era for its oil and gas industry. I am very happy to contribute and be part of this process.

M.O. - The ANP announced that, from 1998 to the second quarter of 2013, were invested roughly R$ 8 billion in

Research and Development because of a clause in the concession contracts that obliges oil companies to invest in that field. How can those investments boost the advancement of this sector in the country?

J.G. - Roughly R$ 8 billion were raised throughout this period of time to be invested in R&D, which contribute for the advancement of new technologies to the oil and gas industry. We can cite the expansion of the infrastructure capacity dedicated to the scientific and technology research and professional training in different levels to work in the industry as important aspects of these investments.

Such investments enable the technological improvement of several research institutes and universities around Brazil with excellent equipment and laboratories. In the field of skilled workforce, significant investments in programs such as PNQP/PRominp, Science without borders and other specific programs toward the industry, training the human resources in universities and technology institutes.

The ANP recently launched the Technology Innovation Awards in order to award distinguished projects, which were funded by the resources of the R&D Investment Clause, and contribute to the increase of the local content. The winner of this first edition, called zero edition, was the project named “Subsea Oil Water Separation System”, designed by Petrobras and which resulted in the development of the world’s first subsea oil water separation system in deep waters.

M.O. - For you, what can be done to improve the inspection to avoid environmental damages? Is it possible to advance over the next years, mainly because of the new oil frontiers to be explored?

J.G. - In spite of the fact that ANP is not responsible to issue environmental rules, the regulator is very conscious about those issues. In this context, we follow the best practices used by oil companies around the world. As the regulatory process is very dynamic, the ANP will work to adjust its rules to the environmental issues that will appear over the next years to ensure safety in the oil activities.  MACAÉ OFFSHORE 17

CAPA

PETROBRAS 60 ANOS

Antes, agora e

depois

Gigante na terra e no mar comemora mais uma década com grandes conquistas num cenário de desafios e incertezas Por Brunno Braga, Flávia Domingues e Rosayne Macedo

F

orte intervenção governamental, dúvidas sobre os rumos da sua política de petróleo e gás, aumento de importações de petróleo, queda no seu valor de mercado e, até mesmo, alvo de espionagem internacional. Estes são alguns dos temas que circundam a Petrobras no ano em que completa 60 anos de história. Contudo, mesmo com toda a nuvem cinzenta que paira sobre a companhia nos dias atuais, é correto também afirmar que a Petrobras é um caso de sucesso.

Fotos:Agência Petrobras / Arte: Macaé Offshore

18 MACAÉ OFFSHORE

A maior empresa brasileira e uma das maiores do segmento no mundo angariou, ao longo da sua existência, respeitabilidade nacional e internacional, sobretudo em função dos muito bem sucedidos resultados nas atividades petrolíferas em águas ultraprofundas.

Prova disso é o volume de reservas provadas da empresa, que chega à casa dos 16,4 bilhões de óleo equivalente, com produção diária de 2,4 milhões de barris.

São resultados a serem comemorados, apesar de o momento atual gerar muitas preocupações no mercado como um todo. Por isso, as perspectivas da companhia para o seu futuro sustentável também são objetos de debate. Se na opinião de especialistas ainda é possível ter boas perspectivas sobre a empresa, pavimentar financeiramente o caminho tem se mostrado tarefa mais do que urgente.

capa

De janeiro a julho, as compras de petróleo e derivados efetuadas pela Petrobras somaram US$ 25,8 bilhões, cerca de quatro bilhões a mais registrados no mesmo período do ano passado. E esse resultado, que poderá pesar para que o Brasil tenha um déficit de US$ 2 bilhões em 2013, segundo estimativas da Associação Brasileira de Comércio Exterior (AEB), trará grandes dificuldades para a Petrobras.

Em entrevista coletiva às vésperas do aniversário de 60 anos da empresa, completados em 3 de outubro, a presidente Graça Foster revelou que o plano de desinvestimentos da empresa (venda de ativos) já alcançou 50% do previsto. Com o processo de exploração de Libra prestes a iniciar, a corrida para fazer caixa suficiente para as atividades tem se tornado crucial para a sobrevivência da empresa.

E quando se fala em futuro e expectativas, especialistas e profissionais do setor costumam traçar cenários otimistas e pessimistas, trabalhando sempre

com os dados presentes e o histórico da evolução dos processos envolvidos.

Desde o primeiro poço offshore perfurado, o 1-ESS-1, em 1968, até o anúncio da descoberta de reservas gigantescas no Campo de Libra, na Bacia de Santos, os desafios que se apresentam para os anos seguintes são muitos.

Enquanto se debruçam para finalizar até dezembro o Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2014-2018, técnicos da empresa buscam fechar o planejamento até 2030, quando a estatal já deverá produzir mais que o dobro de sua capacidade atual. Para garantir caixa para suportar as novas metas, cinco programas estão em andamento - Proef, Procop, PRC-Poço, Infra-log e Prodesin –, dando suporte ao PNG 2013-2017, que prevê investimentos de US$ 207,1 bilhões em 707 projetos em implantação. Outros 177 novos projetos, que somam US$ 29,6 bilhões, ainda dependem de viabilidade técnico-econômica e disponibilidade de recursos.

Além de se comprometer em dobrar a produção atual em 2020, a empresa luta para retomar parte da credibilidade perdida, após viver, recentemente, períodos de grande entusiasmo, muito por conta das descobertas de petróleo no pré-sal. Para muitos especialistas ouvidos pela Macaé Offshore, a maior empreitada da Petrobras será convencer investidores que a companhia é economicamente viável. Tarefa essa que vem se mostrando difícil.

Para ficar mais esbelta, a sexagenária teve que cortar na própria carne. Até o primeiro semestre já havia enxugado R$ 2,9 bilhões dos R$ 4 bilhões previstos em seu Programa de Redução de Custos Operacionais (Procop) até o fim deste ano. Também conseguiu vender US$ 4,8 bilhões dos US% 9,9 bilhões que pretende se desfazer este ano, como meta no seu Programa de Desinvestimento (Prodesin) que deve trazer mais folga ao caixa da companhia.

Foco em E&P pode ser a saída Com o controle de preços dos combustíveis, principal receita da companhia, a estatal acumula perdas que podem comprometer as atividades previstas em seu Plano de Negócios. Para Edmar Almeida, professor e membro do Grupo de Economia de Energia do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), a Petrobras foi vítima de retrocesso na política de petróleo no Brasil capitaneada pelo governo e que, por isso, começa a sofrer os reflexos das últimas medidas.

Segundo ele, antes de 1997, quando foi aprovada a lei 9478, os preços eram regulados e frequentemente represados pelo governo, com o objetivo de controlar a inflação. Foi feito um

esforço enorme após 1997 para reformar o setor visando à liberalização dos preços. A partir de 1997, a política de preços era buscar um alinhamento dos preços domésticos e internacionais, ainda que o governo buscasse evitar a volatilidade dos preços domésticos.

“Assim, o alinhamento não era imediato, mas havia uma razoabilidade no sentido de evitar desalinhamentos muitos prolongados. Atualmente, voltamos a represar preços para evitar impactos inflacionários. Isto significa que voltamos a ter os problemas da década de 1980 no setor de combustíveis no Brasil. O setor está refém da política macroeconômica, que se deteriorou nos últimos anos. Por isto, perdemos o

alinhamento com o mercado internacional”, analisa o acadêmico.

Ele aponta, também, a necessidade de a empresa melhorar sua estratégia de negócios. “Vai ter que focar muito mais do que foca hoje no negócio de exploração e produção offshore. A empresa precisa de enorme quantidade de recursos financeiros, tecnológicos e humanos para desenvolver o présal. Sem focar nesta tarefa, a Petrobras pode passar por dificuldades financeiras e operacionais”, adverte.

Neste cenário, ganha peso e importância cada vez maior o Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef), já que a partir da ampliação da produção de óleo da região, será possível gerar MACAÉ OFFSHORE 19

CAPA

1953 Sancionada em 3 de outubro a Lei nº 2004 pelo presidente Getúlio Vargas, que cria a Petrobras. Suas operações eram supervisionadas pelo Conselho Nacional do Petróleo

1954 No dia 10 de maio tem início as explorações da Petrobras. Nesse momento, a refinaria Mataripe, na Bahia, era o maior ativo da estatal

mais receita para investir no desenvolvimento do pré-sal de Santos.

Com isso, a petroleira poderá alcançar a meta ambiciosa de crescer em sete anos mais do que em seis décadas, passando sua produção para 4,2 milhões de barris diários, quase o dobro dos 2,4 milhões de barris/dia registrados em julho.

Para focar em E&P, no entanto, será necessário um alinhamento com o governo no que tange à missão da Petrobras. “O governo usa a empresa para promover suas políticas em outras áreas do setor energético. Se isto continuar, o governo pode expor a empresa a riscos econômicos

e financeiros crescentes”, avalia o especialista.

Entretanto, Almeida considera ser possível vislumbrar o futuro da empresa com certo otimismo, especialmente pelo fato de a atual diretoria da estatal estar focada na melhoria da gestão operacional. “Esta é a marca da gestão atual. Busca-se eficiência operacional e redução de custos.

A Petrobras tem a oportunidade de reforçar sua liderança mundial na exploração offshore profunda. Com o présal, pode se tornar a empresa referência mundial nesta tecnologia. Para isto, vai ter que focar seu desenvolvimento econômico e tecnológico nesta área”.

1963 Criação do Cenpes, primeiro centro de pesquisa da estatal, responsável pelo desenvolvimento tecnológico nas áreas de exploração, produção e refino de petróleo e gás

1968 Primeira descoberta no mar no Campo de Guaricema (SE), a 80 metros de profundidade, com o apoio da P-1, a primeira plataforma de petróleo construída no Brasil

1976 Descoberta de reservatório gigante na Bacia de Campos, com 100 mil km². A região se torna a maior área petrolífera do país, diminuindo a dependência internacional de petróleo

20 MACAÉ OFFSHORE

Cenário de incertezas Walter de Vitto, consultor de petróleo da Tendências Consultoria Integrada e um dos autores do livro Petróleo – Reforma e contrarreforma do setor petrolífero brasileiro, afirma que o cenário futuro da Petrobras apresenta diversidade de estimativas que reflete o elevado grau de incerteza envolvendo a mensuração de reservas, incerteza técnica quanto ao montante que se pode extrair do reservatório e as dúvidas sobre a viabilidade econômica quanto ao potencial de comercialização do

petróleo, dados os custos do empreendimento e os preços do mercado.

“Para fazer frente às necessidades de recursos derivados da obrigação de participação mínima, o governo promoveu a capitalização da Petrobras, em grande parte financiada pela injeção de recursos da União obtidos pela cessão onerosa de cinco bilhões de barris. A injeção de recursos na Petrobras será suficiente para o desenvolvimento do pré-sal ou será a Petrobras um gargalo que irá protelar a exploração de recursos?”, questiona o consultor.

capa

Ingerência do governo pode atrapalhar O vice-presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobras (Aepet), Fernando Siqueira, observa com certo otimismo o futuro da Petrobras. Porém, faz ressalvas quanto à ingerência governamental na empresa. “Se o governo não atrapalhar a Petrobras, como tem feito, a empresa terá um futuro ainda mais promissor”, afirma o engenheiro, que entrou na companhia em 1972, um ano antes da primeira crise do petróleo e se aposentou em 1995.

“O governo não tem que intervir na empresa, e sim dar à Petrobras plena autonomia. Ele não deveria ter cadeira no conselho de administração. O certo seria a formalização de um contrato de gestão, estabelecendo algumas metas”, salienta. Siqueira acrescenta que o futuro de sucesso da Petrobras tem que estar alinhado com um projeto de desenvolvimento da cadeia de fornecedores nacional.

“A Petrobras precisa reforçar o seu papel como uma empresa que gera o desenvolvimento da cadeia nacional.

Nos anos 70, havia cerca de cinco mil empresas fornecedoras genuinamente brasileiras. Hoje, esse número é muito inferior. Por isso, é preciso definir melhor o que consta na lei sobre conteúdo local e retomar com a força de antes”, ressalta.

Neste sentido, as perspectivas são positivas. Para conquistar os novos recordes, já prevendo a demanda a ser gerada por Libra, primeira área a ser leiloada sob regime de partilha no país, grandes investimentos serão necessários, gerando grandes oportunidades de negócios para a indústria nacional de fornecedores de bens e serviços. Serão 38 novos FPSOs, mais 7 mil km de novas linhas e 1.500 árvores de natal molhadas (ANMs),

Fotos: Agência Petrobras

1977 Começa a exploração comercial com o Campo de Enchova, na Bacia de Campos, com uma produção de 10.000 barris por dia em uma plataforma flutuante

mais do que já foi instalado até hoje no Brasil.

Também serão necessárias muito mais unidades estacionárias de produção (UEPs), que deverão ser de fabricação nacional em sua quase totalidade.

Diante de uma frota três vezes maior de unidades de produção offshore, haverá ainda fortes impactos na logística de abastecimento, operação, manutenção, inspeção e offloading. Somemse a isso mais helicópteros, barcos de apoio, petroleiros para offloading e toda a infraestrutura necessária em terra para dar suporte a essas operações.

Ou seja: há oportunidades para muitos elos da cadeia produtiva.

1980 Na década de 80, tem início a perfuração em águas profundas. O Campo de Albacora, na Bacia de Campos, foi o primeiro descoberto nesta profundidade

1985 Primeira petroleira a realizar uma completação submarina sem a utilização de mergulho humano, em profundidade de água de 383 metros. A operação foi recorde mundial.

1986 Quebra de recorde na perfuração de poços em profundidades de mais de 1.200 metros e produção próximo a 400m.

1987 Anúncio do Campo de Marlim, o segundo em águas profundas da Bacia de Campos

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CAPA

Investir em qualificação é fundamental 1988 Estatal supera marca em águas profundas pela produção no Campo de Marimba, na Bacia de Campos, a 492 metros abaixo do nível do mar.

1989 A empresa alcança a marca de 675.135 barris diários.

1992 Reconhecimento pela superação e desafios de extrair em águas profundas: recebe, pela primeira vez, o Distinguished Achievement Award, da OTC, o prêmio mais relevante do setor.

1997 Setor passa a ser regulado pela ANP por conta da Lei 9.478/97 e a Petrobras passa a competir com companhias estrangeiras em leilões públicos. Sai vencedora em cinco das sete propostas já na primeira licitação

1998 Criada a Transpetro, apoiada pela legislação que reestruturou o setor petrolífero no país

22 MACAÉ OFFSHORE

Transferir conhecimento entre os empregados é outro grande desafio da Petrobras. Hoje são 86.114 colaboradores – sendo 34 mil novos somente em menos de 10 anos – e uma relação de 26,71 homem/barril – fora os 360 mil terceirizados. Porém, quase metade da força de trabalho da empresa está acima dos 45 anos de idade, o que revela a necessidade de qualificar mão de obra para atuar nos novos projetos a ser desenvolvidos.

Virgílio José Martins Ferreira Filho, professor de Engenharia de Petróleo e Engenharia de Produção da Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), considera que a companhia terá cada vez mais importância no contexto da economia brasileira e que por isso a parceria entre a Petrobras e universidades é de grande importância para o fornecimento de pessoal qualificado, por meio dos seus concursos de admissão, selecionando uma parcela considerável dos melhores profissionais disponíveis.

“Este processo se realimenta com a política da companhia de estimular

a formação continua de seus profissionais e muitas universidades têm hoje em seus cursos de mestrado e doutorado alunos que são empregados da empresa e que estão ali trazendo problemas e questões de natureza teórica e aplicada, numa via de mão dupla: enriquecendo a universidade com questões desafiadoras e propiciando à empresa soluções para problemas novos.

O professor destaca a importância que teve e tem o CTPetro, fundo criado com recursos das taxas governamentais pagas pela produção de petróleo, e o PRH - ANP, programa de formação de recursos humanos concebido e gerenciado pela ANP, que possibilitaram a disseminação de conhecimento, via implantação de cursos com ênfase no setor petróleo e gás em várias áreas de conhecimento e em diversas universidades. “É notório o avanço obtido ao longo dos últimos dez anos de um tema antes circunscrito ao ambiente da Petrobras, hoje presente em diversas universidades, discutido e apresentado em um grande número de seminários, congressos, exposições, com crescente participação de pesquisadores nacionais e internacionais”, comenta o acadêmico. Ele ressalta, contudo, que

COVER

é preciso pensar em melhorias na regularização dos convênios de forma a

soluções. O estabelecimento de parce-

garantir os trabalhos em curso.

mecanismos permitirão a identificação

“Isso é importante para que os projetos não sejam interrompidos em suas

e o apoio a grupos emergentes são as-

rias de mais longo prazo e a criação de

pectos que merecem ainda atenção”.

Olhar para novas matrizes energéticas empresas em ações de apoio à implantação de centros de pesquisa e desenvolvimento de grandes prestadoras de serviço no Brasil.

Passa a negociar papéis na Bolsa de Nova York e atinge a venda de 180 milhões de ações pelo equivalente a US$ 4 bilhões de dólares. Hoje está presente também na Bovespa, BCBA (Bolsa de Comércio de Buenos Aires) e Latibex (Bolsa de valores latino-americanos, na Espanha)

2001 Acontece uma das maiores tragédias da companhia: duas explosões em uma das colunas da P-36 mataram 11 funcionários

“O pré-sal se configura como uma grande força alavancadora desta importância, tanto pelos grandes volumes envolvidos, quanto pela necessidade de vencer os desafios decorrentes da necessidade de produção em condições que estão na fronteira tecnológica”, diz Ferreira Filho.

AE

O professor da UFRJ alerta que a Petrobras precisa, também, estar atenta às mudanças no panorama energético mundial, com o aumento da produção de petróleo e de gás nos Estados Unidos, a adoção crescente de tecnologias das energias eólica e solar e a expansão global da produção de gás não-convencional. Para isso, a empresa precisa intensificar os esforços de desenvolvimento científico, em cooperação com diversas universidades e

2000

Importância para a cadeia de fornecedores Do lado empresarial, mesmo com percalços e incertezas da companhia, os 60 anos da Petrobras representam uma data a ser comemorada. Para Eloi Fernández y Fernández, diretor geral da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), a Petrobras cada vez mais vem se consolidando ao longo dos seus 60 anos de existência como uma das mais importantes empresas de energia do mundo.

O executivo relembra que a estatal passou por diferentes etapas até chegar a esta marca, como refino, produção em terra, águas rasas, profundas, ultra-profundas e agora o pré-sal. “Forte investimento em formação de recursos humanos, pesquisa e desenvolvimento e fortalecimento de fornecedores nacionais geraram para o País muito mais do que o abastecimento

energético e este é o grande diferencial da maior empresa brasileira”, destaca.

Hoje, a Petrobras tem como um de seus desafios aumentar em 15 pontos percentuais o nível de conteúdo local.

Para isso, deverá continuar investindo em apoiar empresas nacionais no desenvolvimento de tecnologias não disponíveis no

2003 Pela primeira vez, atinge a produção de 2 milhões de barris/dia e inicia a produção de cinco plataformas, o que aumenta a sua capacidade em 510.000 barris/dia.

2006 A estatal declara o Brasil autossuficiente em petróleo, tendo marco a entrada em operação da plataforma P-50. Porém, o Brasil começa a ter que importar novamente petróleo de outros países. No mesmo ano, a estatal foi incluida no Dow Jones Sustainability Index, o mais importante índice de sustentabilidade mundial

2006

mercado ou atrair fornecedores estrangeiros com tecnologia proprietária.

Descoberta do pré-sal em Tupi, atual campo de Lula, na Bacia de Santos. A comprovada qualidade do óleo torna esta uma das mais importantes descobertas da história recente de energia mundial.

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CAPA

2008 Lançamento da primeira plataforma semissubmersível100% brasileira, a P-51. Também é criada a Petrobras Biocombustíveis

Referência também para seus clientes 2009 Início da produção do pré-sal. A primeira extração ocorreu no Campo de Jubarte, na região conhecida como Parque das Baleias (ES), ao norte da Bacia de Campos

2010 A estatal teve a maior capitalização de sua história, com a maior oferta de ações registradas na história mundial. Levantou R$ 120 bilhões e emitiu mais de 4 bilhões de ações.

Então presidente Lula sanciona lei com novo marco regulatório para camada do pré-sal e áreas consideradas estratégicas

2012 Graça Foster é a primeira mulher presidente da companhia. Com visão mais técnica e menos política, a executiva assumiu o cargo com inúmeros desafios

2013 - futuro A companhia é dona da maior carteira de investimentos da indústria mundial e estima investir US$ 236,7 bilhões no período 20132017. Com 900 projetos em carteira, meta é se tornar duas vezes maior em 2020, quando, enfim, o Brasil deverá se tornar autossuficiente em petróleo

24 MACAÉ OFFSHORE

O fato de ser um fornecedor da Petrobras chancela as empresas para atender o exigente mercado de óleo e gás, atestando para os clientes a certeza de uma capacidade técnica para desenvolver produtos e serviços de qualidade e a custos competitivos. Daniel Carmerini, sócio-gerente da Ativatec, empresa especializada em robótica submarina, destaca a importância de prestar serviços para a estatal. “A empresa é referência mundial em exploração e produção de petróleo em águas profundas e, desta forma, ser um fornecedor da Petrobras comprova que cumprimos e fornecemos produtos e serviços com rigorosos padrões de qualidade”.

A Intertank, que está há mais de 30 anos no mercado, também tem uma história de parceria com a Petrobras, para a

qual fornece locações e manutenção de contentores para o transporte de químicos da frota da BR Distribuidora. Paulo Roberto Bueno, gerente de Unidade de Negócios da Intertank, conta que a empresa iniciou sua operação atendendo exclusivamente à área onshore, com contentores de ação inox, modelos cúbicos e cilíndricos.

“Foi por meio dos nossos clientes que iniciamos o fornecimento para a Petrobras no ano 2000. Os nossos clientes necessitavam entregar seus produtos, que são aplicados no tratamento químico do petróleo nas plataformas, como os desemulsificantes e antiespumantes, e começaram a fazê-lo com os nossos contentores onshore, que são em aço inox, mas não possuíam a gaiola protetora”, relembra Bueno.

Soluções desenvolvidas em conjunto Ser fornecedor da Petrobras implica em muitas vezes encontrar soluções em conjunto. A Intertank, por exemplo, já nos primeiros embarques para a estatal verificou que os contentores voltavam com muitos danos. “Nessa época procuramos a Petrobras e apresentamos sugestões para estabelecer regras mínimas para essa operação, como espessura do barril e especificação de materiais para as gaiolas, com o objetivo de garantir a integridade dos produtos químicos. Também procuramos a

Diretoria de Portos e Costas da Marinha (DPC)”, conta Bueno.

As exigências acabam resultando em melhorias, também, para os processos internos dos fornecedores da estatal. “O alto nível de exigência dos seus fornecedores e prestadores de serviço direcionam as empresas a estarem sempre se aperfeiçoando e investindo em novas tecnologias.

Com isso, a nossa empresa está sempre ativa na busca de soluções para esse mercado, nos colocando na vanguarda em nosso segmento”, destaca. 

CAPA

Petrobras em números:

1

Investimentos (R$ bilhões)

Produção diária barris** por dia

84

2.598.300

Receita líquida (R$ bilhões)

barris de gás natural

281

empresa mais lembrada na categoria combustível no Brasil

Fonte: Prêmio Folha Top of Mind (outubro/2012)

472.300

Lucro líquido (R$ bilhões)

3 4

Reservas (bilhões de barris)***

21

16,4

Acionistas

Plataformas de produção****

573.201

marcas ao longo da história

Fonte: Petrobras

135

Presença global (países)

25

Número de empregados

Refinarias

85.065

marca mais valiosa da América Latina

15

Fonte: Consultoria Millward Brown (maio/2013)

7

Rendimento das refinarias (barris de derivados/dia)

2.249.000

Frota de navios ******

237

Dutos (km)

maior empresa de energia do mundo

31.265

Fonte: PFC Energy (janeiro/2013)

19,7

7

Postos

bilhões de reais: valor da marca Petrobras

8.507

Usinas termelétricas *****

Fábricas de fertilizantes

Usinas eólicas

19

3

Fonte: Consultoria BrandAnalytics (abril/2012)

25

Usinas de biocombustíveis *******

1958

1972

4 1994

maior empresa do mundo

Fonte: Forbes (julho/2013)

Fonte: Petrobras / Macaé Offshore *Dados referentes ao ano de 2012 – Atualização anual / Última atualização: março de 2013 **Barris por dia de petróleo e gás natural liquefeito (GNL) ***Barris de óleo e gás equivalente – Critério SEC (Securities and Exchange Commission)

**** 80 Fixas, 55 flutuantes *****Apenas termelétricas movidas a gás natural ******60 de propriedade da Petrobras *******5 de produção, 2 experimentais

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COVER

PETROBRAS 60th anniversary

Before, now and

after

The major company celebrates another decade of great achievements in a challenging and uncertain scenario

By Brunno Braga, Flávia Domingues and Rosayne Macedo

G

overnment intervention, doubts about the oil and gas policies, increase in gasoline imports, market value on decline and victim of US spying are among the issues that surround Petrobras in the year of its 60th anniversary. Despite all these problems, it is also correct to say that the company is an example of success.

Brazil’s biggest company and one of the majors oil company in the world, Petrobras has gained, throughout its trajectory, international and national respect, mainly because of its great results in its ultradeep water activities.

Currently, the company’s proven oil reserves are estimated in 16.4 billion with a production of two million barrels of oil equivalent per day (boed).

Indeed, these are results to be celebrated, although the current company’s moment raises some concerns in the market as a whole. Therefore, perspectives about the future of the company are greatly debated. If in some analysts’ view it is possible to have good expectations, they also said that the company needs to have a sound financial management as soon as possible.

26 MACAÉ OFFSHORE

From January to July, 2013, the imports of oil and gasoline reached US$ 25.8 billion, roughly US$ 4 billion more than registered in the same period of the previous year. This amount of buying, which might impact Brazil’s trade balance, may harm Petrobras financial situation even more.

In a press conference, Petrobras CEO Graça Foster said that the company’s disinvestment plan has achieved 50%. With Libra exploration and production process about to start, running after cash has become crucial for the survival of the company.

On talking about the future and expectations, experts and professionals of the sector tend to think about optimistic and pessimistic scenarios, taking into account the current data and historical process. From the first well drilled in 1968 to the announcement for Libra field giant oil reserves, there are many challenges in the future While the company battles to have its Business Plan 2014-2018 ready by the end of the year, its board of directors seek to have its planning done by 2030 when the state-owned oil

company’ output might double. In order to ensure cash flow to achieve its goals, Petrobras established five programs - Proef, Procop, PRC-Poço, Infralog e Prodesin – to support its Business Plan 2013-2017, with 707 projects and investments of US$ 207.1 billion. There are other 177 new projects to be implemented with investments of US$ 29,6 billion. The projects were not approved by the company yet.

Besides its commitment to double its output by 2020, the state-owned oil company battles to restore its credibility, after experiencing moments of great enthusiasm mainly because of the pre-salt discoveries. For many experts heard by Macaé Offshore, Petrobras main challenge is to persuade investors that the company is economically viable. This task has been very difficult though.

To face these problems, Petrobras decided to cut costs. Until the first semester of the year, the company has cut US$ 2.9 billion from the US$ 4 billion predicted in its Operational Costs Cut Program (Procop). Also, the company sold US$ 4.8 billion from US$ 9.9 billion aimed in its disinvestment program (Prodesin).

COVER

Focusing in E&P is a must

With the government control on the gasoline prices, the company’s main source of revenue, Petrobras has been accumulating losses that can jeopardize its activities described in its Business Plan.

For Edmar Almeida, Professor of Economy at the Federal University of Rio de Janeiro, Petrobras has been a victim of wrong policies of the government and now the state-owned oil company is beginning to face the causes of the government’s latest measures. Before 1997, when the Oil Act was approved, the gasoline prices were regulated by the government in order to control the inflation. With the act, efforts were made to reform the sector to liberalize the prices.

He says that before 1997, when the Oil Act was approved, the gasoline prices were regulated by the government in order to control the inflation. With the act, efforts were made to reform the sector to liberalize the prices.

So we can see the same problems in the fuel market in Brazil as it was seen in the 1980’s. Petrobras is a hostage of the macroeconomic policy and this policy has been deteriorated over the past few years.

Therefore, we don’t have the price alignment with the international gasoline prices anymore,” the scholar says.

He also said that the company must improve its business strategy. “Petrobras needs to focus more on the exploration and production than today. The company will need huge amount of financial, technological and human resources to operate in the pre-salt. Without focusing on this task, Petrobras will face operational and financial difficulties”, he warns.

He also said that the company must improve its business strategy. “Petrobras needs to focus more on the exploration and production than today. The company will need huge amount of financial, technological and human resources to operate in the pre-salt. Without focusing on this task, Petrobras will face operational and financial difficulties. Yet this is going to depend on the alignment between the government and Petrobras. The government uses Petrobras to work in other energetic areas. It needs to be changed, otherwise the government may expose the company to growing financial risks”, he evaluates.

Yet Professor Almeida believes that it is possible to be optimistic about the future of the company, specially because its current board of directors is working to improve its operational management.

“This is the face of the current board. The directors seek operational efficiency and cost cuts. Petrobras has an opportunity to reinforce its world leadership in deep water drilling. With the pre-salt, Petrobras will become a reference in offshore technology in the world. To achieve that, the company will have to focus on the economic and technological development in this field.

From 1997 onward the policy of gasoline price was aligned with the international prices, although the government tried to avoid their volatility. Thus, this alignment was not constant. Currently the government is denying to raise gasoline prices in order to avoid inflation.

In this scenario, the Program for Increasing Operational Efficiency in Campos Basin Business Unit is gaining momentum because with the growth of the basin’s output Petrobras will have revenues to invest in Santos basin pre-salt.

It can enable the company to increase in seven years more than in six decades, achieving an output of 4.2 million barrels of oil equivalent per day, almost the double of its current output, which is 2.4 million boed registered last July.

Uncertainties

Government intervention may harm the company

The consultant Walter de Vitto from Tendências Consultoria Integrada says that the future of Petrobras presents several perspectives which shows the high level of uncertainty related to the amount of reserves, technology and current economic viability for the commercialization of oil,taking into account the costs of this enterprise and the prices in the market.

The vice-president of the Association of Engineers of Petrobras, Fernando Siqueira, is also optimistic about the future of the state-owned oil company. But he is worried about about the government meddling in the company. “ If the government does not intervene in Petrobras, as it has been done the company will have an even brighter future,” said the engineer who joined the company in 1972.

“In order to ensure the resources to operate in the pre-salt, the government promoted the capitalization of Petrobras, most part of it financed with the resources of the Union through the onerous cession of five billion barrels in the pre-salt. Will those resources be sufficient to develop the activities in the pre-salt or Petrobras will become a bottleneck that is going to postpone the exploratory process?”, the consultant asks.

“The government has to give Petrobras full autonomy. It should not have a seat on the board of directors. The right thing would be to set a management contract, setting some goals, “he said. Siqueira adds that the future of Petrobras have to be aligned with a development project of the national supply chain “Petrobras needs to strengthen its role as a company that manages the development of the national chain. In the ‘70s, there were about five thousand suppliers

genuinely Brazilian. Today, this number is much lower. Therefore, it is necessary to define the local content requirements and resume the national supply chain productivity.”

There are good expectations. In order to achieve the company’s goal, huge investments will be necessary, creating business opportunities to the oil and gas supply chain, specially with the pre-salt oil field Libra on demand. Petrobras will acquire 38 FPO, seven thousand kilometer of pipelines and 1.500 of wet Christmas tree.

More stationary production unit (UEP) will also be needed. The new UEPs will be built in Brazil. The new offshore production units will impact the logistics, activities, maintenance, inspection and offloading areas. Also, more helicopters, supply vessels, oil tankers and all onshore infrastructure will be required to support the company’s activities.

MACAÉ OFFSHORE 27

COVER

Training the workforce is crucial

Knowledge exchange among employees is another major challenge for Petrobras. Today there are 86,114 employees - with 34 000 new workers in less than 10 years. However, almost half of the company’s workforce is over 45 years old in average, which shows the need to train its employees to operate the new projects that are being carried out.

Virgilio José Martins Ferreira Filho, Professor of Oil Engineering in the Federal University of Rio de Janeiro (UFRJ), says that the company is

Seeking other energetic sources The Professor of UFRJ warns that Petrobras must also be alert to the changes in the global energy scenario, with the increase of US output, the expansion of the unconventional gas activities and the the advance of the renewable sources.

Therefore, the company needs to intensify its efforts to expand scientific development, in cooperation with several universities and other companies to support the creation of research and development centers in Brazil. “The pre-salt configures itself as a major force because of its huge amount of oil and the need to meet the challenges to produce oil using state of the art technology,” says Mr Ferreira Filho.

increasing its importance within Brazil’s economy and thus the partnership between Petrobras and universities is really important. “This partnership stimulates the formation of skilled workforce.

Many professionals of Petrobras are doing their masters and doctorate in a number of universities. There, they work to enrich the academy with challenging issues and give the company solutions to new problems”, he says.

“The progress achieved over the last ten years is remarkable. Issues that were restrict in the environment of

Petrobras, now they are discussed and presented in a large number of universities through seminars, conferences, exhibitions, with growing participation of national and international researchers, “said the scholar. He points out, however, that it is important to think about improvements in the regulation of the agreements so that the work in progress. “This is important so that the projects are not interrupted. The establishment of partnerships and longer-term mechanisms that allow identifying and supporting emerging groups are aspects that deserve further attention. “

A very important company to the supply chain From the suppliers’ side, though some uncertainties, Petrobras 60th anniversary must be celebrated. National Organization of the Petroleum Industry (ONIP) general director Eloi Fernandez y Fernandez says that Petrobras has been consolidating throughout its 60 years of existence as one of the leading energy companies in the world.

The executive recalled that the state-owned oil company has passed through different steps to reach this mark as refining, onshore production, shallow, deep, ultra deep waters to reach the pre-salt. “Strong investment in human resources

training, research and development and strengthening of national suppliers generated for the country much more than the energy supply and this is the great advantage of the largest Brazilian company,” Mr Eloi says.

Today, Petrobras’ goal is to increase by fifteen percentage points its local content level. Therefore, the company will continue to invest in supporting domestic companies in order to help them to develop technologies not available in the market or attract foreign suppliers with their own technology.

Solutions found together An example to its clients Being a Petrobras supplier ensures a company a certain technical capacity to develop products and services with quality and competitive prices. For Ativatec manager Daniel Carmerini highlights the importance of being a Petrobras supplier. Ativatec is a company specialized in subsea robotic. “Petrobras is a world reference for deepwater exploration and production. Therefore, being a Petrobras supplier proves that we are very well adjusted to

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the standards of quality required.”

Intertank, a company that supply containers for transporting chemical fleet of BR Distribuidora. The company’s Manager Paulo Roberto Bueno says that the company started its operation supplying Petrobras’ onshore areas. “ We started supplying to Petrobras in 2000 through our clients. Our customers needed to deliver their products to Petrobras” Mr Bueno recalls

Being a Petrobras supplier means finding solutions together. Intertank, for instance, found that the containers shipped for Petrobras returned with a lot of damage.

At this time we talked to Petrobras and suggested to establish better procedures for this operation in order to ensure the integrity of the chemical products shipped.” said Mr Bueno. He mentioned that those demands resulted in betterment for the suppliers procedures.

“The growing demand for suppliers and service providers made the supply chain companies improve and invest in new technologies. Thus, our company is always on the search for solutions to this market, working to be at the forefront in our industry,” Mr Bueno says. 

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Por dentro do mercado

Petrobras 60 anos: o que comemorar?

Por Celso Vianna Cardoso*

R

ecentemente Steve Ballmer, CEO da Microsoft, anunciou que se afastaria da empresa dentro dos próximos 12 meses e o mercado reagiu fazendo com que as ações subissem 8% em um dia, fechando a US$ 35,02.

Este fato serve como exemplo claro de que como o mercado expressa sua preferência pelos gestores de suas empresas-alvo.

Como nesta edição a coluna se propôs a fazer uma análise mais detalhada sobre como os problemas de gestão na Petrobras fizeram com que o preço de suas ações se encontrasse perto das mínimas históricas, essa notícia nos parece bastante emblemática.

Não que a Microsoft (US$ 278 bilhões) e a Petrobras (US$ 89,6 bilhões) tenham qualquer semelhança em suas operações ou ainda que Ballmer e Graça Foster sejam gestores que possam ser comparados entre si. O que chama a atenção é única e exclusivamente a visão do mercado sobre os gestores dessas empresas.

Não acreditamos que Graça Foster faça uma gestão ruim ou temerária, mas o problema parece ser o uso político que o principal acionista faz com a empresa. O efeito dessas ingerências se percebe claramente quando analisamos a situação das demais empresas do setor de O&G no resto do mundo.

Enquanto Exxon Mobil, Chevron Texaco, Shell e BP, entre outras, estão vendo o preço de suas ações ou próximas ou

rompendo topos históricos, a Petrobras encontra-se abaixo do menor patamar de preço desde a crise de 2008.

Só para se ter um parâmetro de comparação, em 2008, quando as ações se encontravam no preço máximo, a Petrobras era a segunda maior empresa de O&G em valor de mercado, ficando atrás somente da Exxon Mobil, e tinha um valor aproximado de US$ 340 bilhões.

Desde 2008 até hoje as ações já sofreram uma queda de mais de 60%, sendo 26% desde a posse de Graça Foster, em fevereiro de 2012, sem que ela demonstrasse força para reagir durante todo o período.

Não faltam justificativas para essa queda acentuada: alta do dólar, falta de reajuste dos preços dos combustíveis e aumento da exposição ao risco, devido ao alto endividamento para investimentos no pré-sal.

Até o fechamento desta edição, o ministro Edison Lobão garantia que não haveria reajuste dos combustíveis nesse ano, o que vai tornar a vida da Petrobras um pouco mais difícil até dezembro.

Todos esses fatores fizeram com que o mercado promovesse contínuas desvalorizações no preço das ações da estatal, que hoje são negociadas abaixo do valor patrimonial, que monta em R$ 25,93. O preço de fechamento no início de outubro era de R$ 18,50, ou seja, as ações preferenciais da Petrobras (PETR4) foram negociadas a 71% do seu valor patrimonial.

Esta é uma situação bastante incomum, uma vez que os investidores que compram as ações usualmente o fazem com sobrepreço sobre o valor patrimonial e não o inverso.

Perda de participação no Ibovespa As sucessivas quedas de preço, aliadas à redução do interesse do investidor pelos papéis, fizeram com que a Petrobras perdesse quase 50% de participação no índice Bovespa, que representa a média dos ativos mais negociados em bolsa. Com isso, entra a pressão vendedora dos fundos de ação passivos, ou seja, aqueles que apenas procuram seguir o índice, replicando sua carteira teórica.

Com a perda de participação das ações da Petrobras (PETR3 e PETR4) no índice, esses fundos precisam adequar suas carteiras, vendendo as posições excedentes, o que acaba por ampliar ainda mais a pressão vendedora no papel.

A cada quatro meses a composição do índice Bovespa é reavaliada e para o período compreendido entre setembro e dezembro de 2013, a Petrobras terá uma participação de 7,6% (PETR4) e 2,75% (PETR3), contra 8% e 3%, respectivamente, no período anterior. Ou seja: não há muito o que comemorar neste mês de outubro, quando a empresa completa seus 60 anos.

OGX? Melhor deixar para a próxima edição! Se ainda existir.

*Celso Vianna Cardoso é analista de sistemas formado pela PUC-RJ e MBA em Gestão de Negócios pelo IBMEC. É co-autor do livro “Análise Técnica Clássica”, lançado pela Editora Saraiva em 2010, e diretor de Novos Negócios da Inove Investimentos.

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inside the market

Petrobras 60 years: Do we have to celebrate? * By Celso Vianna Cardoso

M

icrosoft CEO Steve Ballmer recently announced that he was leaving the company within the next 12 months. The market responded positively to Balmer’s announcement. Microsoft’s stock price rose 8% in one day reaching US$ 35.02 per share. This fact is a good example of how the market express its preferences for CEOs in its target-companies.

In terms of comparison, when the stock prices were at their higher level in 2008, Petrobras was the world’s second largest oil company, just after Exxon Mobil, priced at US$ 340 billion.

As I want to analyze how Petrobras’ management problems contributed to the drop of its stock price to its lowest level, this news seems to be emblematic. Surely Microsoft (US$ 278 billion) and Petrobras (US$ 89.6 billion) operate differently as well as Ballmer and Graça Foster cannot be compared.

What draws the attention is how the market sees the CEOs of these companies.

There are many justifications for this severe drop, the devaluation of real, the halt on gas prices increase and the company’s dealings with risk management because of the high debt caused by investments in the pre-salt.

I don’t think Ms Graça Foster mismanages the company. Yet the problem relies on the fact that Petrobras is used by its main shareholder. These impacts are seen when we analyze the situation of other oil companies around the world.

While Exxon Mobil, Chevron, Texaco, Shell and BP, among others, are seeing their stock prices increase at their historical level, Petrobras finds its price at the lowest level since 2008.

From 2008 up to now Petrobras shares slumped more than 60%, whereas 26% of that loss were seen since Graça Foster took office in February 2012. She has not been able to reverse this trend so far.

The Mines and Energy Minister Edison Lobão has announced that the gas price will not increase this year.

This will make Petrobras life a little bit harder by December.

Due to all these facts, the market devalued Petrobras share prices, which are negotiated below its net asset value, priced at R$ 25.93. In the beginning of October, the closing price of Petrobras net asset value was R$ 18,50. In other words, Petrobras preferred shares (PETR4) were negotiated 71% of its net asset value.

This is a very uncommon situation. Investors usually buy company’s

shares with higher prices than its net asset value. Not the opposite.

Lower participation in the Ibovepa The ongoing drop of its stock price aligned with the investor’s low interest for Petrobras shares were responsible to make the company lose roughly 50% of its participation in the Bovespa index. With that, the pressure to sell passive pension funds increases.

With the share losses of Petrobras (PETR3 and PETR4) in Ibovespa, these funds have to adjust their portfolio on selling stocks that have exceeded, increasing the pressure to sell the company’s stocks.

Every four months the Bovespa index is evaluated and for the period between September and December 2013 Petrobras will have a participation of 7.6% (PETR4) and 2.75% (PETR3) against respectively 8% and 3% seen in the same period last year. In other words, There’s really not much to celebrate in October, when the company completes its 60 years.

OGX? Let’s talk about this company on the next issue! If the company still exists, of course.

* Celso Vianna Cardoso is a system analyst graduated by PUC-RJ and MBA in Business Administration Management by IBMEC. Co-author of the book “Análise Técnica Clássica”(Classic Technical Analysis), released by Editora Saraiva in 2010 and New Business Director of Inove Investimentos.

MACAÉ OFFSHORE 31

ÓLEO & GÁS

Uma nova e polêmica

mina de ouro

12ª rodada pode revelar reservas de gás nãoconvencional no interior do país e abrir oportunidades de negócios para pequenas e médias operadoras Wilson Dias/ABr

Por Rodrigo Leitão

A

terceira e última licitação do ano de 2013 promete abrir uma nova fronteira para a indústria nacional e gerar novas oportunidades de negócios para a cadeia produtiva de óleo e gás no Brasil, especialmente para as pequenas e médias empresas. Mas as incertezas ainda são muitas. Confirmada para os dias 28 e 29 de novembro pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e aprovada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), a 12ª rodada de licitações deverá abrir o país para a exploração de gás não-convencional.

Este, pelo menos, é o principal objetivo do governo, que pretende leiloar 240 blocos exploratórios em 13 setores e sete bacias sedimentares, sendo 110 blocos exploratórios em áreas de novas fronteiras nas bacias do Acre, Parecis, São Francisco, Paraná e Parnaíba, além de 130 blocos exploratórios em bacias maduras do Recôncavo Baiano e de Sergipe-Alagoas, numa área total de 164 mil quilômetros quadrados.

“Os estudos da ANP mostram que o gás não associado no Brasil deve estar principalmente em terra, daí a razão 32 MACAÉ OFFSHORE

Magda, da ANP, aposta: “Se o gás não-convencional tiver que acontecer em algum momento no Brasil, será nessas bacias maduras que estamos licitando” Magda Chambriard(ANP): “If the unconventional gas has to be produced in Brazil, it is going to be found in those sedimentary basins we are auctioning”.

da licitação em novembro em áreas para gás não-convencional e convencional”, afirmou a diretora geral da ANP, Magda Chambriard, em evento no Rio de Janeiro. Segundo ela, todos os estudos da ANP mostram que é possível explorar gás convencional no País e, sobretudo, “que é interessante explorá-lo”. “Se o não-convencional tiver que acontecer

em algum momento no Brasil, certamente será nessas bacias maduras que estamos licitando na 12ª Rodada”, destacou.

Pelo menos três das bacias a ser ofertadas – São Francisco, Recôncavo e Sergipe-Alagoas – têm potencial para exploração de recursos não convencionais,

ÓLEO & GÁS

segundo declarou a superintendente de definição de blocos da autarquia, Eliane Petersohn, durante seminário técnico-ambiental da ANP, em setembro. O CNPE informou que o objetivo, nesses casos, é “atrair investimentos para regiões ainda pouco conhecidas geologicamente ou com barreiras tecnológicas a serem vencidas, possibilitando o surgimento de novas bacias produtoras de gás natural e de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais”.

Na visão do secretário executivo Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), Anabal Santos Jr, a exploração e produção de hidrocarbonetos por meio

de métodos não convencionais não podem ser desprezadas pelo Brasil, dada inclusive a necessidade de energia que o país demanda para seu crescimento.

“Atualmente a indústria no Brasil se vê diante dos desafios do pré-sal e assim será a cada dia que novas fronteiras estiverem sendo contempladas. As reservas de gás não-convencional no Brasil ainda necessitam ser mapeadas e isso será feito à medida que as operadoras sigam adiante com os planos de explorar as regiões licitadas. Não há certezas a priori em exploração: a situação real é definida ao longo da perfuração dos poços e dos testes de avaliação das formações”, afirma Anabal.

Para o gerente de Competitividade Industrial e Investimentos da Firjan, Cristiano Prado, o mercado brasileiro está com boas perspectivas em relação à exploração do shale gas e o leilão de gás não-convencional impulsiona ainda mais as expectativas. “O setor industrial percebe que está diante de uma grande oportunidade de expandir seu mercado. No entanto, para isso vai ter que diversificar produtos e serviços, avaliando seu portfolio e adaptando-o às exigências, ainda pouco conhecidas, do setor onshore de gás não-convencional. Investimentos em novas tecnologias e a busca por parcerias internacionais estarão na ordem do dia”, ressalta.

Oportunidades para pequenos e subfornecedores Antonio Batalha

Após arrematar três blocos exploratórios na 11ª Rodada, dois em terra, na Bacia do Parnaíba, e um no mar, na Bacia de Barreirinhas, a Ouro Preto Óleo e Gás (OPOG) tem planos para aumentar suas atividades nas bacias marítimas nas próximas rodadas de licitação promovidas pela ANP, tanto sozinha como em parceria com outras operadoras que possuam ou venham a possuir ativos nas bacias offshore.

Segundo o diretor geral da OPOG, Sergio Possato, a empresa pretende participar da 12ª Rodada de Licitação da ANP, visando a aumentar o portfólio da empresa. Para Possato, as bacias sedimentares terrestres do Brasil têm um grande potencial para a descoberta e a produção de gás natural, tanto convencional como não-convencional. “A exemplo do que vem ocorrendo nos Estados Unidos, isso poderá também ocorrer nas nossas bacias terrestres maduras”, ressalta.

Em entrevista à Macaé Offshore, o superintendente da Organização

Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Paulo Buarque Guimarães, explica que a 12ª rodada deve atrair novamente os pequenos produtores, seguindo o exemplo da 11ª rodada, onde pequenas e médias companhias não tanto expressivas no mercado adquiriram blocos país afora. “A produção em terra é a porta de entrada para a cadeia produtiva de petróleo e gás, porque os equipamentos são bem mais simples, principalmente para a cadeia produtiva”, afirma Guimarães.

Segundo ele, os fornecedores de Mossoró e da Bahia serão os mais beneficiados, pois são destes estados que saem os principais materiais para essa exploração.

“O problema é que o Brasil ficou cinco anos sem leilão

Para Paulo Guimarães, da Onip, produção em terra é porta de entrada para a cadeia produtiva de óleo e gás For Paulo Guimarães (Onip), the onshore output is the main entrance for the oil and gas supply chain

MACAÉ OFFSHORE 33

ÓLEO & GÁS

de blocos de petróleo e gás e isso é muito rum para a cadeia produtiva. A cadeia tem que enxergar um processo em longo prazo para fortalecer seus investimentos e estratégias”, ressalta Guimarães. Segundo o superintendente, foi colocada em pauta uma proposta pelo CNPE do leilão de gás natural em terra ser de três em três anos. “Até hoje, nada caminhou. Vamos esperar”.

exploração e produção tanto offshore quanto onshore estão inseridas em um mercado bastante exigente. São exigências que envolvem certificações, prazos e altos níveis qualidade. Para Prado, muitas vezes as pequenas e médias empresas não estão preparadas para fornecer nesse mercado, mas uma possibilidade para essas indústrias é o subfornecimento.

Para o gerente de Competitividade Industrial e Investimentos da Firjan, Cristiano Prado, as atividades de

“As médias e, principalmente as pequenas, podem atuar como subfornecedoras, o que permite a elas

encontrar um balanço entre escala, exigências técnicas e de recursos com seu potencial de produção e desenvolvimento. No caso das indústrias que já atuam em offshore, elas já estão acostumadas com os requerimentos de qualidade do setor e podem ter mais facilidade para entrar no mercado onshore, desde que consigam adaptar sua produção para as novas demandas. Novamente, parcerias e desenvolvimento de tecnologia serão a chave do sucesso”, afirma.

Divulgação

Mercado aponta pontos críticos Para o diretor geral da Ouro Preto Óleo e Gás (OPOG), na gestão operacional, o ponto crítico são os equipamentos e sondas que serão usados na perfuração de poços. “O parque industrial brasileiro ainda não fabrica nem dispõe desses equipamentos de fraturamento hidráulico para as rochas geradoras e para os reservatórios. Assim, a indústria nacional terá que se preparar visando a atender à demanda”.

Na visão do secretário executivo da Abpip, Anabal Santos Jr, as empresas grandes estão se desfazendo de operações no onshore, para investir no pré-sal, pois no Brasil as áreas terrestres, com quase 9.000 poços ativos atualmente, produzem cerca da metade dos cerca de 20 poços produtores do pré-sal.

“As principais áreas da 12ª rodada, obviamente, serão as que potencialmente possuam acumulações em rocha geradora, até por ser tema atual. No entanto, não

34 MACAÉ OFFSHORE

Sérgio Possato, diretor-geral de Óleo e Gás da Ouro Preto Óleo e Gás, alerta que faltam ainda equipamentos e sondas no mercado nacional Sérgio Possato (Ouro Preto Óleo e Gás) warns about the shortage of equipment and rigs in Brazil

temos sentido muita disposição no mercado para participar desta rodada, não sei se devido às indefinições regulatórias, que são muitas; se devido aos resultados efetivos da 11ª rodada ou se mesmo às incertezas econômicas atuais do país, mas torço para que

eu esteja errado e a 12ª rodada possa ser de fato - e fato é contrato assinado - um sucesso”, ressalta. Ainda, de acordo com o secretário, o Brasil tem que avançar na questão da comercialização do gás para dar atratividade aos prospectos.

ÓLEO & GÁS

Questão ambiental ainda vista com desconfiança “Toda exploração de petróleo e gás no mundo inteiro serve de alerta para as autoridades e, principalmente, para as empresas que nelas irão se apropriar”, alerta o superintendente da Onip, Paulo Buarque Guimarães. De acordo com o executivo, fora os blocos da Bacia do Recôncavo e da Bacia de São Francisco do Parnaíba, as outras áreas são de alto risco, como Acre e Paraná, pois são ainda inexploradas.

Petroleiros (FUP), já denunciou em reunião do Conselho de Administração da Petrobras os perigos do gás de xisto, chamado de ‘Gás Polêmico’. Segundo Zé Maria, que representa os trabalhadores no CA, um estudo elaborado pela Universidade de Duke, nos Estados Unidos, apontou um elemento adicional que reforça a hipótese sobre os riscos de contaminação.

Com o mesmo discurso, o diretor geral da Ouro Preto Óleo e Gás, Sergio Possato, diz que os desafios mais importantes para a exploração e produção de gás não-convencional no Brasil estão ligados às questões ambientais e a aspectos operacionais.

Segundo Possato, o Brasil precisa fazer uma análise do que está ocorrendo nessa atividade, principalmente nos Estados Unidos, procurando soluções para os problemas que podem afetar os aquíferos, em decorrência dos processos de fraturamento das rochas sedimentares.

De acordo com um dos pesquisadores responsáveis pelo trabalho, os resultados sobre metano, etano e propano, assim como novos indícios de rastros de isótopos de hidrocarbonetos e hélio, levam a crer que a extração de gás de xisto afeta diretamente as fontes de água potável nas residências que estão instaladas próximo a essas reservas. Os cientistas analisaram amostras de 141 poços privados que abastecem as casas situadas na bacia de gás de xisto de Marcellus, no nordeste da Pensilvânia e no sul do estado de Nova York.

Dando voz ao efeito negativo da exploração do gás não-convencional, José Maria Rangel, coordenador do SindipetroNF e diretor de Saúde e Segurança da Federação Única dos

“No Brasil, teremos no final do ano o leilão das áreas onde estão as reservas brasileiras de gás de xisto, isso retrata a ganância pelo dito “desenvolvimento”

que cega os nossos governantes e faz com que esqueçam aqueles que os elegeram e que pagam seus salários. Ignorar esses impactos ou não aprofundar a discussão sobre essa questão comprova que existe um forte distanciamento dos debates do setor petróleo – leilão, por exemplo – com os interesses de toda a sociedade”, ressalta Zé Maria.

Não é somente a questão ambiental.

Os empreendedores encontrarão ainda outros obstáculos para explorar petróleo em terra no Brasil, como os assentamentos rurais. Na Bacia do Acre, o empreendedor deverá solicitar uma autorização do Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária (Incra) para realizar a exploração do bloco.

De acordo com o edital, a taxa de participação no leilão, por bacia, varia de R$ 15 mil a R$ 30 mil. Já as garantias de oferta por bloco variam de R$ 116 mil (nas Bacias do Recôncavo e SergipeAlagoas) a R$ 2,415 milhões (Bacia do Acre). A ANP manteve o indicador de conteúdo local mínimo de 70%, para a fase de exploração, e de 77%, para a etapa de desenvolvimento dos blocos. 

MACAÉ OFFSHORE 35

OIL & GAS

Another gold

mine

The 12th Bidding Round may unveil unconventional gas reserves in the country’s hinterland and opens opportunities for small and medium oil companies

By Rodrigo Leitão

T

he third and last auction in 2103 promises to open a new frontier for the national industry and create many business opportunities for the oil and gas supply chain in Brazil, mainly for medium and small companies. Yet the uncertainties are many.

Scheduled for November 28 and 29, 2013 by the The Brazilian National Council of Energy Policy (CNPE) and approved by the National Agency of Petroleum, Gas and Biofuels (ANP0, the 12th bidding round will open the exploratory process on the unconventional gas in Brazil.

At least this is the main goal of the Brazilian government, who intends to offer 240 onshore in 13 sectors and seven sedimentary basins. These blocks are located in the states of Amazonas, Acre, Tocantins, Alagoas, Sergipe, Piauí, Mato Grosso, Goiás, Bahia, Maranhão, Paraná, and São Paulo, and represent a total size of 168 thousand square kilometers.

“ANP’s studies show that the non associated gas in Brazil might be found onshore. That is the reason why conventional

and unconventional areas will be auctioned in November”, says ANP general director Magda Chambriard. To her, ANP’s studies show that it is possible to drill conventional gas in the country and, mainly, it is very interesting to do. “If the unconventional gas has to be drill in Brazil, it is going to be held in those sedimentary basins that we are offering in the 12th bidding round,” she highlights.

At least three of those basins – São Francisco, Recôncavo and SergipeAlagoas – have potential for unconventional exploratory resources, according to ANP Superintendent Eliane Petherson.

CNPE says that, in these cases, the goal is to attract investments to regions not well geologically known or with technical barriers to be overcome, enabling the creation of new natural gas basins and conventional and unconventional oil resources.”

In the Brazilian Association for Independent Producers of Oil & Gas Executive Secretary Anabal Santos JR, view’s, the unconventional exploration and production methods must not be disregarded in Brazil

because the country’s needs to meet the growing demand for energy.

“Currently the industry in Brazil faces the pre-salt challenges. Thus, every day new frontiers will be reached. The unconventional gas reserves in Brazil still need to be mapped and this will be made as the oil companies draws their plans of drilling the auctioned areas. The drilling process is always uncertain. The real situation is defined during the well drilling and formation evaluation by well testing,” Mr Santos says.

For the Firjan Industrial and Investments Competitiveness Manager Cristiano Prado, Brazilian market is expecting the exploration and production of shale gas and the unconventional gas auction will boost the expectations even more. “The industry is before a great opportunity to expand its market. Yet it will have to diversify goods and services, evaluating its portfolio and adjusting itself to the still not well known demands of the unconventional gas segment.

Investing in new technologies and seeking new international partnerships are more than urgent.”, he emphasizes.

There is no room for opportunists Sérgio Fontoura, coordinator of the Oil Engineering Graduation Courses of the Pontifical Catholic University of Rio de Janeiro, says that the exploration of unconventional gas will bring many opportunities for the segment of specialized services of hydraulic fracturing and geomechanics. For the professor, the production of unconventional gas in rocks with low permeability will require a very well designed fracturing program which aims to expand the scope of the reservoir rock. The finance of the operations will depend on the production and the need for more 36 MACAÉ OFFSHORE

fracturing operations throughout the useful life of the field.

remains an incognito because of the activities in other areas.

“The oil companies are ready for these challenges. There is no room for opportunists in this segment. Perhaps it is going to be necessary to expand the exploration deadline in order to allow the blocks to be developed. I think that ANP has already decided to go in this direction”, Mr Fontoura says. He recalls that Argentina and other countries have large unconventional gas reserves. Yet the formation of a team of specialists and technology for the right improvement of these reserves

“We have to learn from the lessons acquired in other parts of the world. We are very careful in order to carry out the drilling activities with the best methods found in the market. Therefore, we naturally see and even consider positive join ventures between medium Brazilian companies with others that already work in other countries in the exploration of reservoirs through unconventional method in this kind of activity,” he says.

OIL & GAS

Opportunities for small suppliers and sub-suppliers After acquiring three exploratory blocks in the 11th Bidding Round, two onshore blocks in Parnaíba basin, and one offshore block, in Barreirinhas basin, Brazilian Ouro Preto Óleo e Gás company intends to expand its activities in offshore basins close to the next bidding rounds to be carried out by ANP. It can be done by itself or in a partnership with other oil companies that might have assets in those offshore basins.

For OPOG general director Sergio Possato, the company intends to bid in the 12th Bidding Round, aiming to expand its portfolio. Possato said that onshore sedimentary basins in Brazil have great potential for discovery and production of unconventional and conventional natural gas. “Just like it is happening in the United States, this can also occur in our onshore basins.” he emphasizes.

In interview to Macaé Offshore, the National Organization of the Petroleum Industry Superintendent Paulo Buarque Guimarães explains that the 12th Bidding Round must attract small oil companies.

Same thing happened in the 11th Bidding Round, which attracted small and medium companies. “The onshore production is an open door for the oil and gas supply chain because the equipment is less complex,” says Mr Guimarães.

For him, the suppliers in Mossoró and Bahia will be the main beneficiaries because the main material for this kind of exploration those two states. “Five years without auctions was pretty bad for the oil and gas supply chain. The supply chain needs to see a long term process to boost its investments and strategies,” emphasizes Mr Guimarães. He said that Onip asked CNPE to carry out auctions of onshore natural gas every three years. “Nothing has done so far. We keep waiting.”

For Firjan manager Cristiano Prado, the onshore and offshore exploration and production activities are inserted in a very strict market. The demands involve certifications, schedules and quality. For Prado, in most cases small and medium companies are not prepared to supply in this market. Yet those companies may work as sub-suppliers.

“Medium and, mainly, small companies can work as sub-suppliers, which allows a balance between scale, technical demand and resources with their production and development potential. As for the companies who work in offshore activities, they are already used to the requirements of the segment and can get into the onshore market more easily as long as they adjust their production to the new demand. Again. partnership and technology development are the key for success,” he says.

Market points out critical aspects For OPOG general director, rigs and other equipment to be used to drill the wells are the crucial point in the operational management. “The Brazilian industrial park does not make nor have equipment of hydraulic fracturing for sedimentary rock and reservoirs. Thus, the national industry must be to prepare themselves to meet the demand.”

For Abip executive secretary Anabal Santos Jr, the majors are leaving its onshore activities to invest in the presalt. This is because the onshore areas in Brazil, with around 9,000 wells, produce only half of the 20 pre-salt wells output.

“The main areas of the 12th Bidding Round will be where accumulations in sedimentary rocks can be potentially found. Yet we don’t see the enthusiasm in the market to participate in this bid. I don’t know if this is because of the many regulatory uncertainties, the effective results of the 11th Bidding round or even the country’s current economic uncertainties. Yet I hope I am wrong and I wish the 12th Bidding Round a great success “, he emphasizes. Still, Brazil has to modernize the gas commercialization in order to make it more attractive.

Environmental issue is still viewed with distrust “All the oil and gas drilling activity around the world should alert the authorities and oil companies who are going to be involved in the process”, says Onip Superintendent Paulo Buarque Guimarães.

For the executive, due to many unexplored regions, the auction presents high risk areas such as Acre and Paraná basins.

With the same speech, OPOG Director Sergio Possato says that the main challenges for the unconventional gas drilling activities in Brazil involve environmental issues and operational aspects. For Possato, Brazil needs to analyze what is going on in this activity, mainly in the United States, and seek solutions for problems that might impact aquifers during the fracturing process in sedimentary rocks.

For Professor Sergio Fontoura, the environmental challenges are huge and there much passion involved when this issue is debated. In his view, Brazil is not alone and

it is not the first country to face distrust in existing technology to minimize possible environmental damages during the unconventional gas drilling process.

“The dependence of a well succeeded fracturing program is very big. Thus, a question is posed: Will the current technology be able to preserve the phreatic layer after fractures caused by injected fluids?”, Fontoura asks.

For the professor, the oil and gas industry is aware of this problem. The development of this industry in the United States will also help to evaluate the risks of this activity in Brazil. “Oil companies, suppliers, Brazilian universities and the regulator (ANP) must work together and study all the existing issues in order to give the Brazilian people right answers.

It is important to consider the possibility of launching a strategic, technical and scientific program that uses the available

human resources in Brazil in order to solve this important issue,” Mr Fontoura alerts.

The environmental issue is not the only obstacle to be faced. The companies will have to face other obstacles to drill onshore oil in Brazil. The rural settlements is one of them. In Acre basin, the oil company must ask Brazil’s National Institute for Colonization and Agrarian Reform authorization to explore the block.

According to the tender protocol, the participation tax in the auction ranges from R$ 15,000 to R$ 30,000 per basin. As for the offer guarantee per block, the tax ranges from R$ 116,000 (for the Reconcavo and Sergipe-Alagoas basins) to R$ 2.145 million (Acre basin). ANP set minimum percentage of local content targets of 70% for the exploratory phase and 77% for the block development phase.  MACAÉ OFFSHORE 37

ARTICULANDO

não-convencional:

Gás desafios, riscos e oportunidades Por Sergio Augusto Barreto da Fontoura*

N

ão é de hoje que a indústria de óleo e gás enfrenta os desafios de explorar em novas fronteiras. Aqui

adequado destas reservas ainda é uma

ambientais possíveis na exploração do

incógnita em função de atividades em

gás em reservas não-convencionais.

outras áreas.

Há grandes incertezas sobre a geosegmento

metria real da rede de fraturas criadas

brilhantemente o desafio das águas

offshore podem diversificar seu portfó-

e necessárias para viabilizar a produção

profundas, por meio de um sério plane-

lio de produtos e serviços com a 12ª

de gás e também sobre a extensão de

jamento estratégico, investindo nas edi-

rodada de licitações, prevista para no-

alcance dos fluidos injetados em rela-

ções do Procap (Programa Tecnológico

vembro. Haverá muitas oportunidades

ção ao regime hidro-geológico da re-

em Sistemas de Exploração em Águas

de negócios para a cadeia produtiva no

gião. A dependência de um programa

Ultraprofundas). Atualmente, a indús-

segmento de serviços especializados

de fraturamento bem sucedido é muito

tria no Brasil se vê diante dos desafios

de fraturamento hidráulico e geome-

grande e aí reside a grande dúvida: será

do pré-sal e assim será a cada dia que

cânica. A produção de gás não-conven-

que a tecnologia é madura o suficien-

novas fronteiras estiverem sendo con-

cional, em rochas de baixa permeabili-

te para garantir que as fraturas geradas

templadas. As reservas de gás não-con-

dade, exige um programa muito bem

não comunicarão lençóis freáticos com

vencional no país ainda necessitam ser

feito de fraturamento que visa aumen-

os fluidos injetados e produzidos?

mapeadas e isso será feito à medida

tar a malha drenante da rocha reserva-

em que as operadoras sigam adiante

tório e as finanças das operações se-

com os planos de explorar as regiões

rão muito dependentes da produção e

licitadas.

a necessidade de mais operações de

mesmo no Brasil, a Petrobras venceu

Não há certezas a priori em exploração: a situação real é definida ao longo da perfuração dos poços e dos testes de avaliação das formações. As operadoras estarão preparadas para os desafios na medida em que se planejarem e neste ramo não há aventureiros.

Os

fornecedores

do

fraturamento ao longo da vida útil do campo. Novas tecnologias para monitoramento da trajetória das fraturas geradas, assim como da modelagem computacional, estão sendo aplicadas na prática e discutidas em congressos e workshops anualmente.

A indústria de óleo e gás, como um todo, está ciente deste problema e o seu desenvolvimento nos Estados Unidos serve de parâmetro para avaliar os riscos de um programa a ser realizado no Brasil. As empresas operadoras, as prestadoras de serviços e as universidades brasileiras e o órgão regulador (ANP) devem se unir e estudar todas as questões levantadas de modo a responder à população brasileira. É im-

Talvez seja necessário um maior pra-

Os desafios ambientais são grandes

portante considerar a possibilidade do

zo para exploração, sem o qual mui-

e, como sempre, há muita fantasia e

lançamento de um programa técnico-

tos blocos poderão ser devolvidos e

muita emoção quando se trata de meio

-científico, estratégico, que faça uso dos

a Agência Nacional de Petróleo, Gás e

ambiente. Sem dúvida alguma, há ris-

recursos humanos disponíveis no Brasil

Biocombustíveis (ANP) já sinalizou algo

cos e a indústria de óleo e gás lida com

de modo a avançar no equacionamen-

nesta direção. A Argentina possui gran-

esta questão em todas as operações

to deste importante tema.

des reservas de gás não-convencional,

de exploração e produção. O Brasil não

assim como outros países, mas a prepa-

está sozinho, nem é o primeiro país a

ração de quadros de especialistas e de

enfrentar a falta de confiança na tecno-

tecnologia para um desenvolvimento

logia existente para minimizar os dados

38 MACAÉ OFFSHORE

Sergio Augusto Barreto da Fontoura é professor de Engenharia de Petróleo do Centro Técnico Científico da PUC-Rio (CTC/PUC-Rio)

ARTICULATING

Unconventional gas: challenges, risks and opportunities

By Sergio Augusto Barreto da Fontoura*

I

t is not new that the oil and gas industry faces challenges to explore in new frontiers. Right here in Brazil,Petrobras has successfully overcome the challenges in deep waters through a set of strategic planning, such as the creation of Procap (The Deep Water Technology Program). Currently, the oil industry in Brazil is before the challenges in the pre-salt. Every day new challenges is going to be faced as long as new frontiers are being discovered. The reserves of unconventional gas in the country still need to be mapped and this will be carried out as the oil companies follow their exploratory plans for the auctioned areas.

operations throughout the useful life of the field. New technologies for monitoring the trajectory of the fracturing as well as the computer modeling are being implemented and debated in congress and workshops every year.

The exploratory process is uncertain.

The situation is defined throughout the well drilling and formation testings. The oil companies are prepared for the challenges as long as they set strategies.

This segment is not for opportunists.

Perhaps, a longer time for drilling is necessary or many blocks may return otherwise. The National Agency of Petroleum, Gas and Biofuels has already pointed out that situation. Argentina has huge reserves of unconventional gas. Yet the staff of experts and technology for the right improvement of these reserves remains an incognito because of the activities in other areas.

There are uncertainties about the size of the fracturing created and the needs to make the gas output viable.

Also,it is not known yet the extension of the injected fluids in the region’s hydrogeology regime. The dependence on a very successful fracturing program is really big and then a question must be posed: is the current technology prepared to ensure the preservation of the phreaking layer during the drilling of unconventional gas?

MacaĂŠ Offshore

The offshore suppliers can diversify their portfolio of good and services with the 12th Bidding Round, which is scheduled for November. There will be many business opportunities for the supply chain in the segment of hydraulic fracturing and geomechanics. The unconventional gas output demands a very well designed project, which aims to increase the drainage of the reservoir rock and the costs of the activities will be very dependent on the output results and the necessity for fracturing

The environmental challenges are huge and, as always, there are much passion involved when this issue is debated. Indeed, there are risks and the oil and gas industry deals with these issues during its exploration and production activities. Brazil is not the only country to face technology problems in order to avoid environmental damages during the drilling of unconventional gas.

The oil and gas industry as a whole is aware of this problem and the development of this industry in the United States will also help to evaluate the risks of this activity in Brazil. Oil companies, suppliers, Brazilian universities and the regulator (ANP) must work together and study all the existing issues in order to give the Brazilian people right answers.

It is important to consider the possibility of launching a strategic, technical and scientific program that uses the available human resources in Brazil in order to solve this important issue.

Sergio Augusto Barreto da Fontoura is professor of Oil Engineering at PUC-Rio MACAÉ OFFSHORE 39

CINCO MINUTOS

Denis

Palluat de Besset

Diretor-geral da Total E&P do Brasil

“Seguimos apostando no Brasil”

A

Total, empresa de petróleo de origem francesa e uma das maiores do mundo no segmento de O&G, vem se tornando, nos últimos meses, uma das grandes surpresas no mercado offshore brasileiro.

Depois de arrematar 10 blocos na 11ª Rodada de Licitação promovida pela ANP, cujas áreas estão localizadas na cha-

mada Margem Equatorial, anunciou que pretende entrar na disputa pelo gigantesco campo do pré-sal de Libra, na Bacia de Santos, mostrando o grande apetite pelos ativos existentes no Brasil.

1 - Como tem sido a atuação da Total no segmento de E&P no Brasil?

se encontrarmos petróleo, acreditamos que será em grandes quantidades. A Margem Equatorial é uma nova fronteira que, acredito, que nos trará boas surpresas. No mais, essas aquisições representam um crescimento exponencial da nossa atuação no País.

Os últimos anos têm sido históricos para a empresa no Brasil, pois foi quando começamos a operar efetivamente no segmento offshore, a partir do Campo de Xerelete, localizado na Bacia de Campos.

No momento, estamos fazendo a aquisição sísmica do campo para o aprofundamento do poço que, acredito, será realizado até o final deste ano. Estamos ainda em fase de exploração e o volume de petróleo extraído dependerá do resultado das próximas etapas. A profundidade da perfuração que a Total pretende atingir será de mais de 5.000 metros, ou seja, pretendemos alcançar o pré-sal do campo. Temos também participação de 20% no bloco BM-S-4, onde a Shell é operadora e detém os 80% restantes.

2 - A Total adquiriu 10 blocos na 11ª Rodada. O que levou a empresa a ter esse grande interesse pelos blocos na Margem Equatorial?

Fizemos estudos e verificamos que os blocos representam um risco, mas com possibilidade de altos ganhos. Assim, 40 MACAÉ OFFSHORE

Em entrevista exclusiva à Macaé Offshore, o diretor geral da Total E&P do Brasil, Denis Palluat de Besset,

3 - No início do mês de setembro, a Total foi uma das empresas que oficialmente manifestaram interesse em participar do leilão do pré-sal do campo de Libra.

O que levou a empresa a essa decisão?

O pré-sal de Libra é muito interessante, apesar das dificuldades vistas no edital e no contrato de partilha que o governo brasileiro está adotando. Esse modelo gera alguns riscos novos que o próprio IBP já apontou, mas, mesmo assim, Libra representa uma boa oportunidade para a empresa. Então, é possível dizer que o aumento da participação da Total no Brasil revela que o país é de grande interesse.

4 – A Total está investindo ostensivamente no Brasil. Qual é o objetivo neste projeto de expansão no país?

revela que os investimentos da Total podem se estender para as ofertas da 12ª rodada de licitação. Com toda essa carteira de investimentos, fica clara a visão da empresa sobre a potencialidade do segmento de óleo e gás no país, apesar de alguns contratempos observados pela indústria nos últimos anos.

Sim, são investimentos muito agressivos. Como uma das maiores empresas de petróleo do mundo, a nossa filosofia é mitigar os riscos mundo afora e o Brasil entra como um país estratégico dentro desse processo, sobretudo em função da grande potencialidade existente. Aqui há muitos aspectos positivos. As ótimas relações entre os nossos países contribuem para que os negócios fluam melhor. Além disso, verificamos a grande qualidade dos profissionais brasileiros. Mas o lado complicado no Brasil é a sua legislação que não traz dinamismo, pois não é muito flexível.

5 - É possível adiantar alguns movimentos para o futuro?

Seguimos apostando no Brasil. Inclusive, estudamos participar da 12ª Rodada de Licitações, voltada para blocos onshore.

A Total tem experiência nesse segmento, no qual também atuamos na exploração e produção de gás não-convencional, com grande sucesso nos EUA, Polônia, China e outros países. 

FIVE MINUTES

Denis Palluat

de Besset Divulgação

General Director at Total E&P Brazil

We keep betting on Brazil

T

he French Total, one of the world’s biggest oil company, has become, over the past few months, one of the biggest surprises in the offshore industry in Brazil.

After acquiring 10 blocks in the 11th Bidding Round whose areas are located in the Equatorial Margin, the company intends to bid for for pre-salt licenses at the upcoming Santos basin auction, showing how great is the company’s appetite for oil in Brazil.

In an exclusive interview to Macaé Offshore, Denis Palluat de Besset, the General Director at Total E&P Brazil, told that the company wants to participate in the bid for onshore natural gas blocks to be auctioned in the 12th Bidding Round. With all this portfolio, it is very clear that Total is betting on the potential of the oil and gas segment in Brazil, despite some problems faced by the industry over the past years.

1 - How has been Total’s activities in E&P segment in Brazil so far?

but at the same time they can ensure high gains. Thus, if we find oil, we believe that it is going to be in a great amount. The Equatorial Margins is a very promising frontier. Also, those acquisitions represent an exponential increase for our activities in the country.

The past few years has been historical for the company in Brazil. We began to operate in the offshore segment in Xerelete field, located in Campos basin. At this moment, we are making seismic data acquisition in the field for deepening the well. I believe that we will achieve that by the end of the year. We are still in the exploration phase and the oil to be extracted will depend on the result of the next steps. We intend to achieve a depth of five thousand meters. In other words, we want to get into the pre-salt layer of the field. We also have a share of 20% in BM-S-4, where Shell is the operator and has a share of 80%.

2 - Total acquired 10 blocks in the 11 th Bidding Round. Why did the company decide to acquire those blocks in the Equatorial Margin?

We carried out studies and we found out that the blocks present some risks

3 - In September, Total was one of the companies that officially registered to bid for pre-salt licenses at the upcoming Santos basin auction. Why did the company decide to participate in the bid?

The ultra-deepwater pre-salt Libra field is very interesting for us, despite some difficulties presented in the tender as well as in the contract. The ANP’s contracts shows some new risks according to the Brazilian Petroleum Institute. Nevertheless we see Libra as a great opportunity. So, it is possible to say that Total sees Brazil with great interest.

4 – Total is heavily investing in Brazil. What is the company’s

goal in this expansion project in the country?

We have been very aggressive in our investments in Brazil. As one of the biggest oil companies in the world, our philosophy is to mitigate risks worldwide and Brazil is a strategic country in this process,mainly because its potential. There are many positive aspects in the country. The good relations between our countries help to improve the business environment and we can take advantage of the nice professionals here. The bad part is that the law system in Brazil is not very flexible.

5 - Is it possible to talk about the future activities of the company in Brazil?

We keep betting on Brazil. We are studying to participate in the 12th Bidding Rounds for onshore blocks.

Total has experience on this segment.

We are very successful on drilling unconventional gas in the USA, Poland, China and other countries.  MACAÉ OFFSHORE 41

TECNOLOGIA

A quarta onda da

inovação

Indústria busca superação tecnológica no pré-sal, cada vez mais desafiador. Os resultados já estão aparecendo Por Brunno Braga

R

Divulgação

esponsável pela produção média diária de 296 mil barris de óleo, o que corresponde a cerca de 6% do total de óleo produzido no País, o pré-sal caminha para ir mais além e alcançar a marca (estimada pela Petrobras) de 1 milhão de barris em 2017. Para chegar a esse objetivo, esforços serão exigidos, nos quais o desenvolvimento tecnológico exercerá papel fundamental. Em razão disso, a Petrobras tem aportado, desde 2011, pesados investimentos em pesquisa e desenvolvimento, que chegaram, nos últimos dois anos, na casa do US$ 2 bilhões, depois de uma média de investimentos de US$ 650 milhões entre 2007 e 2010.

Com reservas localizadas em um ambiente extremamente hostil, numa profundidade média de sete mil metros de lamina d’água e a 300 quilômetros da costa, os desafios a serem enfrentados nas atividade de perfuração de poços, integridade de sistemas e garantia de escoamento são os itens que delinearão o sucesso da empreitada, com grande ênfase para o que há de mais moderno em termos de tecnologia de petróleo no mundo.

“As novas necessidades do pré-sal estão fazendo com que a indústria do petróleo no Brasil entre na quarta onda de inovação, que teve início com o Programa

42 MACAÉ OFFSHORE

Econômica Aplicada (Ipea) e autor do livro Petróleo em Águas Profundas – Uma história tecnológica da Petrobras na exploração e produção offshore.

Para o pesquisador José Mauro de Morais, tecnologias já desenvolvidas podem ser úteis, com algumas adaptações For José Mauro de Morais, technologies that have been developed are still useful with some adjustments

de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas (Procap), criado em 1984, e que se estendeu até o Procap 3000. Os avanços obtidos resultaram na descoberta do pré-sal. Mesmo que os desafios se encontrem diferentes nas regiões abaixo da camada de sal, as tecnologias desenvolvidas ainda serão úteis, requerendo apenas adaptações, pois em muitos campos apresentam características diferentes”, afirma José Mauro de Morais, pesquisador do Instituto de Pesquisa

Avanços obtidos com os vultosos investimentos em tecnologia dão conta de que esses investimentos já começam a dar resultados positivos. É o caso da redução do tempo de perfuração de poços no pré-sal. Em 2006, a Petrobras levava 134 dias para realizar tal atividade. Em 2012, esse mesmo processo caiu para 70 dias, representando uma expressiva economia para a empresa, levando-se em conta que cada sonda tem um custo diário estimado em cerca de US$ 1 milhão, incluindo aluguel e suprimentos.

Sísmica de alta resolução, modelagem geológica e numérica, qualificação de novos sistemas de coleta para produção e separação de CO2 do gás natural em águas profundas e reinjeção, aumentando o fator de recuperação do petróleo a ser extraído, são alguns dos desafios tecnológicos apontados pela Petrobras que conseguiram ser superados. Contudo, se os avanços obtidos são observáveis, onde estão e quais serão os novos desafios encontrados pela empresa e que ainda dependem de mecanismos que estimulem a inovação tecnológica, afim de dar ainda mais eficiência na exploração e produção no pré-sal?

TECNOLOGIA

OTC Brasil expõe soluções para desafios Sob altas pressões e num ambiente altamente corrosivo, desenvolver tecnologias que preservem a estrutura de equipamentos, evitando custos de reparos e visando à preservação do meio ambiente, é crucial para o sucesso da exploração e produção no pré-sal. A integração de sistemas ganha grande destaque na Offshore Technology Conference, maior evento dedicado à exploração offshore de petróleo e produção no mundo, realizada desde 1969 na cidade de Houston, nos Estados Unidos, e que desembarca pela segunda vez no Brasil, entre os dias 29 e 31 de outubro. A programação técnica da OTC Brasil 2013, no Rio de Janeiro, conta com mais de 250 trabalhos selecionados, além de oito painéis e 36 sessões técnicas. a

“Ao longo dos últimos anos, Petrobras vem desenvolvendo

tecnologias necessárias às condições da nova área petrolífera, como risers resistentes aos elementos corrosivos existentes nos hidrocarbonetos e projetos de plataformas de produção com completação seca, entre outros projetos”, avalia Morais. Alguns passos já foram dados nesse sentido. A configuração Steel Lazy Wave Riser (SLWR), que está sendo desenvolvida pela empresa Wood Group Kenny, foi escolhida pela Petrobras para o sistema de coleta de risers de Sapinhoá Norte, em Santos.

Segundo a empresa, a tecnologia viabiliza a utilização de risers de aço diretamente conectados a uma plataforma flutuante do tipo FPSO. Esse sistema de riser utiliza flutuadores em meia água, dando ao tubo de aço resistência à fadiga durante toda a vida do empreendimento. Este será o primeiro SLWR conectado a um FPSO ancorado por

sistema spread mooring e o primeiro na região do polo pré-sal da Bacia de Santos.

A completação de poços de petróleo é outro item abordado na programação técnica do evento.

Estudos feitos pela Petrobras atestaram que o uso do aço super-martensítico (SuperCromo 13), em condições de baixos teores de contaminantes (CO2 e H2S), em materiais para colunas de produção e revestimento não apresentaram risco à integridade de poços localizados no pré-sal. Com isso, prevê-se que o custo de poços, apenas no primeiro módulo de Cernambi, se reduza em R$ 40 milhões, além da diminuição do prazo de fornecimento. Esse material vem substituir a utilização atual do Aço Inoxidável SuperDuplex, convencionalmente aplicado em condições de alta corrosão.

Recursos de sobra para novas pesquisas Dinheiro não falta para investir em novas tecnologias. O que falta é projeto. No primeiro edital da Finep, apenas 11 empresas foram aprovadas e o custo total do financiamento dos projetos foi de R$ 353 milhões, pouco mais de 10% dos recursos em caixa, que somam um orçamento de R$ 3 bilhões.

“Apesar de ser uma fração do total de recursos disponíveis, vemos como positivo o resultado da primeira etapa.

As tecnologias do pré-sal ainda são novas e as empresas estão em processo de aprendizado. Das 11 empresas, somente uma multinacional foi selecionada, a FMC. O que demonstra que estamos apostando no conteúdo local”,

comenta Mauricio Alves Syrio, chefe do Departamento de Petróleo, Gás e Indústria Naval da Finep.

Um ano depois de ter lançado o primeiro edital do InovaPetro, programa que visa a fomentar projetos inovadores na cadeia de fornecedores de bens e serviços do setor de petróleo e gás, a Finep, gestora dos recursos oriundos do BNDES e da Petrobras, lança um novo edital, em busca de novos projetos inovadores.

Na primeira etapa, as empresas que conseguiram ser aprovadas pela instituição foram as que apresentaram projetos mais consistentes para a atuação nas atividades petrolíferas com ênfase

no pré-sal, divididos em três linhas temáticas.

Tecnologias aplicadas em projetos de superfície, tecnologias aplicáveis em instalações submarinas e tecnologias aplicáveis em poços foram as linhas temáticas selecionadas.

Para a segunda fase do programa, Syrio revela que as três linhas temáticas previstas no primeiro edital permanecem, mas com diferentes abordagens, e será acrescentado mais um tema no qual serão aprovados projetos voltados para serviços de análises de petrofísica, considerando reservatórios convencionais e não convencionais (shale gas e shale oil). MACAÉ OFFSHORE 43

TECHNOLOGY

Entering the fourth wave of

innovation

Oil industry seeks technology advancements for the ever more challenging pre-salt. The results are coming

By Brunno Braga

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esponsible for 296 thousand of barrels of oil equivalent per day, in which represents roughly 6% of the total Brazil output, the pre-salt walks to go beyond and it may reach 1 million boed by 2017, according to Petrobras estimates. In order to achieve this goal, much effort is demanded and technology has a special role in this process.

Due to this necessity, Petrobras is heavily investing in research and development. The amount of money invested has reached US$ 2 billion within two years. Before, the investments were about US$ 650 million in average between 2007 and 2010.

With oil reserves located in a very hostile environment, in a depth of seven thousand meters and 300 kilometers off the coast, the challenges to be faced in the drilling activities, well integrity and offloading are aspects that will put to

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the proof the success of this enterprise, with emphasis in the use of the most advanced technology existing in the world.

“The new pre-salt necessities made Brazil oil and gas industry enter the fourth generation of innovative technology, which was started with the Procap (The Deep Water Technology Program), created in 1984, and which its latest version was named Procap 3000. The advancements achieved were amazing.

Even though the challenges are found in different regions, the technology developed are still in use, requiring some adjustments because they were built to operate in different environments”, says José Mauro de Morais, author of the book Petróleo em Águas ProfundasUma história tecnológica da Petrobras na exploração e produção offshore The progress achieved through heavy investments in technology is

giving positive results. A reduction in drilling time is a good example. In 2006, it took 134 days to Petrobras carry out this kind of activity. In 2012, this same process was carried out in 70 days, which was good for the company’s financial, taking into account that a drilling rig activities cost roughly US$ 1 million a day, with leasing and supply costs included.

Seismic, numerical an geological modeling, new collection systems for production and separation of CO2 from natural gas in deepwater and fluids reinjection, which increases the recovery factor of oil to be extracted are some of the technology challenges that were overcome according to Petrobras. But if those challenges were left behind, what about the new technology bottlenecks to be faced by innovation procedures in order to give more efficiency for the drilling activities in the pre-salt?

TECHNOLOGY

OTC Brazil debates solutions for the challenges Under high pressures and within a very corrosive environment, developing technologies that preserve the equipment structure, avoiding repair costs and environmental damages, is crucial for the success of the presalt. The integration of systems gains momentum in the Offshore Technology Conference, the best event to gain technical knowledge and held in Houston since 1969. OTC Brazil enter this second edition and will occur between October 29 and 31, 2013.

The technical programme will present 250 papers, eight panels and 36 technical sessions.

“Petrobras has been developing important technologies

for the pre-salt over the past few years such as anti-corrosive risers and floating productions unit projects”, Mr Morais evaluates.

The Steel Lazy Wave Riser (SLWR) was designed by Wood Group Kenny. The group was awarded

by Petrobras to work with this riser system in Sapinhoá Norte in Santos basin.

According to Petrobras, this technology allows the use of steel risers connected to a FPSO. This riser system uses floaters which give the pipeline fatigue resistance. This is going to be the first SLWR connected to a FPSO anchored to the spread mooring system as well as the first of this kind in Santos basin.

Well completion process is another activity to be debated in the OTC technical programme. Studies carried out by Petrobras attested that the use of supermartensitic stainless steel (Super 13 Chrome), under lower levels of CO 2 and H 2S, in materials used for columns and revetments, protects the integrity of pre-salt wells.

On adopting the Super 13 Chrome the company cut its operating expenses as it was seen in the Cernambi unit that had a reduction of R$ 40 million. Super 13 Chrome replaced SuperDuplex stainless steel, used in high corrosive environments.

An abundance of funding resources available The amount of investments in new technologies is huge. A year ago, the BNDES, Petrobras and the Financier of Studies and Projects (FINEP) have signed a technical cooperation agreement in the amount of R$ 3 billion to implement Inova Petro, a joint action plan to promote innovation projects in the supply chain of goods and services in the oil and natural gas industry. However, only 11 projects were approved with investments of R$ 353 million to be used, less than 10% of the whole budget.

Despite the small number of projects, we see that positively. Pre-salt technologies are still new and many companies are under a learning process. From eleven companies selected, just one multinational company was qualified. This shows that the government wants to improve the local content policy”, says Finep’s Chief of Department of Oil and Gas and Shipbuilding Industry Maurício Alves Syrio. He also said that a new InovaPetro tender will be launched during the OTC.

Companies who were awarded presented more consistent projects for presalt activities. The tender was split into three thematic lines, based on technologies to be implemented in the surface, subsea and oil well development.

For the next tender, Mr Syrio says that the three thematic lines presented in the previous one still remain. Yet they will have a different approach. This time companies will have to apply projects for petrophysical analysis, taking into account the conventional and unconventional gas. 

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EMPRESAS & NEGÓCIOS

Tubos flexíveis em alta Com segmento aquecido pela demanda do pré-sal, grandes fornecedores investem para buscar soluções para atender exigências de conteúdo local Divulgação

Por Rodrigo Leitão

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m meio à corrida dos fornecedores para atender à demanda gerada pela exploração de petróleo da camada do pré-sal e às exigências de conteúdo local, um dos segmentos da cadeia de suprimentos que se destaca como altamente aquecido é o de tubos flexíveis. Empresas gigantes como Technip, Tenaris, V&M e GE vêm se posicionando para atender à demanda especialmente da Petrobras, com altos investimentos em expansão de suas atividades no Brasil e no desenvolvimento de novas tecnologias.

Um exemplo dessa pujança é a francesa Technip, que está erguendo no Complexo do Porto do Açu, em São João da Barra, na Região Norte do Estado do Rio de Janeiro, a sua segunda fábrica de tubos flexíveis no Brasil.

Com investimento de R$ 650 milhões, a unidade, prevista para operar no quarto trimestre, pretende ser a mais moderna do mundo, com capacidade para produzir flexíveis de grandes diâmetros, capazes de suportar fortes pressões e ambientes altamente corrosivos, característicos do pré-sal.

A nova unidade terá capacidade para produzir 200 quilômetros de tubos por ano, de 6 a 22 polegadas de diâmetro. “A fábrica foi projetada para atender majoritariamente à demanda do pré-sal, em que a Petrobras é a 46 MACAÉ OFFSHORE

Paulo Veronesi, da Technip, diz que fábrica do Açu foi projetada para atender demandas do pré-sal Paulo Veronesi (Technip) says that Techinip’s facility in Açu superport was designed to meet the pre-salt demands

operadora, mas também temos despertado grande interesse de outros clientes”, ressalta o diretor de desenvolvimento de negócios da Technip, Paulo Veronesi.

de petróleo e gás no mundo, com um futuro muito promissor. A GE Oil & Gas vê o Brasil como mercado estratégico e vem mostrando isso com números”, afirma Martins.

Em tom bastante otimista, o diretor regional de Subsea Systems da GE Oil & Gas, Fernando Martins diz estar entusiasmado com o mercado brasileiro, pois, segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), o setor irá concentrar R$ 749 bilhões em investimentos no país até 2021. “O Brasil é um mercado-chave para o nosso negócio

Segundo o diretor, em 2012, a companhia investiu US$ 262 milhões para ampliar as fábricas de Niterói (RJ), Macaé (RJ) e Jandira (SP). “São esforços da companhia para o fornecimento de soluções que vão desde a perfuração nos campos até a produção e geração de energia, transporte, armazenamento, refino e sistemas de processamento e inspeção de dutos”, informa.

EMPRESAS & NEGÓCIOS

V&M inaugura centro tecnológico Não foi à toa que a multinacional francesa Vallourec & Mannesmann Tubes (V&M) inaugurou em julho, no Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), na Ilha do Fundão, o novo centro conhecido como Vallourec Competence Center (VCC), destinado, principalmente, à realização de pesquisas sobre o pré-sal, além da criação de projetos voltados para o desenvolvimento

Desafios no pré-sal de Santos

do uso de tubos e produtos tubulares com fins estruturais.

Desenvolvimento e Inovação (TRDI) do grupo Vallourec, Flavio de Azevedo.

“A companhia está contente em estender ainda mais a colaboração de longo prazo com a Petrobras e apoiá-la com a melhor capacidade de inovação para enfrentar os inigualáveis desafios da exploração do pré-sal, assim como desafios futuros, como os das margens equatoriais ainda inexploradas”, diz o vicepresidente de Tecnologia, Pesquisa e

O centro de pesquisa do Rio atuará com o apoio do centro de pesquisa da Vallourec em Belo Horizonte (MG), que recentemente também foi expandido, e dos outros centros de pesquisa da companhia em todo o mundo.

Em cinco anos, o grupo somará investimentos de R$ 90 milhões no Brasil em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).

Divulgação

Pensando nesses contratempos, a Technip está investindo na qualificação de novos materiais para seus dutos flexíveis no novo Centro Tecnológico Flexibrás, no Espírito Santo, e na nova fábrica de flexíveis no Porto de Açu, no Rio de Janeiro. “Os novos PLSVs (Pipe Laying Suport Vessels) que estamos construindo também atenderão a esses novos desafios, pois poderão instalar dutos a uma profundidade de 2.500 m, com tração de lançamento de até 550 toneladas”, garante o diretor da Technip, Paulo Veronesi.

Os campos brasileiros do pré-sal combinam vários desafios adicionais, além da própria camada de sal: poços com profundidades de até 7.000 metros, em águas ultraprofundas com até 2.000 metros entre a superfície e o fundo do mar, corrosão ácida causada pelos contaminantes H2S e CO2 e temperaturas e pressões, tendendo a condições de alta pressão/alta temperatura em determinadas áreas.

A associação de todos esses parâmetros tem um impacto importante sobre os modelos de exploração e sobre os requisitos para o material dos produtos tubulares petrolíferos, capazes de suportar essa combinação de restrições mecânicas, corrosivas e térmicas. Nesse contexto, as empresas fornecedoras de tubos flexíveis terão grandes desafios devido às altas pressões e correntes submarinas que podem encontrar no pré-sal de Santos.

O diretor de desenvolvimento de negócios da Technip, Paulo Veronesi, admite que as condições no pré-sal de Santos são adversas, por causa de problemas como a corrosão dos flexíveis por H2S e CO2. De acordo com o diretor

Empresas buscam a excelência tecnológica

Fernando Martins, da GE O&G: extrair e transportar petróleo são desafio Fernando Martins (GE O&G): to drill and transport oil are challenging

da GE, o fluido extraído ali tem uma concentração alta de gás carbônico e de sulfeto de hidrogênio, fazendo-o mais ácido que em outras localidades.

Na opinião do líder regional de Subsea Systems da GE Oil & Gas, Fernando Martins, extrair e transportar petróleo e gás no pré-sal de Santos é um desafio único no mundo. Não apenas pela profundidade – são mais de 2,5 km de lâmina d’água e de 3 a 5 km de sal – mas pelas propriedades químicas do próprio óleo da região.

Segundo ele, uma das novidades da companhia, no momento, para atender ao pré-sal são os flexíveis com fibra de carbono e a camada Teta. “Os tubos flexíveis com fibra de carbono são mais leves, não sofrem corrosão e, para sua instalação, podemos utilizar embarcações menores, o que reduz o custo total da operação. Já os flexíveis que possuem a camada Teta apresentam uma resistência maior à pressão interna e, consequentemente, são mais resistentes à fadiga nas condições de operação”, ressalta.

A Tenaris, por sua vez, investiu US$ 180 milhões em tecnologia de ponta para apoiar os desafios das águas ultra profundas. Os investimentos na instalação das MACAÉ OFFSHORE 47

EMPRESAS & NEGÓCIOS

novas prensas U-O na planta brasileira permitirão à empresa produzir tubos de maiores espessuras para os desafios da exploração e produção offshore.

inclue elevadas pressões e ambientes ácidos, com alto índice de corrosão”, explica Renato Catallini, presidente da Tenaris no Brasil.

“O alto investimento nesse projeto representa nossa resposta ao mercado, que tem exigido produtos com especificações técnicas cada vez mais rigorosas. As novas prensas produzirão tubos com maiores espessuras e graus de aço mais elevados, capazes de enfrentar a hostilidade dos ambientes de exploração em águas ultraprofundas, que

Segundo a companhia, com tecnologia alemã, as prensas permitirão que a empresa produza tubos de 1,5’’ de espessura entre os dimensionais de 12 3/4’’ a 48’’. “Este projeto das novas prensas concretiza mais um passo na diferenciação tecnológica da Tenaris e caminha em linha com nosso compromisso com a qualidade, a segurança e a

sustentabilidade, fatores que guiam nosso sistema industrial”, destaca Catallini.

Um importante benefício adicional das novas prensas é a diminuição no consumo de energia, em relação aos equipamentos anteriores. Segundo o diretor, durante todo o processo de produção dos tubos a economia pode chegar a 35%, devido aos motores e bombas hidráulicas de alta eficiência e aos transformadores de última geração que alimentam os equipamentos.

Petrobras impulsiona encomendas por tubos flexíveis Com reservas comprovadas de até 16 bilhões de barris, o pré-sal poderá representar cerca de 30% da produção da Petrobras em 2020. A petrolífera brasileira possui um dos maiores planos de investimento do mundo, totalizando US$ 236,5 bilhões entre 2012 e 2016, incluindo US$ 141,8 bilhões para exploração e produção, de acordo com o Plano de Negócios anunciado pela empresa este ano.

Technip - A Technip assinou contrato com a Petrobras para o fornecimento de tubos flexíveis para o campo de Iracema Sul (ex-Cernambi Sul), localizado na área do présal na Bacia de Santos, a uma profundidade de até 2.500 metros. O contrato abrange a qualificação e fornecimento de até 250 quilômetros de tubos flexíveis para produção de petróleo, injeção de água e gás, exportação de gás, bem como equipamentos associados, a serem instalados na Unidade Flutuante de Produção e Armazenamento (FPSO) Cidade de Mangaratiba. Os tubos flexíveis de alta tecnologia foram projetados para atender à vida útil exigida pela Petrobras. Tubos de injeção de gás foram projetados para alta pressão interna, utilizando o perfil Teta (1), desenvolvido pelas equipes de Pesquisa e Desenvolvimento da Technip na Flexi France, fábrica de flexíveis do Grupo em Le Trait, na França.

Tenaris - A Tenaris assinou um novo contrato para fornecimento de tubos de revestimento para poços offshore para os projetos de exploração e desenvolvimento da Petrobras nos próximos cinco anos. Entre outros itens, o contrato contempla principalmente tubos de 9 5/8’’ com conexões premium TenarisHydril Blue®. Pronta para atender à próxima revisão do protocolo de testes da API RP 5C5, a conexão oferece 100% de eficiência em relação

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ao corpo do tubo com selabilidade a gás, excelente capacidade de suportar sobretorque e versatilidade quanto à sua aplicação, ideal para utilização em ambientes de alta pressão e temperatura (HP/HT), em poços exploratórios complexos, horizontais e de longo alcance, entre outros.

Sua confiabilidade e eficiência de descida têm sido amplamente comprovadas em operações em todo o mundo.

GE Oil & Gas - A GE fechou um contrato de US$ 1,1 bilhão com a Petrobras, para fornecer 380 cabeças de poço. Esses equipamentos serão entregues entre 2014 e 2018 e produzidos na unidade de Jandira (SP). As cabeças de poço não controlam em si a pressão no poço, mas selam os vários diâmetros dos revestimentos dos poços, para deixá-los tracionados. Em janeiro deste ano, a companhia anunciou outro megacontrato de US$ 500 milhões para fornecer à Petrobras turbocompressores, turbogeradores e compressores elétricos. Esses equipamentos serão entregues entre 2014 e 2015.

Vallourec & Mannesmann – A multinacional francesa V&M do Brasil e a Petrobras assinaram um contrato de cinco anos para fornecimento de produtos premium OCTG a operações da Petrobras, incluindo tubos sem costura, graus de aço e conexões com tecnologia de ponta. 

Companies & Business

Flexible pipes gain momentum Driven by the pre-salt demand, the segment booms and great suppliers invest to find solutions to meet the local content requirements

By Rodrigo Leitão

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mid the suppliers race to meet the pre-salt demand and local content requirements, flexible pipe system is one of the segments that is really booming. Major companies such a Technip, Tenaris, V&M an GE have been working to meet Petrobras demands, with high investments to expand their activities in Brazil and create new technologies.

The French Technip is one example of this boom. The company is building its facility in Açu industrial port complex, located in São João da Barra, Rio de Janeiro. It is going to be its second facility in Brazil. With investment of R$ 650 million and scheduled to start its operations in the fourth quarter, Technip wants the facility to be the most modern in the world of this kind, able to make flexible pipelines with big diameters and able to resist strong pressures and highly corrosive environments found in the pre-salt.

The new facility will be able to make 200 kilometers of pipelines a year, with diameters ranging from 6 to 22 inches. “ The facility was designed to meet the pre-salt demand where Petrobras will be the sole operator. Also, we have attracted much interest from other clients,” Technip Development Business Director Paulo Veronesi says.

In a very optimistic view, GE Oil and Gas Subsea Systems regional director Fernando Martins is excited with the Brazilian market, according to the Energetic Research Enterprise’s decennial plan for energy expansion, the

segment will raise investments of R$ 749 billion by 2021. “Brazil is a key market for our oil and gas business in the world, with a promising future. GE Oil and Gas sees Brazil as a strategic market and it is proved in numbers,” Mr Martins says.

For the director, the company invested US$ 262 million in 2012 to expand its facilities in Niterói (RJ), Macaé (RJ) and Jandira (SP). “The company is working to provide solutions that range from upstream to downstream and pipelines inspection”, he says.

V&M opens a technology center

Following this trend, The French Vallourec & Mannesmann Tubes (V&M) inaugurated the Vallourec Competence Center in the Federal University of Rio de Janeiro Technology Park in last July. The center was made to carry out researches on the pre-salt and design projects for the development of the pipelines usage and pipeline products for structure goals.

“The company is excited to increase its partnership with Petrobras in long term, supporting them with better innovation capacity to face uncanny challenges of the pre-salt

as well as future challenges such as Brazil’s unexplored equatorial margin,” says Vallourec Group vicepresident of Technology, Research, Development and Innovation Flavio de Azevedo.

The research center in Rio will work with the support of its research center located in Belo Horizonte (Minas Gerais), which has also been expanded recently, and of other research centers of the company around the world.

The company will invest R$ 90 million in Research and Development in Brazil within five years.

Challenges in Santos basin pre-salt

Brazil’s pre-salt fields present several additional challenges beyond the pre-salt layer itself: wells with 7,000 meters of depth, in ultra deep waters with 2,000 meters between the surface and the bottom of the sea, acid corrosion caused by H2S and CO2 and temperature and pressure, with high temperature and pressure in some specified areas.

All these aspects has an important impact on the exploration models and pipeline material requirements, which are able to combine mechanical and corrosion restrictions. In this context, supply companies of flexible pipes will face challenges caused by the high pressure and submarine flows that are found in the Santos basin pre-salt.

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Companies & Business

Technip Business Development Director Paulo Veronesi is aware of those adversities in the Santos basin pre-salt caused by problems such as CO2 and H2S corrosion in flexible oil pipes. For GE director, the fluid extracted there has high CO2

and H2S concentration, making it more acid than other locations.

In the GE Oil & Gas Subsea Systems Regional Leader Fernando Martins’ view, to extract and transport oil and

gas in the pre-salt of Santos basin is a unique challenge in the world. Not only because its depth – more than 2.5 km of water depth and 3km to 5km of salt – but also because its oil chemical properties of the region.

Companies seek technology excellence On thinking about these issues, Technip is investing in the improvement of new materials for its flexible pipes in Flexibrás Technology Center,located in the state of Espírito Santo, and in the new flexible pipes facility in the Açu port, located in the state of Rio de Janeiro. “ The new PLSVs (Pipe Laying Support Vessels) that are being built will also meet these new challenges because they will be able to position pipelines in a depth of 2,500 meters with traction capacity up to 550 ton,” ensures Technip director Paulo Veronesi.

To him, carbon fiber flexible pipe and Teta lay are the company’s brand new products to meet the pre-salt demands. “The carbon fiber flexible pipes are lighter. They don’t corrode and these pipes can used in smaller vessels, reducing operating costs. As for Teta flexible pipes, they present

more resistance to the internal pressure and, as a result, they are more resistant to the fatigue in the operational conditions,” he emphasizes.

Tenaris, for its turn, has invested US$ 180 million in advanced technology to face the challenges in the ultra deep water. The investments in new U-O glands in the Brazilian facility will make the company produce even greater pipes to face the offshore E&P challenges.

“The high investment in this project represents our response to the market who demands products very strict technical specifications. The new glands will make pipes thicker and with a higher level of steel, which will be able to face the environmental adversities concerned to the ultra deep water drilling activities, which include high pressure

and acid environment with high corrosion level.” explains Tenaris president in Brazil Renato Catallini.

On providing German technology, the glands will make Tenaris produce 1.5 inch pipe among 12 ¾ to 48 inches dimension. “This project for new glands establishes a progress in Tenaris technology and it is aligned with our commitment to quality, safety and sustainability, aspects that guide our industrial procedures”, highlights Mr Catallini.

The reduce of energy consumption is an important additional benefit provided by the new glands. To the director, the pipe production process can offer savings up to 35% because of the engines, hydraulic pumps and transformers of the last generation that feed the equipment.

Petrobras boosts orders for flexible pipes

With proven oil reserves standing at 16 billion barrels, the pre-salt might represent roughly 30% of Petrobras output in

2020. The Brazilian state-owned oil company has one of the world’s greatest business plans, with investments of US$ 236.5 billion

Technip - Technip was awarded by Petrobras a major contract(1) for the supply of flexible pipes for the Iracema Sul (former Cernambi Sul) field, located in the Santos Basin pre-salt area, Brazil at a water depth of up to 2,500 meters.

The contract covers the qualification and supply of up to 250 kilometers of flexible pipes for oil production, gas lift, water and gas injection as well as related equipment for the pre-salt area to be installed on the floating production storage and offloading (FPSO) unit Cidade de Mangaratiba. The highly technological flexible pipes are designed to meet Petrobras’ requested service life. Gas injection pipes are designed for high internal pressure, using the Teta profile(2) developed

by Technip’s R&D team in its Flexi France plant in Le Trait, France.

Tenaris - Tenaris has signed a contract to supply Petrobras with 9 5/8” casing with TenarisHydril Blue® premium connections for offshore exploration wells over the next five years. Developed to face the most challenging E&P environments, and tested in accordance with ISO 13679 CAL IV, TenarisHydril Blue connections have proven their worth for the past 10 years with capabilities that exceed the highest industry standards and will continue to do so under the forthcoming revision of the API RP 5C5 Testing Protocol.

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between 2012 and 2016, including US$ 141.8 billion for exploration and production as announced by the company this year.

The Blue connection is one of a kind, offering 100% fully tested pipe body rated seal, excellent overtorque capacity and the versatility to perform in all environments. Its reliability and running efficiency have been proven extensively in the most complex operating conditions around the world.

GE Oil & Gas - General Electric Co.’s oil and gas division has signed a nearly US$1.1 billion deal with Petrobras to provide 380 sub-sea wellhead systems. The equipment will be delivered between 2014 and 2018 and will be produced at the GE plant in Jandira (São Paulo). Subsea wellhead system is a pressure-containing vessel that provides a means to hang off and seal off casing used in drilling the well. In January, 2013, GE Oil & Gas has won a contract worth more than US$500 million to supply turbomachinery equipment and services to Petrobras. The equipment will be delivered between 2014 and 2015.

Vallourec & Mannesmann - Vallourec’s Brazilian subsidiary V & M do BRASIL and Petrobras have signed a 5-year-contract to supply Petrobras’ operations with premium OCTG products, including seamless pipes, steel grades and connections using state-of-the art technology. 

Plataforma espírito santo

Espírito Santo quer atrair investimentos

subsea

Sebrae busca organizar a cadeia produtiva para aproveitar oportunidades no segmento

Por Rodrigo Leitão

Divulgação

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ão é só o Rio de Janeiro que está disputando investimentos no segmento subsea. Em 2008, quando a Petrobras iniciou a produção no présal no Campo de Jubarte, na Bacia de Campos, em frente ao litoral do Espírito Santo, a cadeia produtiva de óleo e gás capixaba estava diante de uma grande oportunidade para os fornecedores de equipamentos subsea, devido ao grande aumento das atividades de E&P, que iriam demandar por fornecimento de bens e serviços.

Em entrevista à Macaé Offshore, a analista técnica do Sebrae/ES, Ana Karla Macabu, afirma que a partir da implantação da política de conteúdo local da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), há um crescente estímulo para o investimento em subsea, buscando incrementar a participação nacional e capixaba nesse cenário. “O Espírito Santo é um importante estado no cenário da exploração e produção de petróleo e gás no país, por isso precisa de uma cadeia de fornecedores qualificada e preparada para esse mercado”, enfatiza.

Ana Karla Macabu, do Sebrae, diz que há um crescente estímulo para aumentar a participação nacional e capixaba no mercado de subsea Ana Karla Macabu (Sebrae) says that there is a growing stimulus to increase the national and Espírito Santo participation in the subsea sector

Segundo a analista, por meio do convênio Sebrae/Petrobras, o estado vem realizando ações para o desenvolvimento tecnológico e inovação de micro e pequenas empresas na cadeia de petróleo, gás e energia, dentre elas as tecnologias para o segmento subsea.

“O papel do convênio é levantar as demandas para o desenvolvimento de

novos produtos/serviços e, a partir delas, mapear empresas com perfil para esse desenvolvimento. Com apoio do Sebrae, as empresas têm acesso a consultorias para estudo de viabilidade técnica e econômica, buscas de patentes, ensaios de materiais, certificações e outras demandas que as empresas tenham para o desenvolvimento dos projetos”, afirma a analista.

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Plataforma espírito santo

Desenvolvimento de fornecedores

Divulgação

O presidente da Federação das Indústrias do Espírito Santo (Findes), Marcos Guerra, lembra que o estado, em parceria com o Instituto Euvaldo Lodi (IEL-ES), lançou o Programa de Desenvolvimento de Fornecedores (PDF), para aproximar as grandes empresas da indústria capixaba, especialmente aquelas que atuam com a transformação de produtos e serviços.

De acordo com o Instituto, o programa vem sendo uma rota de fuga para as empresas que querem investir e melhorar sua competitividade no setor. Segundo o IEL-ES, o programa já está presente em mais de 70% dos municípios.

Na avaliação de Guerra, o PDF colabora de forma significativa na expansão e implantação de grandes projetos, pois, na visão do executivo, nada justifica um grande empreendimento não utilizar parte da estrutura local.

“O PDF é importante para o fortalecimento da indústria capixaba e, consequentemente, para o desenvolvimento socioeconômico do Espírito Santo”, destaca. À Macaé Offshore, Marcos Guerra ressalta ainda que o Sistema Findes atua em diversas frentes de trabalho, entre elas, a criação de medidas que permitam uma maior

O presidente do Findes, Marcos Guerra, garante que programa de apoio a fornecedores locais já atende a 70% dos municípios capixabas Marcos Guerra (Findes) ensures that the program for supporting the local suppliers meets 70% of the cities of the state of Espirito Santo

participação das micro, pequenas e médias empresas nos grandes projetos.

“O PDF é a certeza da presença do selo de qualidade nas indústrias intermediárias e de menor porte, tornandoas aptas para atuarem nas principais plantas industriais. Não vou medir esforços para avançarmos em inovação

tecnológica. É função de nossas instituições, que compõem o Sistema Findes, orientar e dar suporte para dinamizarmos a produção, reduzirmos custos e com isso viabilizarmos o fortalecimento da indústria capixaba, principalmente no segmento de gás e petróleo, que recebe investimentos em grande escala”, enfatiza Guerra.

ES no mapa do petróleo O Espírito Santo responde atualmente por 15% da produção de petróleo nacional, com uma produção de cerca de 350 mil barris/dia, sendo, assim, o segundo maior produtor, perdendo apenas para o Estado do Rio de Janeiro. Com a chegada de novas plataformas ao litoral do

52 MACAÉ OFFSHORE

estado, a previsão é de que, até o final de 2013, este número alcance a marca de 400 mil barris/dia.

Um exemplo de investimento no estado aconteceu em maio, quando foram ofertados 12 blocos de petróleo em terra e mar, com o 11º Leilão de Blocos Exploratórios

realizado pela ANP. No mar foram leiloados seis blocos pela Petrobras, Statoil Brasil, Queiroz Galvão, Total E&P e Cowan, sendo que nenhum bloco

foi

arrematado

sozinho.

Segundo a ANP, o valor de todos os 12 blocos arrecadou (terra e mar) R$ 508,16 milhões. 

espírito santo Platform

Espírito Santo wants to attract

subsea investments

Sebrae works to organize Espírito Santo supply chain to take advantage of the opportunities in the segment

By Rodrigo Leitão

R

io de Janeiro is not alone in a battle for investments in the subsea industry. When Petrorbras started its pre-salt output in Jubarte field, located in Campos basin, the supply chain in the state of Espírito Santo was before a great opportunity for the subsea equipment suppliers because of the increase of E&P activities in the area.

says that since the implementation of the local content policy by the National Agency of Petroleum, Gas and Biofuels, the stimulus for investments in subsea segment has increased. “ The state of Espírito Santo is important for Brazil’s oil and gas industry.

Therefore, the state needs a developed and prepared supply chain to meet this industry’s demands”, she emphasizes.

In interview to Macaé Offshore, SebraeES technical analyst Ana Karla Macabu

For the analyst, Espírito Santo has been carrying out technology and

The suppliers development

“This partnership’s role is to find out the demands for goods and services and map the companies with this profile. With Sebrae support, companies will be able to work with consultancies, new patents, certifications and other companies demands”, she says.

ES in the oil map

The president of the Federation of the Industries of the state of Espírito Santo, Marcos Guerra, highlighted that Espírito Santo government, in a partnership with Euvaldo Lodi Institute, launched the Suppliers Development Program (SDP) in order to improve the relationship between Espírito Santo major companies and suppliers.

is important to improve Espírito Santo industry for the social and economic development of the state,” he highlights.

This program is a gateway for companies who want to invest and improve their capacity. The SDP is already in 70% of the cities.

“The SDP ensures the quality of the medium and small companies, making them able to work for the industry. I will do my best to have an advanced technology innovation segment. It is our duty to give the companies support, specially those who are inserted in the oil and gas industry”, Mr Guerra emphasizes.

In Guerra’s view, the SDP works to the implementation and expansion of projects using the local structure. “ The SDP

innovation development actions for micro and small companies with the support of Petrobras and Sebrae.

Mr Guerra also says that the Findes reaches in a number of work fronts such as the creation of policies that increase the participation of small and medium companies in major projects.

The state of Espírito Santo accounts for 15% of domestic oil output, with 350,000 barrels of oil per day. Espírito Santo is the second largest oil producing state in Brazil. With the arrival of new FPSOs by the end of 2013, the state may have an output of 400 thousand barrels per day.

In May, 2013, 12 onshore and offshore blocks were offered in 11th Bidding Round, carried out by Th National Agency of Petroleum, Gas and Biofuels. Petrobras, Statoil Brazil, Queiroz Galvão, Total E & P and Cowan were the oil companies who acquired those blocks. The blocks were sold for R$ 508.16 million, according to ANP. 

MACAÉ OFFSHORE 53

PLATAFORMA SANTOS

Os novos pólos tecnológicos do pré-sal Mesmo longe da costa, Unicamp se destaca como pólo tecnológico para o pré-sal e atrai investimentos da Petrobras.

Santos também cria parque e atrai universidades como USP Por Brunno Braga

A

s exigências e demandas tecnológicas do pré-sal são alguns dos pontos que mais pesam para a atividade petrolífera e vão causar grande impacto na indústria de Óleo & Gás para os próximos anos. Não seria para menos. Afinal, a uma profundidade que pode chegar a 7 mil metros de lâmina d›água, equipamentos, inovação e pesquisa são mais do que essenciais para que extração e produção sejam feitas com eficiência e redução de riscos.

Nesse processo, o Rio de Janeiro vem ganhando destaque com o Parque Tecnológico da UFRJ, que já reúne as principais empresas do setor e se tornou referencia mundial no desenvolvimento de tecnologias para o pré-sal. O estado conta a seu favor com a posição geográfica estratégica, próximo das bacias de Campos e de Santos, fazendo com que o Rio seja vetor de forte atração para as empresas de O&G. No entanto, bem longe do Rio, outra cidade vem se destacando como um pólo importante para pesquisa e desenvolvimento do pré-sal e que conta com uma peculiaridade: está localizada a centenas de quilômetros das bacias de Santos e Campos. Campinas, município situado na região noroeste do Estado de São Paulo, receberá nos próximos anos um

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grande volume de investimentos oriundos da indústria do petróleo. Levantamento da Federação das Indústrias de São Paulo (Fiesp) mostra que a cidade paulista deverá receber cerca de R$ 1,5 bilhão até 2014, que serão destinados para o setor de óleo e gás, em grande parte para o pré-sal.

das empresas em atuar no Cepetro. É claro que o pré-sal impulsionou esse valor. Ficamos felizes com a enorme procura por parte das empresas, mas, ao mesmo tempo, na superação de desafios que a exploração e produção do pré-sal apresenta no campo da pesquisa”, conta.

A Universidade de Campinas tem papel importante nesse processo. Ao criar, em 1987, o Centro de Estudos do Petróleo (Cepetro), a Unicamp ajudou a formar engenheiros e desenvolver importantes projetos para o setor. Mas foi somente nos últimos anos que o Cepetro registrou crescimento exponencial no que diz respeito à parceria com empresas e em números de projetos de pesquisa. “O Cepetro está mais do que preparado para trabalhar em conjunto com as diversas companhias de petróleo do mundo, pois, além da experiência de 25 anos em P&D para a indústria, o centro conseguiu formar recursos humanos do mais alto gabarito, com mestres e doutores altamente qualificados para atuar dentro desse segmento”, afirma o diretor do Cepetro, professor Osvair Trevisan, em entrevista à Macaé Offshore.

Ao todo, são 28 empresas do setor de petróleo como parceiras, tais como Petrobras, Galp, BG Group, Schlumberger, FMC, Cameron, Anadarko, Chevron, HRT, entre outras. Atualmente, estão em desenvolvimento 60 projetos voltados para a indústria do petróleo. “Muitos deles extremamente relevantes para a indústria.

Todos possuem um objetivo em comum: tornar a indústria do petróleo mais eficiente”, explica Trevisan.

Trevisan revela que o centro, que conta com uma área de cerca de dois mil metros quadrados, possui cerca de R$ 70 milhões para projetos de P&D. “Essa enorme cifra é fruto do crescimento do interesse

Um dos projetos prevê a implantação do Laboratório de Computação de Alto Desempenho e Ambiente 3D Imersivo e Interativo de Visualização Científica, projeto que conta com a participação da Petrobras.

“Nesta linha de pesquisa, o objetivo é aumentar a performance nos levantamentos sísmicos, promovendo redução de ruídos e dando sinais mais apurados para estudos sísmicos em grandes profundidades”, detalha o acadêmico. O projeto está sendo desenvolvido por uma equipe de 12 pesquisadores e tem prazo para ser concluído em maio do ano que vem.

PLATAFORMA SANTOS

Petrobras fará centro de tecnologia na Unicamp Todos esses movimentos levaram a Petrobras a rumar para Campinas e anunciar a criação do Centro de Tecnologia de Engenharia de Poço, no Centro de Tecnologia da Informação da Unicamp, com recursos do Ministério da Ciência e Tecnologia e ênfase nas pesquisas para o pré-sal. O investimento inicial será de cerca de R$ 5 milhões para a implantação da infraestrutura básica, com a construção de um primeiro prédio de 1.500 m2 e a implantação de, pelo menos, um dos laboratórios previstos para o centro.

Segundo comunicado da estatal, a iniciativa está na fase de elaboração do projeto executivo e as ações para viabilizar o início das obras serão efetivadas até o final do ano. Para a Petrobras, as vantagens de instalar este centro tecnológico em Campinas é a infraestrutura voltada para a capacitação de pesquisadores e o desenvolvimento de projetos de P&D para os setores de energia, petróleo e gás no âmbito da Rede Temática de Poços da Petrobras.

Projetos complementares de P&D deverão ser contratados para que seja possível equipar os demais laboratórios

Divulgação UNICAMP

previstos no convênio e a realização de pesquisas que possam atender às demandas do setor por novas tecnologias.

Com o centro, verifica-se ainda o aumento de empresas da cadeia no entorno, que buscam ficar próximas ao principal cliente do setor de O&G no Brasil.

Para obter melhor proveito desse cenário, a Fiesp, em parceria com o Ciesp (Centro das Indústrias do Estado de São Paulo), lançou em junho o Programa Nagi PG – Núcleo de Apoio à Gestão da Inovação na Cadeia de Petróleo e Gás, que tem como objetivo capacitar cerca de 400 empresas de petróleo e gás localizadas na região de Campinas.

De acordo com o diretor do Ciesp, Vandermir Francesconi Junior, “o objetivo final é que o programa Nagi PG contribua para o aumento do conteúdo local, identificando e apoiando indústrias paulistas no desenvolvimento e no fornecimento de seus produtos e serviços para a cadeia de O&G”.

A metodologia de aplicação do projeto envolve as seguintes fases: sensibilização das empresas, capacitações coletivas

Vandermir Francesconi, da Ciesp: núcleo contribui para aumentar conteúdo local Vandermir Francesconi (Ciesp): the center contributes for the local content growth

em inovação, aplicação de diagnósticos da inovação, entrevistas individuais nas empresas para elaboração de matriz da análise de projetos de inovação, assessoria empresarial individual para elaboração de Planos de Gestão de Inovação e/ ou Projetos de Inovação e apresentação dos Planos/Projetos a instituições de fomento.

USP também está na corrida e investe em Santos Mesmo ainda não tendo um centro de pesquisa voltado especificamente para o setor de petróleo, a Universidade de São Paulo (USP), a maior universidade do país, também quer atuar de forma mais abrangente dentro desse cenário bilionário que o pré-sal oferece. Há cerca de um ano, a administração criou um novo campus, mais precisamente na cidade de Santos. No local, foi instalado o curso de Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica, que já existia no campus de São Paulo, para atender à necessidade de estar

próximo aos escritórios e centros de P&D das grandes empresas.

“A USP está investindo muito para se inserir no campo da P&D para o pré-sal. Inclusive já fechamos parcerias com empresas para que possamos atuar em conjunto no Parque Tecnológico de Santos”, explica o chefe do Departamento de Minas e Petróleo da universidade, professor Laurindo Salles Filho.

Lançado no começo do ano, o Parque Tecnológico de Santos ainda

não se encontra em plena atividade.

Previsto para funcionar numa área de 220 mi m² entre os bairros do Valongo e Vila Mathias, o parque buscará abrigar não somente a USP, como outras universidades de ponta do Estado de São Paulo, para que no local haja um intenso ambiente de criação de pesquisa e inovação para a cadeia de petróleo. O projeto de construção do parque conta com orçamento de R$ 14 milhões, sendo 10 milhões concedidos pelo estado e os outros R$ 4 milhões, da Prefeitura.  MACAÉ OFFSHORE 55

santos Platform

The new pre-salt

technology centers Miles away from the coast, Unicamp gains momentum as a technology center for the pre-salt and attracts investments of Petrobras. Santos also establishes a technology park and the city attracts universities such as USP

By Brunno Braga

T

he technology demands for the pre-salt are seen as very crucial for the oil activities and they will greatly impact the Oil and Gas industry over the next years. In fact, with a depth of seven thousand feet deep in the ocean, equipment, innovation and researches are more than essential in order to make the exploration and production activities efficient and with risk reductions.

In this process, Rio de Janeiro draws to attention with the UFRJ Technology Park, which gathers the main oil and gas companies and became world reference in realm of technology development for the pre-salt. The state of Rio de Janeiro is favored with its strategic geographical position. This is because Rio de Janeiro is close to the Santos and Campos basins, making the state very attractive for investments in the O&G industry.

56 MACAÉ OFFSHORE

Yet another city located very far from Rio is gaining momentum as an important research and development center for the pre-salt, although it is miles away from Campos and Santos basins.

Campinas, a city located at the northwest of the state of São Paulo, will receive a great sum of investments from the oil industry over the next years. Study made by the Federation of the Industries of the State of São Paulo shows that Campinas may receive roughly R$ 1.5 billion by 2014. That sum will be destined for the oil and gas segment, most of it for the pre-salt activities.

The University of Campinas has an important role in this process. On creating, in 1987, the Center for Petroleum Studies, Unicamp graduated engineers and designed important projects for the sector. However, only in the past few years Cepetro began to experience an exponential increase in partnerships with oil

companies and in number of research projects. “Cepetro is more than prepared to work with several oil companies because besides our 25 years experience in R&D for the industry, the center gathers the best skilled workforce in Brazil ready to work in this segment,” says Cepetro Director Osvair Trevisan.

Mr Trevisan tells that the center, which has an area of roughly two thousand square meters, has R$ 70 million for R&D projects. “This huge amount of investment is a result of the growing interest of the companies to work in Cepetro. Surely the pre-salt helped to boost the investments.

We are very happy with the interest of the companies. Yet at the same time we are aware of the challenges to be faced in the research realm for the exploration and production, “ he says.

There are 28 oil companies working in Cepetro, such a Petrobras, Galp, BG

santos Platform

Group, Schlumberger, FMC, Cameron, Anadarko, Chevron, HRT among others.

Currently, there are 60 projects that are being developed for the industry. All of them works to give the oil industry more efficiency,” Mr Trevisan explains.

One of the project designs the implementation of a Lab of High Performance Computing, with an Immersion and Interactive Environment and 3D Scientific Visualization. “This line of research aims to improve seismic

Petrobras will establish a Technology Center in Unicamp All of these movements were enough to make Petrobras go to Campinas. The company announced the creation of the Well Engineering Technology Center in the Center for Information Technology in Unicamp. The initial investment is of R$ 5 million for the implementation of basic infrastructure, which involves a construction of a building of 1,500 square meters and the implementation of a laboratory.

According to the state-owned oil company, the project of the center is being designed and its construction will begin by the end of the year. For Petrobras, the advantages of create this technology center in Campinas is the infrastructure for the improvement of the R&D in Petrobras’ oil wells.

Complementary R&D projects may be contracted in order to give the labs equipment and to carry out researches to meet the demand for new technologies. With the center, it is seen the increase of the number of companies in the surrounding area who want to be close to the main O&G client in Brazil.

In order to take advantage of this scenario, Fiesp and Ciesp launched the Program Nagi PG, which aims to train roughly 400 companies located in Campinas region.

For Ciesp director Vandemir Francesconi Junior, the NAGI PG’s goal is to boost the local content, identifying and supporting São Paulo’s companies to supply their goods and services”.

performances, providing reduction of noise and better images from ultra deep waters,” the scholar says. The project has been developing by a team of 12 researchers and it is scheduled to be concluded in May, 2014.

USP is also in the game and invests in Santos Although the University of São Paulo does not have a research center for the oil industry yet, the country’s largest university also wants to be part of this billionaire industry. One year ago, USP created a new campus in the city of Santos.

There, the university brought to the city the School of Oil Engineering to meet the necessity to be close to the oil companies R&D centers and offices located in Santos.

“USP is investing to be enter in the R&D realm for the pre-salt. We have already set partnerships with companies in order to work with them in Santos Technology Park”, says USP Department Chief of Mines and Oil Laurindo Salle Filho.

Launched earlier this year, Santos Technology Park is yet not in activity. Built in an area of 220 thousand square meters, the park will house not only USP but also other top universities in order to have an intense environment for research and innovation in the oil and gas chain. The construction of the park will cost R$ 14 million. 

MACAÉ OFFSHORE 57

PLATAFORMA CAMPOS

Luz no

complexo de problemas

Superporto do Açu deve começar a operar este ano e investidores garantem projetos em seu entorno Por Rodrigo Leitão

E

m 2007, quando o ainda megaempresário Eike Batista desembarcou no município de São João da Barra, no norte do Estado do Rio de Janeiro, com a ambição na cartola de construir no Complexo Portuário do Açu um Superporto – previsto para movimentar até 350 milhões de toneladas por ano entre exportações e importações, com destaque para o petróleo - não esperava tanta dor de cabeça com questões ambientais, parceiros desistindo de contratos, crise financeira no 58 MACAÉ OFFSHORE

grupo “X” e uma série de demissões devido ao enxugamento do projeto.

Depois de todas essas mazelas, o xeque-mate veio no dia 14 de agosto, quando a LLX – braço de logística do grupo – divulgou a assinatura de Termo de Compromisso com o Grupo EIG para investimento de R$ 1,3 bilhão, por meio de operação privada de aumento de capital, ainda sujeita à assinatura de documentos finais e ao cumprimento das condições precedentes. Com isso, fundos de

investimentos administrados pelo EIG se tornarão, em conjunto, o novo acionista controlador da empresa.

Apesar de todo o complexo de problemas, o Superporto do Açu, que já consumiu quase R$ 4 bilhões em investimentos desde que suas obras foram iniciadas, deve começar a operar ainda este ano, segundo garante o presidente da LLX, Marcus Berto. O megaempreendimento continua atraindo empresas líderes mundiais em seus setores, com

PLATAFORMA CAMPOS

atuação importante na cadeia produtiva de óleo e gás e naval offshore da Bacia de Campos.

O secretário de desenvolvimento econômico do Estado do Rio de Janeiro, Julio Bueno, aposta que o empreendimento vai decolar, ainda que os prazos não sejam cumpridos. Segundo ele, empresas estão se implantando na

área, num investimento que já soma aproximadamente US$ 1 bilhão, além do minerioduto Minas-Rio, sendo que a parte do Rio já está pronta. “Estamos tristes, não vou ser hipócrita. Somos sócios das empresas do Rio, mas tem margem de manobra para ter uma virada”, afirmou, em julho, em relação aos revezes que o megaempresário vem sofrendo.

Prova disso é que a Companhia de Desenvolvimento Industrial (Codin), ligada à Secretaria Estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços, continua recebendo pedidos de empresas para se instalarem na área do superporto, que possui 23 metros de calado e logística atraente. A autarquia tem participação na disponibilização da área e no licenciamento.

Projetos garantidos no TX2 Um exemplo do interesse pelo Açu é a empresa finlandesa Wärtsilä, fornecedora de motores e prestação de serviços para navios e usina termoelétricas, que resolveu instalar sua primeira unidade no Brasil. A empresa escolheu o TX2, no Açu, para instalar uma planta de montagem e produção de grupos geradores e motores de navio.

Outras empresas já iniciaram a construção de suas unidades no TX2, como a norueguesa NOV, terceira maior fabricante de tubos flexíveis do mundo, e a francesa Technip, líder mundial em gerenciamento de projetos, engenharia e construção para a indústria de óleo e gás. Ambas irão produzir tubos flexíveis para apoio à indústria offshore e a previsão é que comecem a operar ainda neste ano.

Próxima de instalar sua segunda fábrica de tubos flexíveis no Brasil, desta vez, no Açu, o diretor da francesa Technip, Paulo Veronesi, afasta qualquer incerteza quanto ao potencial do empreendimento de Eike. A nova unidade da Technip poderá produzir anualmente 200 km de tubos, de até 22 polegadas de diâmetro, adaptados a condições do pré-sal.

Já a americana InterMoor, fornecedora de serviços de ancoragem,

fundações e serviços subaquáticos e que oferece soluções inovadoras para plataformas móveis e serviços de instalação offshore, recebeu, em fevereiro de 2013, a Licença de Instalação e já iniciou a construção de uma unidade que oferecerá apoio logístico e serviços especializados à indústria de óleo e gás no Superporto do Açu.

Entre as empresas que também já assinaram contrato para instalação no Complexo Industrial está a Vallourec do Brasil, que irá instalar uma base logística para atender às companhias de petróleo que atuam na Bacia de Campos, através da armazenagem e fornecimento “just in time” de tubos e serviços especializados.

Além disso, a Asco, prestadora de serviços para o setor de óleo e gás, assinou a criação de uma joint venture com a LLX para prestação serviços de logística para empresas de exploração e produção de petróleo e seus fornecedores. Já a BP, um dos maiores fornecedores mundiais de combustíveis, lubrificantes e serviços técnicos para a indústria marítima, criou uma joint venture com a EBX para importar, exportar, vender e distribuir combustíveis marítimos, sob a marca da BP Marine.

A Anglo American também irá movimentar minério de ferro pelo Superporto do Açu. A previsão é que sejam movimentados, numa primeira etapa, 26,5 milhões de toneladas de minério de ferro por ano a partir do segundo semestre de 2014. O minério será transportado da mina em Minas Gerais até o Superporto, por um minerioduto com 525 km de extensão, já em construção pela Anglo.

Para a multinacional americana General Eletric (GE), que está construindo uma unidade industrial de 322.489 metros quadrados no pólo metalmecanico, com foco na área de petróleo e gás e geração de energia, a localização do porto é interessante e de extrema importância para o país.

“Continuamos com planos de investir na obra e iremos acompanhar de perto a sua evolução. E à medida que ele for tomando corpo o investimento se concretizará”, realça a companhia, em nota.

A fim de reforçar uma parceria estratégica com o porto, o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Formigli já admitiu que o Porto do Açu pode ser uma das opções logísticas da estatal para escoar a produção do pré-sal, além dos portos de Macaé e de Santos.

MACAÉ OFFSHORE 59

PLATAFORMA CAMPOS

Questões ambientais e de infraestrutura geram nó Um retrato da inundação de problemas vividos pelo Complexo Portuário do Açu foram justamente as questões ambientais. Em fevereiro deste ano, o secretário do Ambiente do Estado do Rio, Carlos Minc, e a presidente do Instituto Estadual do Ambiente (Inea), Marilene Ramos, anunciaram multa de R$ 1,3 milhão à OSX por danos ambientais causados pelo processo de dragagem para a construção do complexo, que provocou o aumento da salinidade das águas do Canal Quitingute, em São João da Barra.

Passados seis meses, o grupo produtor de aço Ternium desistiu da implantação de um polo siderúrgico no Porto do Açu. Um dos motivos pode ter sido os sucessivos atrasos em uma série de projetos de infraestrutura do país, como a exploração de petróleo na camada do présal, além de excesso de capacidade siderúrgica global, que tem pressionado os preços dos produtos.

Para o presidente da LLX, Marcus Berto, a saída do projeto siderúrgico em instalar um planta pelotizadora ou siderúrgica no Superporto do Açu não impacta no plano de negócios atual da companhia. “Com a retração do mercado siderúrgico nos últimos anos, o modelo de negócios da LLX está sendo revisto. Logo, a decisão da Ternium em não instalar uma usina siderúrgica no Superporto do Açu não altera o desenvolvimento do empreendimento”, afirma Berto.

60 MACAÉ OFFSHORE

Impactos no novo estaleiro Como em tudo que o empresário Eike Batista põe as mãos tem que ser grandioso, o milionário continuou a pôr seus sonhos em primeiro lugar e, além de construir o Superporto do Açu, decidiu criar a Unidade de Construção Naval do Açu (UCN Açu), o que ele chamou na época de o “maior estaleiro da América Latina”. A OSX (braço naval e offshore do Grupo EBX) é responsável por oferecer soluções integradas de engenharia, construção, fretamento e serviços de Operação & Manutenção (O&M) para empresas de Exploração e Produção (E&P) de petróleo.

Devido à crise que assolou o Grupo EBX nos últimos dois anos principalmente e com a redução na carteira de encomendas da OGX (empresa responsável pela contratação de plataformas), a OSX demitiu em maio mais de 160 funcionários do estaleiro, localizado no Complexo do Açu. Segundo a companhia, o novo Plano de Negócios prevê o faseamento das obras de implantação do estaleiro do Açu, tendo em vista a atual carteira de encomendas da OSX e o cenário do mercado no país. “Devido a este faseamento, foram realizadas à época adequações no quadro de funcionários próprios e terceiros envolvidos no empreendimento”, informa a companhia, em nota.

Divulgação

Com a crise de seu Grupo EBX, o megaempresário Eike Batista teve que rever os planos ambiciosos também do Açu The current EBX crisis made the tycoon Eike Batista plan to overhaul his projects such as the Açu port

PLATAFORMA CAMPOS

Prefeito mantém otimismo Em setembro, a OSX recebeu a licença de operação para começar a primeira fase do estaleiro. Com isso, a empresa diz que será a “primeira a iniciar operação no empreendimento”. O primeiro projeto desenvolvido no estaleiro da OSX, segundo a empresa, será a construção de alguns módulos e a integração de duas unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência de petróleo P-67 e P-70, em atendimento à Petrobras e seus parceiros em projeto para o pré-Sal (FPSOs replicantes).

Para Neco, a própria conjuntura internacional revelada com a recuperação da economia americana e a manutenção do crescimento da economia chinesa levam a acreditar que a estrutura portuária ganha relevância em três aspectos. Primeiro, como área de exportação de minério de ferro para a Ásia; segundo, como base de apoio para as plataformas produtoras de petróleo da Bacia de Campos, e, finalmente, como um núcleo industrial na retroárea portuária.

“Esta fase já capacita a companhia a atuar como um dos principais canteiros offshore do Brasil, oferecendo 800 metros de cais (sendo 400m suficientes para o atendimento às encomendas da Petrobras) e capacidade para montagem de dezenas de módulos e de integração simultânea de dois FPSOs de grande porte. A operação que irá inaugurar a operação do estaleiro da OSX será realizada por meio da

Integra Offshore, uma SPE (Sociedade de Propósito Específico), formada pela OSX e Mendes Junior”, informa a comDivulgação

Em entrevista à Macaé Offshore, o prefeito de São João da Barra, João Amaro de Souza, o Neco, indagado sobre as obras e o futuro do Superporto do Açu para o município, ressalta que a fase mais aguda das demissões já passou: ocorreu entre abril e maio deste ano, quando foram desligados em torno de 2 mil pessoas. “A companhia nos informou sobre as mudanças que ocorreriam ao longo do segundo semestre. A tendência é de uma estabilidade no número de contratados e paulatina recuperação a partir do primeiro trimestre de 2014”, afirma Neco, otimista.

Para Neco, tendência é de estabilidade no número de contratados For Neco, the number of agreements will be stabilized

panhia. O valor estimado do contrato com a Petrobras é de cerca de U$ 900 milhões. 

MACAÉ OFFSHORE 61

CAMPos Platform

Hope for solutions to a

complex problem Açu Superport may start its operations this year and investors ensure the projects in the complex

By Rodrigo Leitão

W

hen the tycoon Eike Batista arrived in the city of São João da Barra, located in the Rio de Janeiro’s north region, aiming to construct the Açu Super port back in 2007, he was not expecting to face several problems such as environmental issues, companies departures,, financial crisis in the ‘X’ conglomerate and a number of laid-offs.

The port was designed to load roughly 350 million tons a year, with emphasis on oil.

Amid these problems, the checkmate came on August 14, when EIG Group signed a definitive agreement to inject R$ 1.3 billion in Brazilian logistics company LLX Logistica through

the purchase of new shares as part of a capital increase. he due-diligence process for the sale has been finalized and the deal should be concluded in around 20 days when EIG will then become the controlling partner of LLX. Despite all these problems, Açu Superport, which has already consumed investments of R$ 4 billion since the beginning of its construction, might start operating this year, according to LLX CEO Marcus Barreto. The site still attracts international companies who works in oil and gas supply chain in Campos Basin.

Though the delays, Julio Bueno, Secretary of Economic Development,

Energy, Industry and Services for the State of Rio de Janeiro, believes that the project will take off. For him, companies are going to the location, investing roughly US$ 1 billion. Besides that, there is the Minas-Rio de Janeiro ore pipeline that is already under construction. “I am not going to lie, I am sad. We are partners. Yet I believe that this bad phase is going to change for better”, Mr Bueno said.

As an evidence of that, the Industrial Development Company, an institute linked to Sedeis, receives requirements from companies that want to go to port area, which has a draught of 23 meters and an attractive logistics. Codin activities are related to licensing the areas.

Projects for TX2 The Finnish Wartsila is one of the companies who want to be established in the Açu port. Wartsila, which manufactures and services power sources and other equipment in the marine and energy markets, has decided to open its first facility in Brazil and it has chosen the TX2, in the Açu port, to establish a plant which will produce and assemble generators and vessel engines.

Other companies have already started the construction of six facilities in TX2, such as the Norwegian NOV, the world’s third largest producer of flexible pipes, and the French Technip, world leader in project management, engineering and construction for the oil and gas industry.

62 MACAÉ OFFSHORE

Both companies will manufacture flexible pipes to offshore industry and their facilities are scheduled to start by the end of the year.

Technip director Paulo Veronesi is very confident about the success of Açu superport. The new Technip facility will be able to manufacture 20 kilometers of flexible pipe with 22 inches of diameter, perfect for the per-salt conditions, a year.

InterMoor, a supplier company of mooring technology providing solutions for rig moves and mooring services, has been awarded a construction license to build facility to provide logistics and

services to the oil and gas industry in the Açu superport.

Vallourec will also construct a facility in the Açu Superport. Its facility will offer storage, just-in- time pipe supplying and specialized services in order to meet oil companies in Campos basin, Besides that, Asco, a service supplier company for the oil and gas industry, signed a joint venture contract with LLX for the provision of logistics services to oil exploration and production companies and their suppliers at Açu Superport. As for BP, one of the world’s largest fuel suppliers, the company and EBX signed an agreement to import,

CAMPOS PLATFORM

export, sell and supply maritime fuels under the BP Marine trademark.

Anglo American will also load ore in the Açu Superprt. The project will have an initial capacity to mine and ship 26.5 million tonnes of ore and expects to load the first exports from the project in late 2014. The iron ore terminal removes ore mined in Brazil’s highland state of Minas Gerais from a slurry sent 525 kilometers to the Port of Açu north of Rio de Janeiro in a pipeline.

LLX, the logistics company of EBX Group, and GE do Brasil (GE) have signed a contract entailing the construction of a plant in the landside area of Açu Superport. The industrial plant will be installed in the Metalworking Cluster in an area of 322,498 square meters, primarily to serve the oil and gas and power generation sectors. “We keep our plans to invest in the construction of the facility and we will follow it very close and the investment will take place as the site is being built”, says the company.

In order to strengthen a strategic partners, Petrobras director Jose Formigli said that Açu Superport can be one of the company’s logistics option for offloading the pre-salt output.

Worries about environmental issues and infrastructure The environmental issue was seen as one of the main problems faced by the Açu port. In February, 2013, the Secretary of Environment of the state of Rio de Janeiro, Carlos Minc, and the president of the State Environment Institute, Marilene Ramos, fined OSX R$ 1.3 million for environment damages caused by the the activity of dredging for the construction of the port, causing the increase of Six months later, Ternium gave up the project to establish a steel industry in the Açu Port. The delays of the construction of the local infrastructure was one of the reason that made Ternium call its project off.

For LLX CEO Marcus Barreto, Ternium’s departure will not impact the company’s business plan. “With the crisis in the steel market over the last years, LLX business model is going to be overhauled. Thus, Ternium’s departure will not change the Açu Superport’s schedule,” says Mr Barreto.

The impacts of the new shipyard Eike Batista’s movements are always huge. As always, the tycoon put his dreams in the first place and, besides the Açu port, he also decided to construct Açu Shipyard Unit, calling it the ‘largest shipyard in Latin America.

OSX was designed to provide integrated engineering solutions, shipbuilding, freight and operation and maintenance services for oil companies.

Due to the EBX’s crisis that was seen over the past few years and with cuts of OGX’s orders, OSX laid off 160 employees last May. The company stated that the OSX’s new business plan is working to adjust the Açu port projects to the OSX’s current orders. ]’Due to this construction process, we have some adjustments in the number of employees,” OSX stated.

Mayor keeps optimistic In an interview to Macaé Offshore, the mayor of São João da Barra, João Amaro de Souza, also known as Neco, says that the current international conjecture, with US economic recovery and good rates of the Chinese economic growth, is an evidence that the Açu port gains momentum for three reasons. First, with the exports of iron ore to Asia; second, as a support base for FPSOs activities in Campos Basin and, finally, as an industrial retro port area.

For Mr Neco, the company’s laidoff crisis is over. It happened between

April and May,when roughly two thousand people lost their jobs. “OSX told us that some changes would happen in the second semester. A certain stability is being seen and a recovery will take place in the first quarter of 2014.

OSX was awarded with a license to start its first operation phase last September. With the license, OSX is going to be the first company to operate in the port.

The first project designed in the OSX shipyard will be the construction of two FPSOs P-67 and P-70

for Petrobras. The FPSOs will operate in the pre-salt.

“This phase enables the company to act as a major offshore shipyard in Brazil, offering 800 meters of berth (400m being sufficient to meet the orders from Petrobras) and the ability to mount dozens of modules and simultaneous integration of two FPSOs large. The OSX shipyard will be performed by Integra Offshore, formed by OSX and Mendes Junior, “says the company. The estimated value of the contract with Petrobras is about $ 900 million. 

MACAÉ OFFSHORE 63

LEGISLAÇÃO

Os

entraves do Repetro

Empresas são obrigadas a prestar garantias à Receita sobre riscos da suspensão de tributos em regime que facilita importação de equipamentos para o setor

Por Rodrigo Leitão e Rosayne Macedo

Brasil, da Instrução Normativa número 1.361/2013 (regra geral para a admissão temporária de bens), que alterou substancialmente as exigências para a prestação das garantias pelas empresas.

Em entrevista à Macaé Offshore, a vice-presidente da Associação Brasileira das Empresas de Apoio Marítimo (Abeam), Lilian Schaefer, defende que o ideal é que o risco da operação fosse suportado pelo verdadeiro beneficiário do regime – a empresa petroleira. Na avaliação da diretora, pode-se dizer que o regime funcionou a contento até a edição, pela Receita Federal do

Para garantir um regime estável e funcional para ambas as partes, a vice-presidente da Abeam ressalta que é preciso haver o reconhecimento de que a beneficiária do Repetro é a concessionária, que deveria ser integralmente responsável perante a Receita Federal pela obtenção do benefício, arcando com os riscos e ônus pertinentes.

64 MACAÉ OFFSHORE

“Além disso, o setor merece ser ouvido quando da elaboração das regras de admissão temporária de bens, para eliDivulgação

C

riado em 1999 para desonerar os fornecedores da cadeia produtiva de óleo e gás da alta carga tributária no País, o Repetro está no olho do furacão.

O regime aduaneiro especial de exportação e importação de bens destinados às atividades de pesquisa e de lavra das jazidas de petróleo e de gás natural vem causando discussões em torno do risco da operação a quem compete legalmente adotar medidas junto à Receita Federal para a obtenção deste regime. As empresas estão sendo obrigadas a prestar as garantias exigidas pela Receita, correndo todos os riscos inerentes à exigibilidade dos tributos suspensos, caso, por algum motivo, eles se tornem exigíveis.

Segundo ela, isso criou um cenário de insegurança jurídica para as companhias e elevou drasticamente os custos de obtenção das garantias exigidas. “Contratos que estão vencendo e que possuem cláusula de prorrogação necessitarão ser reequilibrados ou mesmo encerrados a partir das novas exigências da Receita relativamente às garantias”, alerta Schaefer.

Para Lilian Schaefer, petroleiras deveriam suportar risco da operação For Lilian Schaefer, oil companies should bear the operation risks

minar exigências desmedidas e que não coadunam com a idoneidade notória das empresas que atuam no segmento de óleo e gás”, conclui a executiva.

LEGISLAÇÃO

Aumento dos pedidos é outro gargalo Já na visão de Paulo Miguel Vitor Silva, diretor da JS Assessoria Aduaneira – especializada em regimes especiais e prestação de serviços às empresas do segmento de petróleo e gás, indústria naval, apoio marítimo e geofísica – um dos entraves é o crescimento nos pedidos de habilitação e concessão na 7ª Região Fiscal, que é responsável por mais de 90% das habilitações e concessões ao Repetro.

“Na contramão da demanda, observa-se que, na prática, os quadros funcionais da Receita Federal nas repartições responsáveis por estas análises e concessões têm sofrido uma redução significativa. Esta carência de funcionários públicos para atender à demanda acaba impactando negativamente na agilidade e na qualidade do atendimento aos contribuintes que pleiteiam o benefício”, avalia Silva.

Segundo o diretor, paralelamente à escassez do quadro funcional da Receita, outra grande dificuldade vivenciada, não só com relação ao Repetro, mas com a legislação aduaneira de uma forma geral, é a

diversidade de interpretações por parte dos fiscais nas diferentes jurisdições. “Por isso, não são raras as vezes em que nos deparamos com procedimentos discrepantes quanto à aplicação de um mesmo dispositivo legal”, comenta o especialista.

Ele lembra que o ICMS na importação já é tema bastante polêmico e, quando se trata do Repetro, o cenário é ainda mais complexo. “Questões que vão desde o cabimento ou não da cobrança desse imposto na admissão temporária, haja vista o entendimento de um número cada vez maior de tributaristas, de que por não existir tradição (transferência) de propriedade nestas operações, não há como falar em incidência de ICMS”, diz ele.

A boa notícia é que a Receita tem sinalizado com mudanças na legislação do Repetro e tem se mostrado aberta às sugestões do setor. “Esperamos que a maioria das sugestões seja acatada e que as novas regras contemplem todas as situações fáticas envolvidas nas operações com Repetro, de forma clara e objetiva”, aposta.

Ex-vilão, hoje aliado da competitividade O Repetro já chegou a ser considerado um dos maiores vilões para a falta de competitividade da indústria nacional de bens e serviços do setor de petróleo. No ano passado, um estudo divulgado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) quebrou este estigma ao revelar que o impacto seria 10 vezes menor que o alardeado no setor, já que os preços dos equipamentos estrangeiros ficariam, em média, apenas 4% mais baratos que os nacionais com os benefícios tributários garantidos pelo regime.

O “Estudo sobre o Ambiente Tributário no Setor de Petróleo e Gás”, realizado pelo escritório de advocacia Vieira Rezende e pela consultoria Booz & Company, com apoio institucional da Organização Nacional

da Indústria do Petróleo (Onip), confirmava a necessidade de renovação do regime até 2020 para garantir o atendimento às demandas do setor, frente a uma cadeia de fornecedores ainda em crescimento.

Ao contrário do que a Receita Federal chegou a informar em palestras, de que o Repetro tornava produtos nacionais até 50% mais caros, o estudo mostrou que a diferença de preços entre nacionais e importados causados pelo Repetro ficava em média em torno dos 4%. Já a burocracia no regime aduaneiro causaria impacto maior na competitividade nacional: um simples atraso na liberação de produtos em portos pode representar aumento de 5% no custo final do produto.

MACAÉ OFFSHORE 65

LEGISLAÇÃO

Regime viabiliza venda da plataforma P-55

Agência Petrobras / João Paulo Ceglinski

O Ministério de Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC) anunciou que o principal aumento do superávit da balança comercial brasileira de setembro foi a venda da plataforma de petróleo P-55, cuja exportação somou R$ 1,9 bilhão. Essa operação só foi viabilizada devido ao Repetro, que permitiu pagar menos impostos. A P-55 foi adquirida por subsidiárias da estatal no exterior e será utilizada no próprio país, na Bacia de Campos.

Para o diretor executivo da LDC Comex, Paulo Cesar Alves Rocha, a venda da plataforma só foi viabilizado porque o Repetro possibilita que um equipamento produzido no Brasil seja equiparado a um exportado, fazendo com que os tributos que incidiriam na produção de um bem no mercado interno seja igual a zero, aumentando assim a competitividade das empresas industrias brasileiras.

Na opinião de Paulo Cesar, a atual legislação da Receita sobre o Repetro não precisa ser modificada, mas ele elenca três pontos chaves que podem ser aperfeiçoados, como a possibilidade de entrega posterior de documentação comprobatória como contratos de grande

Adquirida por subsidiárias da Petrobras no exterior, a unidade vai operar na Bacia de Campos Acquired by Petrobras abroad, the unity will operate in Campos Basin

número de páginas com emissão de termo de responsabilidade e uma contrapartida de penalidades altas no caso do não cumprimento dos prazos acordados para a entrega posterior desta documentação; uma definição clara e objetiva do que é bem destinado à manutenção dos bens já admitidos no regime, os chamados repetráveis e não repetráveis, e a padronização das fiscalizações nos sistemas de controle informatizados.

“Em suma é um regime que tanto aumenta a competitividade de quem explora e produz e das indústrias que produzem equipamentos e plataformas. Os pontos negativos como regime em si não existem, o que poderia ser aperfeiçoado é uma redução da burocracia existente na regulamentação sem deixar de ter um bom controle, pois a suspensão de tributação alcança bilhões de dólares anualmente”, afirma o diretor.

Entenda O Repetro permite a importação de equipamentos específicos para serem utilizados diretamente nas atividades de pesquisa e lavra das jazidas de petróleo e gás natural, sem a incidência dos tributos federais, como PIS, Cofins e IPI, além do adicional de frete para renovação da Marinha Mercante (AFRMM). Estes tributos permanecem com sua

66 MACAÉ OFFSHORE

exigibilidade suspensa pelo período de utilização no regime, tendo sua extinção prevista no caso de reexportação dos equipamentos admitidos no regime.

O regime é aplicável aos bens constantes do anexo único da Instrução Nomativa RFB 844, podendo ainda ser aplicado a máquinas e equipamentos

sobressalentes, ferramentas, aparelhos e a outras partes e peças destinadas a garantir a operacionalidade dos bens do anexo único, desde que sua utilização esteja diretamente relacionada com as atividades de pesquisa e lavra de petróleo e gás natural.

Saiba mais sobre o Repetro no portal www.macaeoffshore.com.br 

LEGISLATION

Repetro’s

obstacles

Companies are obliged to show the IRS guarantee about risks of tax suspension in a system that makes the imports of equipment easier for the industry

By Rodrigo Leitão and Rosayne Macedo

C

reated in 1999 to give oil and gas suppliers a tax exemption, Repetro is in the eye of storm.

The special custom regime for exports and imports of goods made for the oil and gas activity causing controversies over the risk of this operation supervised by the Brazilian Internal Revenue Service. Companies have been obliged to give the Brazilian Internal Revenue Service guarantees facing the danger of having the tax exemption suspended.

In an interview to Macaé Offshore, the vice-president of the Brazilian Association of Maritime Support (Abeam), Lilian Schaefer, says that the risk of the operation must be experienced by those who will benefit from the regime – the oil companies. In Mrs Schaefer’s opinion, Repetro worked very well until the issue of the Normative Instruction 1,361/2013 (general rule for temporary admission of goods),which changed the demands for guarantees of the companies.

To her, this new act created a scenario of judicial uncertainty for companies and it made the costs of guarantees. “ Contracts that need to be renovated have to be re-balanced or even closed with the new IRS demands,” alerts Mrs Schaefer.

To ensure a stable and functional regime for both, Abeam vice-president emphasizes that it is important to have in mind that Repetro benefits the oil company and thus it should be inspected the IRS, taking the responsibility for the risks and losses.

“Besides that, the industry must be heard when new rules for temporary admission of goods while they are being designed in order to eliminate misrules which do not align with the good behave of companies who work in the oil and gas segment,” she concludes.

The requests increase is another bottleneck For Paulo Miguel Vitor Silva, JS Assessoria Aduaneira director, a company specialzed in special customs regime for the oil and gas industry, says that one of the obstacles is the increasing of the requests for concessions in the 7th Custom Region, which is responsible for more than 90% of Repetro concessions”.

“The demand is increasing and at the same time there is a reduction of the number of the IRS employees. This reduction of employees will impact the quality of the services for the companies who request this kind of benefit”.

For the director, the different interpretations is another problem seen in the custom legislation in Brazil. “Therefore we face very different procedures adopted by the IRS”, the expert says. “Issues that range from the right to collect or not collect this tax on temporary admission, taking into account the understanding of an increasing number of tax lawyers who see some difficulties to the government levy the Tax on Circulation of Goods and Services, “he says.

He also says that the Tax on Circulation of Goods and Services (ICMS) is a very controversial issue and when Repetro comes to the fore this scenario is much more complex. “ The good news is that the IRS may promote some changes in Repetro and the institution is open to receive suggestions from the industry. “We hope that the IRS accepts most of the suggestions and the new rules ease all the difficult situations that exist in Repetro”, he says.

MACAÉ OFFSHORE 67

LEGISLATION

Once a bad guy, Repetro is an ally of competitiveness today Repetro was once considered one of the bad guys that contributes to maintain the low competitiveness f the national supply chain.

Last year, a study published by The Brazilian Development Bank (BNDES) that showed that Repetro did not impact the prices of the equipment made in Brazil, once the equipment made abroad is only 4% lower than the national equipments with the tax exemptions included.

The Study on Tax Environment on the Oil and Gas Industry carried out

by Vieira Rezende law firm and Booz & Company consultancy, with the institutional support from The National Organization of the Petroleum Industry, has confirmed the necessity of a new Repetro rules by 2020 in order to ensure the meeting of the industry’s growing demands.

The study showed that the price difference between domestic and imported under Repetro rules was caused by an average of 4%, differently from what he IRS has said, that Repetro made ​​domestic products 50% more expensive.

On the other hand, the bureaucracy in customs system cause greater impact on national competitiveness: a simple delay in the release of goods in ports may represent a 5% increase in the final cost of the product

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Repetro makes the selling of P-55 possible The Ministry of Development Industry and Trade announced that the main reason for the suplus increase in the trade balance last September was the sell of the oil platform P-55. This operation was only possible because of Repetro, a government program that allows a lower tax transaction. The P-55 was acquired by Petrobras affiliates abroad and it is going to be used in the Campos Basin.

For LDC Comex executive director Paulo Cesar Alves Rocha, the selling of the oil platform was only possible because Repetro allows an equipment made in Brazil to be equipped by a foreign company, making the taxes that would be levied on the domestic production reaches zero rate and thus increases the competitivity of Brazilian companies.

In Mr Rocha’s opinion, Brazilian Internal Revenue Service legislation for Repetro does not need to be changed.

Yet he enlists three key points that can

be improved, such as the possibility of late delivery of documentation such as contracts for large number of pages with the issue of liability waiver and in contrast high penalties in case of noncompliance with the agreed deadlines for delivery later this documentation, a clear and objective definition of what is good for the maintenance of assets already admitted to the , the so called ‘repetráveis’ ‘not repetráveis’, and standardization of inspections in control systems.

To sum up, Repetro is a program that increases the competitivity of companies that manufacture equipment and oil platforms as well as companies who buy them. Although the program does not have negative aspects, there are some points that need to improved such as the reduction of red tape but with a certain government control, once the tax exemption can cost billions of dollars a year,” the director says.

What is Repetro?

Repetro is a Brazilian special customs regime which allows the importation of goods destined for the activities of research and production of the oil and gas sector, with suspension of federal taxes levied on the importation of these objects. These taxes remain with their exemption during the use in the system and its extinction will happen in the case of re-export of equipment admitted to the system.

Repetro applies to goods listed in the IRS Act 844, and may be applied to machines and equipment parts, tools, appliances and other parts, to ensure the operation of the assets included in the Act. Their use is directly related to the research and production of oil and natural gas. 

rede petro-BC

Parque Científico e Tecnológico vai fortalecer e diversificar economia de Macaé Por Ive Talyuli Planejar a economia de Macaé em longo prazo, diversificando e trazendo novas tecnologias para a cidade. Este é um dos principais objetivos do Parque Científico e Tecnológico, que será implantado no município nos próximos anos. A ideia já vem sendo discutida desde 2011, quando o projeto foi apresentado durante o seminário denominado inicialmente como Macaé Day e repetido em 2012 sob o nome de Macaé ITech.

Atualmente, o projeto está sendo desenvolvido pela Secretaria Municipal de Desenvolvimento Econômico, por intermédio da Subsecretaria de Ciência e Tecnologia. O Parque Científico e Tecnológico funcionará por meio da interação entre as universidades, instituições de ensino e pesquisa (públicas ou privadas), empresas de base tecnológica e o poder público.

“As universidades, com seus laboratórios, pesquisas, professores e alunos, são fundamentais para criar na região um espaço de conhecimento, para difundir na sociedade uma cultura empreendedora e desenvolver um espaço de inovação, objetivos principais do projeto”, explica o professor Ramon Narcizo, assessor especial do projeto do Parque.

A iniciativa prevê a ocupação dos espaços físicos do Parque Tecnológico por Centros de Desenvolvimento Tecnológico (CDTs), que estejam alinhados ao Plano Diretor do município e aos objetivos de desenvolvimento tecnológico do parque. A ideia é que estes CDTs estejam fundamentados em pesquisa e desenvolvimento e criem sinergia entre universidades e empresas. “A expectativa é que universidades e outras instituições de ensino e pesquisa participem do Parque por meio dos laboratórios, centros de pesquisa e incubadoras”, completa o professor.

Acriação do Parque Científico e Tecnológico prevê ainda o desenvolvimento de sinergias positivas entre as empresas da região da Bacia de Campos – em especial Macaé – as universidades e o poder público municipal, visando ao desenvolvimento científico e tecnológico na região. Para isso, o projeto conta também com o apoio das principais instituições existentes na cidade, como a Rede Petro-BC, a Associação Comercial e Industrial de Macaé (Acim), a Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), o Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) e a International Association of Drilling Contractors (IADC).

Para Edmilson Gonçalves, empresário que integra o Comitê Gestor da Rede PetroBC, a expectativa é grande em torno do Parque Científico e Tecnológico, que será de grande importância para a diversificação da economia do município. “Macaé possui reconhecimento internacional e é uma região muito atrativa em termos de inovação e capital humano. Acredito que a implantação do Parque irá fomentar mudanças econômicas e sociais, gerando emprego e renda para o município. No entanto, para que o Parque funcione plenamente, será necessário um grande entendimento com as empresas do setor offshore, que estarão diretamente envolvidas neste processo”, ressalta.

Com a instalação do Parque, que deve acontecer na região da Linha Verde, as empresas terão as seguintes vantagens: recursos humanos qualificados; atendimento das demandas tecnológicas e aproveitamento das oportunidades do mercado; pesquisa e desenvolvimento; inovação aberta; velocidade no desenvolvimento de produtos e serviços; recursos para pesquisa e inovação; networking; ganho de competitividade, entre outros benefícios.

A instalação do Parque Tecnológico está sendo constituída por três fases: projeto, implantação e operação. O projeto constitui a concepção, estudos de viabilidade e estruturação.

Na fase de implantação, será criada a infraestrutura básica para a ocupação das edificações de uso coletivo e a ocupação destas edificações.

Já na fase final de operação, será realizada a ocupação pelas empresas de base tecnológica e centros de pesquisa de grandes empresas, bem como a sua gestão e oferta de serviços.

A expectativa é que, com a evolução das operações do parque ao longo dos anos, Macaé sofra uma mudança no seu perfil econômico e produtivo, passando de um simples polo industrial, operacional e extrativista, para um centro de referência nacional na produção de conhecimento e inovações para a indústria petrolífera.

MACAÉ OFFSHORE 69

rede petro-BC

The Scientific and Technological Park of Macaé will strengthen and diversify the city´s economy

By Ive Talyuli Plan the Macaé economy long term,

that these CDTs are grounded in research

tanding with companies in the offshore

diversifying and bringing new technolo-

and development and create synergies

sector, which will be directly involved in

gies to the city. This is one of the main

between universities and companies.

this process”, he said.

objectives of the creation of the Science

“The expectation is that the universities

and Technology Park, which will be de-

and other institutions of education and

With the installation of the Park,

ployed in the city in the coming years.

research involving the Park, through the

which should happen in the Green Line

The idea has been under discussion sin-

laboratories, research centers and incu-

region, the companies will have the

ce 2011, when the project was presented

bators”, added Professor Ramon.

following advantages: skilled human resources, meeting of the technological

during the Macaé Day Seminar, occurred later in 2012, and named Macaé ITech.

Currently, the project is being develo-

The creation of the Science and Te-

demands and take advantage of market

chnology Park also provides for the de-

opportunities, research and develop-

velopment of positive synergies between

ment, “open” innovation, fast product

ped by the Municipal Secretariat for Eco-

the companies in the region of the Cam-

development and services, resources for

nomic Development, through the Under-

pos Basin, especially Macaé, universities

research and innovation, network and

secretary for Science and Technology. The

and municipal government, targeting the

competitiveness among other benefits.

Science and Technology Park will operate

scientific and technological development

through the interaction of Universities,

in the region. For this, the project also

The installation of the Technology

teaching and research institutions (public

has the support of key institutions in the

Park is composed of three phases: de-

or private), technology-based companies

city, such as the Rede Petro – BC, ACIM,

sign, implementation and operation. The

and the government. “ The Universities,

FIRJAN Sebrae and IADC.

project includes the design, feasibility studies and structuring. During the im-

through its laboratories, researches, teachers and students are fundamental

For Edmilson Gonçalves, business

plementation phase, will create the ba-

to create the region a ‘Knowledge site’,

man who integrates the Steering Com-

sic infrastructure and the occupation of

spread in society an entrepreneurial cul-

mittee of the Rede Petro – BC, has gre-

the buildings for collective use. Already

ture and develop an ‘Innovation site’, the

at expectations around the Science and

the final phase of operation will be held

main objectives of the project”, explained

Technological, which will be of great

occupation by technology-based compa-

Professor Ramon Narcizo, special adviser

importance to the diversification of the

nies and research centers of large com-

of the Scientific and Technological Park of

economy of Macaé. “Macaé is a city that

panies as well as their management and

Macáe projects.

have international recognition and is a

service delivery. The expectation is that,

very attractive region in terms of inno-

with the evolution of Park operations

The project includes the occupation

vation and human capital. I believe that

over the years, Macaé undergo a change

of physical spaces from the Technology

the implementation of the Park will fos-

in its economic profile and productive,

Park for the Technological Development

ter economic and social changes, gene-

from a simple industrial hub, operating

Centers (DTC), which are aligned to the

rating employment and income for the

and extraction for a national reference,

master plan and the goals of technologi-

county. However, for the Park to be fully

center for the production of knowledge

cal development of the park. The idea is

functional, you will need a great unders-

and innovations for the oil industry. 

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Plataforma santos

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