TECAB: um passo para a independência do gás

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Carta ao Leitor/Letter to the Reader Cautela e planejamento: palavras para 2009 Apesar da crise internacional “assombrar” o país, empresas mostram-se seguras quanto ao ano que se inicia. No geral, os investimentos previstos não sofreram grandes modificações e, diferente do que se pensava no final de 2008, será possível dar importantes passos, mesmo com o preço do petróleo ainda em baixa.

Em alguns casos, o efeito chega a ser ainda mais surpreendente: as empresas preveem mais ações e estão buscando novos campos de atuação, como se viu recentemente com a Vale – que além de ter iniciado sua entrada no segmento de petróleo há dois anos, está consolidando sua inserção no setor de gás, com a aquisição de 12,5% de dois blocos exploratórios na Bacia de Santos.

Nesta edição estamos apresentando um outro exemplo promissor no Brasil, a ampliação do Terminal de Cabiúnas (Tecab) – que faz parte dos investimentos do Plano de Produção de Antecipação de Gás (Plangas) –, cujas obras estão em pico e previstas para conclusão em 2010, acarretando na maior oferta de gás no país e tornando-o independente da Bolívia.

Temos ainda projetos promissores como o FPSO Cidade Rio das Ostras, mais uma importante conquista da Petrobras com o alto desempenho das tecnologias aplicadas.

Seguindo a linha, mostramos a P-53 que iniciou sua operação em novembro, na Bacia de Campos, e chama a atenção por ser constituída por 75% de bens e serviços fornecidos pela indústria nacional.

O entrevistado deste mês, Júlio César Pereira dos Santos, superintendente de Operações da Acergy, fala da posição econômica estabilizada da empresa frente à crise mundial, bem como as expectativas positivas quanto às licitações previstas no setor para o ano de 2009. Tão bem sucedida quanto a Acergy, a Apolo Tubulars é outra empresa que continua apostando na indústria brasileira. Tendo em vista a intensificação das atividades petrolíferas no país, investiu R$ 62 milhões num projeto de ampliação de sua planta industrial, cuja meta é oferecer total suporte aos seus clientes em curto prazo, desde a produção até a condução de fluidos.

Falando de tecnologia, a Revista traz informações sobre um equipamento recém lançado e desenvolvido pela Flow Latino Americana: a Bomba de Hidrojateamento Diesel Husky de 55.000 psi.

Esses são os reflexos do que vem pela frente em 2009, um ano que promete grandes conquistas, com passos firmes de uma indústria que não quer perder seu rumo apesar da crise que afeta o mundo.

Feliz Ano Novo e boa leitura!

Caution and planning: words for 2009 Although the financial crisis is haunting our country, companies display selfassurance for this year. Broadly speaking, the investments planned were not materially affected and, as opposed to what was thought in 2008, it would be possible to take major steps, even with low oil prices.

In some cases, the effects are even more astonishing: companies are planning additional actions and seeking new business opportunities, such as Vale – which started to operate in the oil industry two years ago and now is starting to work in the gas industry, by acquiring 12,5% of two exploration blocks in Santos Basin.

This issue brings another promising example in Brazil, the expansion of Cabiúnas Terminal (Tecab) – which is part of the investments of the Plan for the Anticipated Production of Gas (Plangas) –, which is at full steam ahead and expected to be completed in 2010, which will provide higher gas supply in Brazil eliminating our dependence on Bolivia.

We also have promising projects such as FPSO Cidade Rio das Ostras, another major Petrobras’ achievement in the high performance of technologies applied.

Following this line, this issue informs that P-53 started operating in November, in Campos Basin, and draws everyone’s attention, as 75% of the goods and services provided to the rig come from the Brazilian industry.

The interviewee of this month, Júlio César Pereira dos Santos, Acergy’s Operations Superintendent, talks about the company’s stable economic position amidst the global crisis, as well as the positive expectations concerning the bids to be announced in 2009. As successful as Acergy, Apolo Tubulars is another company that keeps on placing their highest bests in the Brazilian industry. In view of the enhancement of oil activities in Brazil, it invested R$ 62 million in a project to expand its plant to offer total support to its clients in the short run, from production to pipelining of fluids.

As far as technology is concerned, the Magazine brings information a recently-launched equipment developed

by Flow Latino Americana: the waterjet Diesel Husky pump of 55,000 psi.

These are the signs of what is to come in 2009, a year that is bringing major achievements, with firm steps of an industry unwilling to lose speed despite the crisis affecting the world.

Happy New Yeas and enjoy the Magazine!

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

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Índice / Contents

Especial / Special A caminho da autossuficiência do gás 26 Going straight to the gas self-sufficiency 34

Notas 6 / Notes 7 Articulando / News & Views

Crise, Royalties e a Região Fluminense produtora de petróleo 8 Crisis, Royalties and Rio de Janeiro’s oil-producer region 9

Empresas e Negócios / Companies and Business Apolo 10

/ Apolo 11 Liderroll 12 / Liderroll 13 Entrevista / Interview

Júlio César Pereira dos Santos 14 Júlio César Pereira dos Santos 16

Um ano de testes com promissores resultados 42 A year of tests with promising results 44 P-53: uma conquista da indústria naval brasileira 18

P-53: a Brazilian naval industry achievement 22 OFFSHORE 4 4 MACAÉ MACAÉ OFFSHORE

Bomba da alta pressão é opção eficaz e ecologicamente correta 46

High pressure pump is an efficient and ecological option 48

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Notas ciamento de contratos, ambos pela FGV, Allevato iniciou sua carreira na Aibel em julho de 2004, tendo ocupado diferentes posições dentro do grupo ao longo do período. Seu antecessor, Sr. Aldo Pace, passou desempenhar novas funções na matriz em Londres, Inglaterra.

Com o objetivo de se antecipar às tendências do mercado, a empresa promoveu uma reorganização gerencial e implementou uma nova estratégia para os negócios internacionais do grupo. Com a adoção deste novo modelo de administração, a empresa deseja obter maior grau de Governança Corporativa, de forma a aumentar sua competitividade na sua área de atuação e a expandir suas operações no país.

Os vice-presidentes da BJ, David Dunlap e Gino Di Lullo, na cerimônia de 25 anos da empresa

BJ Blue Marlin inicia operações na BC No final de novembro, a BJ Services entregou a Petrobras a embarcação BJ Blue Marlin, um navio de estimulação construído inteiramente no Brasil do tipo WSSV (Well Stimulation Supply Vessel), que vai realizar serviços de estimulação de poços e controle de areia. A embarcação foi construída em Navegantes (SC), no Estaleiro Navship, pertencente ao Grupo Chouest, numa parceria com a BJ. O investimento destinado ao navio foi de aproximadamente US$ 70 milhões. O BJ Blue Marlin, terceiro barco da frota de estimulação da empresa em operação no país, traz inovações tecnológicas e representa um marco para a indústria petrolífera brasileira.

A cerimônia de apresentação do barco foi realizada em dezembro no Rio de Janeiro e contou com a presença do COO e vice-presidente executivo da BJ, David D. Dunlap, e do vice-presidente para América Latina e África Sub-Saara, Gino Di Lullo. A empresa comemorou também seus 25 anos de atividades no país.

Aker fornecerá sistema submarino para projeto piloto de Tupi A Aker Solutions assinou contrato com a Petrobras para fornecer o primeiro lote de Árvores de Natal Molhadas (ANM), sistemas de controle e equipamentos correlatos para o campo de Tupi, na camada pré-sal. O valor aproximado do contrato é de € 45 milhões. É o primeiro fornecedor de equipamentos de produção submarina a fechar contrato com a estatal para o desafio de explorar a camada pré-sal, na Bacia de Santos. O escopo do trabalho abrange nove árvores de natal verticais para operar em lâmina d´água de 2.500 metros, sistemas de controle submarinos, dois conjuntos completos de ferramentas, acessórios e ferramentas. “É um desafio do ponto de vista tecnológico, mas nossa expertise em HP/HT e tecnologias submarinas nos colocam em uma posição privilegiada,” comenta Marcelo Taulois, presidente da divisão de negócios Subsea no Brasil. A entrega da primeira ANM está prevista para o final de 2010.

Aibel tem nova presidência Em janeiro, o engenheiro José Vicente Allevato assumiu a presidência da Aibel Óleo e Gás no Brasil. Formado na Universidade Federal do Rio de Janeiro, com MBA em gerência executiva e geren6

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Painel de média tensão MCSet com alta performance

A Schneider Electric, líder mundial em gerenciamento da eletricidade e automação, traz ao mercado o novo painel de média tensão MCSet. Preparado para suportar um nível de arco interno de 50kA por um segundo, o dispositivo apresenta resistência contra curtos-circuitos e garante a segurança do operador.

Desse modo, na ocorrência de falhas, o painel evita a projeção de partes mecânicas, gases quentes ou fogo para fora do equipamento. É indicado para indústrias com intenso consumo de energia, como siderúrgicas, mineradoras, indústria químicas e empresas de óleo e gás. O painel tem ainda uma corrente nominal de até 4000A e pode ser utilizado em severas aplicações, já que é possível utilizar disjuntores a vácuo, como o Evolis HP, ou a SF6, como o LF. A novidade está em conformidade com a NBR IEC 62271-200.

Petrobras: exportação recorde de petróleo

Em dezembro, a Petrobras atingiu a exportação recorde de 620 mil barris por dia de petróleos nacionais, totalizando 19 milhões e 234 mil barris no mês. Os Estados Unidos receberam o maior volume das exportações: 63%. Para a Europa foram exportados 21,4%, para América do Sul 5,4%, para a Ásia 5% e para o Caribe 5%. Este recorde superou em 46 mil barris diários a marca anterior, obtida em outubro de 2008, de 574 mil b/d.

O volume recorde gerou receita da ordem de US$ 574 milhões para a empresa, cujo valor referese a saídas físicas de petróleo do Brasil no referido mês. A operação, além de agregar maior valor para a Petrobras, foi também um desafio em termos volumétricos e de complexidade logística pela necessidade de combinação de diferentes tipos de petróleos em um mesmo embarque.

Notes BJ Blue Marlin starts its operation at Campos Basin (BC) In late November, BJ Services delivered the vessel BJ Blue Marlin to Petrobras, a WSSV (Well Stimulation Supply Vessel) well stimulation ship completely built in Brazil, which is going to provide well stimulation and sand control services. The vessel was built in Navegantes (SC), at Navship Shipyard, which belongs to the Chouest Group, in a partnership with BJ. The investment destined for the ship was approximately US$ 70 million. BJ Blue Marlin, the third ship of company’s stimulation fleet to operate in Brazil, brings technological innovations and represents a landmark for the Brazilian oil industry.

The presenting ceremony took place in December in Rio de Janeiro. David D. Dunlap, BJ’s COO and Executive Vice-president, and Gino Di Lullo, Vicepresident for Latin America and Sub-Saharan Africa, attended the event. The company also celebrated its 25th anniversary of operation in Brazil.

Aibel is under new presidency In January, engineer José Vicente Allevato became the new president of Aibel Óleo e Gás in Brazil. Having a degree in Engineering from the Federal University of Rio de Janeiro, and MBA in Executive Management and Contract Management, both from FGV, Allevato begun his career at Aibel in July 2004, having occupied several positions in the group ever since. His predecessor, Mr. Aldo Pace, now has new duties at the head office in London, England. In order to anticipate the market trends, the company

reorganized the management and implemented a new strategy into group’s international business. The company desires to bring about a higher degree of Corporate Governance by means this new management model, in order to increase the competitiveness in the sector and expand its operations in Brazil.

Aker will provide subsea system to Tupi pilot project Aker Solutions entered into an agreement with Petrobras to provide the first lot of wet Christmas trees, control systems and related equipment to Tupi field, in pre-salt layer. The agreement estimated value is € 45 million. It is the first supplier of subsea production equipment to enter into an agreement with the state-owned company for the challenge of exploring the pre-salt layer, in Santos Basin. The work scope comprises nine vertical Christmas trees to work at water depth of 2.500 meters, subsea control systems, two complete sets of tools, fittings and tools. “It’s a challenge from the technological point of view, but our skill in HP/HT (High Pressure/High Temperature) and subsea technologies put us in a privileged position,” remarks Marcelo Taulois, the Subsea Business Division President in Brazil. The delivery of the first Wet Christmas Tree is expected for the end of 2010.

MCSet medium voltage panel with high performance

Schneider Electric, world leader in electricity and automation management, brings to the market the new MCSet medium voltage panel. Prepared to support an internal arch level of 50kA for one second, the device withstands short-circuits and assures operator’s safety. This way, in the event of failures, the panel avoids the expelling of mechanical parts, hot gases or fire from the equipment.

It is indicated for industries with intense power consumption, such as steelworking, mining, chemical, and oil and gas industries. The panel also has rated current of up to 4000A and can be used in severe applications, as it is possible to use vacuum circuit breakers, such as the Evolis HP, or SF6 breakers, such as the LF. This new device complies with NBR IEC 62271-200.

Petrobras: oil exports brakes record

In December, Petrobras attained the import record of 620 thousand barrels of national oil per day, summing 19 million 234 thousand barrels per month. The United States received the largest volume of the export: 63%. 21.4% was exported to Europe, 5.4% to South America, 5% to Asia and 5% to the Caribbean.

This record surpassed in 46 thousand barrels per day the previous mark of 574 thousand b/d, registered in October 2008.

José Vicente Allevato, the new president of Aibel Óleo e Gás in Brazil

Petrobras had a revenue totaling US$ 574 million due to the record volume, amount that refers to Brazil’s oil tax disbursement in the referenced month. Besides adding value to Petrobras, the operation was also a challenge in terms of volume and logistics complexity due to the need to combine various oil types in the same cargo.

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Articulando

Articulando

Crise, Royalties e a Região Fluminense produtora de Petróleo

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crise internacional chegou ao Brasil em diversas frentes.

Na região, cujo epicentro é Macaé, ela se expressou principalmente pela forte queda nos Royalties e na Participação Especial.

Mas, os municípios da região têm realidades diferentes, portanto as conseqüências serão distintas. Primeiro, deve-se observar que a maioria dos municípios que recebe Royalties não tem sua economia relacionada com o setor de petróleo e gás (exemplos como Búzios, Cabo Frio e outros), enquanto que Macaé e, em menor escala, Rio das Ostras recebem reflexos diretos destas atividades em suas economias, além dos Royalties e da Participação Especial.

As atividades de apoio à produção offshore são o motor da economia de Macaé, e neste momento a continuidade da produção é prioridade para a geração de caixa das empresas de petróleo. Portanto, podemos concluir que do ponto de vista da realização de negócios e da manutenção do vigor econômico do município, pouco deve ser sentido por aqueles que no município atuam diretamente no apoio à produção offshore. Ou seja, o custeio que envolve a produção de petróleo vai continuar e apenas poucos setores (não essenciais) nesta atividade poderão receber cortes.

Mesmo assim, alguns reflexos no município serão sentidos no que se costumou chamar de “economia real”. O recente cancelamento das licitações das plataformas que irão viabilizar a produção do campo de Papa-Terra é um exemplo. Embora não esteja diretamente relacionado com a crise, o cancelamento foi influenciado pela abrupta queda dos preços do barril, que exigem projetos de investimentos mais econômicos, principalmente em um campo de óleo pesado.

No entanto, serão inevitáveis as conseqüências negativas oriundas dos investimentos públicos. A queda do valor dos Royalties e Participação Especial vai diminuir a capacidade de investimento das prefeituras. Este cenário poderia ser ainda pior caso não houvesse uma recomposição do câmbio, com a desvalorização do real.

O aumento da produção contribui também para amenizar a queda dos Royalties. Em 2008, a produção de petróleo no Estado do Rio foi cerca de 5% maior do que no ano anterior, e a expectativa é que neste ano ela volte a crescer. Os esforços da Petrobras no sentido de manter o nível de produção nos campos em declínio e de agregar à produção acumulações periféricas aos grandes reservatórios, vêm surtindo efeito.

A queda do preço do barril de petróleo, em torno de 70% em relação ao pico do preço, será, portanto, parcialmente compensada

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pela desvalorização cambial e pelo aumento de produção, mas causará mesmo assim, uma diminuição de até 50% no repasse dos Royalties em relação ao mês de setembro de 2008, quando estes atingiram o valor máximo. Em relação ao total arrecadado em 2008, a estimativa é de que a arrecadação de Royalties este ano diminua em até 25%, mantidas as condições atuais de preço, que parece ser o mais provável.

Os governos municipais que fizeram o dever de casa e não abandonaram o esforço da arrecadação própria (ISS, IPTU, etc...) terão agora recompensados seus esforços, pois diminuíram sua dependência dos recursos dos Royalties e Participação Especial, que são reconhecidamente instáveis.

Resta agora cumprir a travessia de 2009 e 2010, na expectativa de um futuro de grande desenvolvimento econômico e social na região.

Alfredo Renault

Superintendente da ONIP e IBP – Bacia de Campos

News & Views

Crisis, Royalties and Rio de Janeiro’s Oil-producer region

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nternational crisis knocked on Brazil doors, via several entries. The crisis brought to a head a drop of Royalties and Special Participation Fee — its main impacts on the region, which epicenter is Macaé.

Granted the cities of the region present dissimilar realities, and, therefore; consequences will be different. In the first place, it may be observed that most cities entitled to Royalties do not have economies linked to oil and gas sector (for instance, Búzios, Cabo Frio and other cities), while Macaé and, to a lesser degree, Rio das Ostras, have economies directly affected by these activities, in addition to Royalties and Special Participation Fee. The offshore production support activities are Macaé’s economy propeller. Therefore, this time is right for setting the production continuity as number one priority for cash generation of oil companies. Thus, we may draw the conclusion that, considering business making and the city’s economic soundness maintenance, minor must be the impact on the ones directly engaged in offshore production support. In other words, defraying of costs incurred in the oil production may continue the same, and just a few sectors (non-capital sectors) of these activities may have to handle with funding cuts.

Nonetheless, some consequences to the city may be felt in the so-called “real economy”. Recent call-offs in platform bidding processes, which would enable the Papa-Terra field production, are good examples. Although it is not directly linked to the crisis, the call-off was influenced by the barrel prices downfall, which demand more cost-effective investment projects, mainly in heavy oilfield.

However, negative consequences coming from public investments are inescapable. Royalties and Special Participation Fee drops will cut down city halls investment capacity. This scenario could be even worse if it was not for the exchange rate recovery, with Real devaluation.

The production increase also helps lessening the Royalties drop.

In 2008, oil production in the State of Rio de Janeiro was around 5% bigger than in the previous year.

This production rate is expected to grow even more in 2009. Petrobras efforts aiming to keep the production level in fields presenting production decreases, and to add secondary build-ups to large reservoirs, is reaching the goal.

Therefore, oil barrel price drop, around 70% in relation to price peak, will be partially balanced by exchange devaluation and production increase. Even though, it will cause a decrease up to 50% in the Royalties transfer as compared to September, 2008, when the latter reached the maximum amount. In relation to the total collected in 2008, it is estimated that Royalties collection this year will drop up to 25%, granted the current price conditions are kept, what seems likely as for now.

City governments that forearmed and did not take for granted their own collection (Service Tax — ISS, Real State Tax — IPTU etc...) will now have their efforts paid, once they cut down dependency on Royalties and Special Participation Fee resources, which are conspicuously unstable.

Now this is all about completing the journey from 2009 to 2010, waiting on a significant economic and social development for the region.

Alfredo Renault Onip and IBP Superintendent - Campos Basin.

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Empresas e Negócios

Apolo amplia sua planta industrial em SP O projeto de ampliação da fábrica compreendeu diferentes ações como, por exemplo, a aquisição de equipamentos, num investimento que chegou a ordem de R$ 62 milhões

Para ampliação da unidade da Apolo Tubulars em Lorena (SP) foi destinado um investimento de R$ 62 milhões

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partir da expansão, a empresa, detentora de uma fatia considerável no mercado de tubos de condução Line Pipe, passa a oferecer também uma linha de tubos acabados (OCTG), nas faixas de diâmetros de 2,3/8” a 9,5/8”, destinados à exploração e à produção de petróleo e gás. A planta industrial da Apolo Tubulars tem capacidade instalada para produzir 120 mil toneladas de tubos ao ano.

Iniciada em 2003 e estrategicamente alinhada à tendência de crescimento acelerado e à intensificação das atividades petrolíferas no Brasil, a complementação da planta industrial da Apolo Tubulars tem como meta de curto prazo oferecer total suporte aos seus clientes, desde a produção até a condução de fluidos. “Uma plataforma parada resulta num prejuízo diário de US$ 500 mil. Por isso, estamos trabalhando e investindo para que nossos clientes tenham sempre ao seu alcance um produto com qualidade e confiabilidade garantidas”, revelou Carlos Eduardo de Sá Baptista, presidente da Apolo Tubulars, durante o evento de inauguração da nova unidade, que ocorreu no dia 13 de novembro na própria fábrica da empresa, localizada no município de Lorena, em São Paulo.

O projeto de ampliação das instalações da empresa compreendeu a aquisição de equipamentos nacionais e estrangeiros de alto grau tecnológico, incluindo um “eco-forno”, para as operações

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de up-set por aquecimento indutivo e encorpamento da espessura de parede por pressão mecânica, equipamentos para o tratamento térmico de tubos por processo de indução com controle do processo computadorizado e para o desempenho de tubos com softwares específicos.

“Nossa produção é conduzida por um modelo de gestão baseado no respeito ao meio ambiente e em conceitos de segurança, melhoria contínua e inovação”, declarou Carlos Eduardo de Sá Baptista. A U. S. Steel, sócia da Apolo Turbulars, com 50% de participação, foi responsável por toda transferência de tecnologia para essa complementação.

Para Baptista, os investimentos em tecnologia de ponta e infra-estrutura fabril, associados à localização geograficamente estratégica das instalações, resultam hoje no diferencial competitivo da Apolo Tubulars. “Nosso processo de produção é pautado por uma busca constante pela qualidade total. Cada tubo que sai da fábrica passa por uma rigorosa bateria de testes, sempre no intuito de oferecer ao nosso cliente um produto 100% seguro”, afirmou.

A complementação da linha de produtos permite o pleno atendimento da demanda global pelo produto, bem como a exigência crescente nos diâmetros e nas especificações do aço.

Companies and Business

Apolo expands its industrial plant in São Paulo

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The project to expand Apolo plant included several actions, such as the purchase of equipment, amounting a total investment of R$ 62 million

fter the expansion works, Apolo, a company that has a relevant share of the Line Pipe market, now provides a product line starring the coated pipes (OCTG), with diameter ranging from 2.3/8” to 9.5/8” for oil & gas exploration and production.

Apolo Tubulars industrial plant has an installed capacity to produce 120 thousand tones of pipe in a year.

Started in 2003, and in strategic alignment with the speedy growth trend and the increase of activities related to oil in Brazil, the expansion of Apolo Tubulars industrial plant has as short-term main goal to provide clients with support, raging from fluid production to fluid transportation.

“An inoperative platform generates a daily loss of US$ 500 thousand. Due to this, we are working and investing in resources so we can always provide our clients a high quality and trustable product,” asserted Carlos Eduardo de Sá Baptista, Apolo Tubulars President, while lecturing in the opening ceremony of the new unit, which take place November 13th, 2008 in Apolo plant, located in the city of Lorena, in the State of São Paulo.

The project to expand Apolo facilities include the purchase of state-of-art Brazilian and foreign equipment, such as an “eco-furnace”, for up-set operations by means of inductive heating and the incorporation of wall thickness by means of mechanical pressure, as well as the equipment to chemically treat pipes by means an

inductive process, monitored via a computer, and the operation of pipes via specific software.

“Our production is in accordance with a management model grounded on environment respect and safety principles, continuous improvement and innovation,” asserted Carlos Eduardo de Sá Baptista. A U. S. Steel, Apolo Turbulars partner, holder of 50% of shares, was the one responsible for transmitting all technology to make the expansion possible.

According to Baptista, the investments in state-ofart technology and industrial infrastructure, which are related to the strategic location of its facilities, are Apolo Tubulars main competitive feature. “Our production process has as main goal the constant pursuance of total quality. Each pipe goes through a several rigorous tests, because we want to deliver our costumer a product totally safe” said Baptista.

By enhancing our product line, we can promptly meet the global demand, as well as the increasing demands for new diameters and steel specifications.

With the extension of its unit, Apolo starts offering a line of finished pipes (OCTG) for oil and gas exploration and production

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Empresas e Negócios

Liderroll desenvolve tecnologia para Gasduc-III A empresa fabricará roletes motrizes que serão utilizados na construção de dutos

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abricante de equipamentos para os setores de petróleo, petroquímico, aeronáutico, construção civil e naval, a Liderroll assinou em dezembro um contrato de R$14,2 milhões com a Galvão Engenharia. O acordo é para a fabricação de roletes motrizes que serão instalados no gasoduto de 38 polegadas, que passará dentro do túnel a ser construído na Serra dos Gaviões, em Cachoeira de Macacu (RJ) – parte da obra do Gasoduto III (GASDUC-III) –, que vai ligar a refinaria Duque de Caxias à Bacia de Campos.

O presidente da empresa, Paulo Fernandes, explica que a Liderroll projetou, desenvolveu e aprovou junto a Petrobras um sistema revolucionário de construção de dutos para ambientes confinados, onde a própria legislação trabalhista brasileira impõe normas severas e faz restrições quanto à insalubridade destas atividades. “Desenvolvemos um técnica de construção e despacho de todo o gasoduto, sem a necessidade das operações básicas de desfile de tubos e atividades de soldagem no interior do túnel”, esclarece.

De acordo com ele, o sistema consiste em fixar no piso os roletes motrizes, compostos por dois semirrolos em plástico de alta performance (RPAP®), interligados por um eixo solidário a um acoplamento de interface a um redutor de torque eletromecânico.

Com a instalação desses equipamentos, toda a tubulação poderá ser soldada em pedaços de 48 metros, fora do túnel, os quais serão emendados por soldas e despachados sobre estes roletes motrizes a cada 16 minutos. Desta forma, toda a logística, suprimento, pintura, inspeção de qualidade, banheiros refeitórios e fiscalização poderão ficar concentradas e fixas na boca do túnel, sem a dispersão das atividades, das pessoas ao longo do trecho e no interior do túnel.

“Com isso, a Petrobras terá um aumento da qualidade técnica dos serviços e uma considerável redução na probabilidade de acidentes humanos, pois não haverá nenhuma atividade humana no interior do túnel”, garante o presidente.

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Paulo Fernandes, presidente da Liderroll

Outra vantagem apontada por Fernandes é que após os roletes motrizes serem utilizados no despacho da tubulação, trabalharão com suportes e guias permanente do duto e não precisarão ser retirados do interior, já que pelas características do polímero especial desenvolvido e utilizado pela Liderroll, proporcionará o total isolamento elétrico da linha. Isso, segundo ele, não induzirá qualquer tipo de corrosão na suportação e no duto, bem como não necessitarão de nenhum tipo manutenção por lubrificação ou pintura, uma vez que a garantia é para mais de dez anos. “É uma tecnologia desenvolvida por nós e que nunca foi utilizada no mundo. E a Petrobras, mais uma vez, larga na frente da comunidade mundial da construção de dutos, da mesma forma que conquistou a sua excelência em águas profundas”, ressalta.

A empresa aguarda a assinatura do segundo contrato, voltado para o sistema de acionamento elétrico, o qual complementa o pacote de fornecimento, no valor de R$1.300 milhões.

“Projetos como o do Gasduc-III e o Plangas num todo estão servindo como um grande desafio para nós, no qual estamos investindo pesado no resultado positivo, inclusive com a construção de um sistema similar em escala natural que reproduz o despacho de dutos como ambiente de teste às exatas condições de campo”, disse Paulo Fernandes.

Companies and Business

Liderroll develops technology for Gasduc-III The company will manufacture driving rollers to be used in pipe building

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s a manufacturer of equipment for the oil, petrochemical, aviation, civil construction and naval fields, in December Liderroll signed a R$14.2 million contract with Galvão Engenharia. The agreement is intended to rule the manufacturing of driving rollers to be installed in the 38-inch pipeline, which will pass through the tunnel to be built in Serra dos Gaviões, Cachoeira de Macacu (Rio de Janeiro) – which is part of the Gas Pipeline III (GASDUC-III) works –, to connect the Duque de Caxias refinery to the Campos Basin.

The company president, Paulo Fernandes, explains that Liderroll designed, developed and obtained Petrobras’ approval for a revolutionary pipeline building system for confined environments, where the labor legislation imposes severe standards and limitations on the unhealthy aspects of such activities. “We developed a technique for building and dispatching the whole pipeline, which does not require basic operations of pipe stringing and welding activities inside the tunnel”, he clarifies.

thout dispersing activities, the personnel along the section and inside the tunnel.

“That will allow Petrobras to experience an increase in the technical quality of services and a dramatic reduction of the human accident probability, since there will not be human activity inside the tunnel”, the president guarantees.

Another benefit mentioned by Fernandes is that after the driving rollers are used to dispatch the pipeline, they will work with permanent pipe supports and guides and will not need to be withdrawn from the inside, where the characteristics of the special polymer developed and used by Liderroll will provide a complete electric isolation of the line.

He says it will not induce any kind of corrosion in the support and in the pipe, as well as it will not require any kind of lubrication or painting maintenance, once the warranty is more than ten years.

“It is a technology developed by us that has never been used in the world. And once more, Petrobras is ahead of the global pipeline building community the same way it achieved its excellence in deep waters”, he emphasizes.

The company is waiting to sign the second contract, related to the electric driving system, which completes the supply package, in the amount of R$1.300 million.

“Projects such as Gasduc-III and Plangas as a whole represent a significant challenge for us, in which we are heavily investing for a positive outcome, also building a similar system in a natural scale that reproduces the pipe dispatch as a testing environment with the exact field conditions”, Paulo Fernandes says.

Liderroll designed a new technology for driving rollers, to be installed in the 38” gas pipeline, which is part of Gasduc-III works

According to him, the system consists in fastening the driving rollers to the floor, composed of two semi-rollers made of high performance plastic (RPAP®), interconnected by a shaft linked to an interface coupling to an electro-mechanical torque reducer.

By installing this equipment, it will be possible to weld the whole pipeline into parts of 48 meters, outside the tunnel, which will be spliced by welds and dispatched over these driving rollers every 16 minutes.

In view of that, it will be possible to gather and settle the entire logistics, supply, painting, quality inspection, bathrooms, mess halls and control in the tunnel mouth, wiMACAÉ OFFSHORE

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Entrevista Júlio César Pereira dos Santos Uma empresa que investe nos profissionais. Assim Júlio César define a Acergy, empresa onde desde agosto de 2008 passou a exercer a função de Superintendente de Operações. Engenheiro em eletrônica, ingressou nesta empresa em 1988, como engenheiro trainee na área de ROV. De 1999 a 2007 atuou como engenheiro operacional na área de instalação de dutos flexíveis até assumir este novo cargo. Nessa entrevista, ele fala da posição da Acergy no mercado, bem como as perspectivas para este ano Macaé Offshore: A Acergy possui um histórico de crescimento interessante. Como se deu todo esse processo?

Júlio César – Somos uma empresa multinacional norueguesa. Nascemos como Stolt

Nielsen Seaway na década de 90, assim que compramos a Comex Services - empresa francesa de mergulho e construção. Foi uma década de expansão, atuando no mercado de instalação de flowline e risers flexíveis e rígidos, além de projetos EPIC (engenharia, aquisição, instalação e comissionamento) de construções offshore. Tivemos o nosso primeiro projeto significativo em águas ultraprofundas, ao largo da costa da África Ocidental, e rapidamente seguido por uma série de aquisições: Ceanic Corporation of Houston; 49% da NKT Flexibles na Dinamarca e a ETPM empresa Francesa de engenharia e instalações offshore. Em 2006, passamos a nos chamar Acergy, ficando independente do grupo Stolt. Hoje com ações negociadas na NASDAQ e em OSLO, focamos no segmento de engenharia e construções para indústria de óleo e gás, interligando o fundo do mar a superfície.

MO – A empresa foi pioneira no desenvolvimento de serviços submarinos e com veículos remotamente operados no Brasil?

JC – A Acergy está no Brasil há cerca de 40 anos, época em que ainda não tínhamos um escritório. Viemos para cá ainda como Comex, especializada na área de mergulho. Portanto, podemos afirmar que realizamos os primeiros serviços submarinos, saturação de mergulho em águas profundas e com veículos operados remotamente, quando foi o início da formação e qualificação de profissionais.

MO – Quando passou a investir e a operar com base na Bacia de Campos?

JC – No Brasil iniciamos projetos EPIC, conforme experiência que tínhamos no mundo. Temos uma base em Macaé, desde 1995, para atender aos contratos de longo prazo e ainda escritório no Centro do Rio de Janeiro, onde focamos nos projetos pacotes fechados de construção e instalações submarinas, contando com equipes especializadas de Engenharia, SCM, QSSMA e Gerenciamento de Projetos e Operações.

MO – Como a empresa organiza essas bases operacionais?

JC – Em Macaé, temos uma base para atender aos contratos com a Petrobras, onde temos três navios em contrato de longo prazo - Acergy Harrier, Acergy Condor e Pertinácia - além de um navio em parceria, o Toisa Conqueror e Equipes de Operações (Mergulho, ROV, Lançamento de Linhas e Apoio Marítimo), 14

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SCM, Suporte Técnico e Engenharia. No Rio de Janeiro, temos um escritório com três andares, cujo trabalho está focado nos projetos de construção de pacotes fechados, ou seja preços fechados.

MO – E com relação aos seus profissionais, como a empresa lida ao contratá-los?

JC – No Brasil possuímos em torno de 700 profissionais, e desses, 400 estão embarcados. Selecionamos técnicos recém-formados e os capacitamos. Um exemplo dessa prática foi em 2005, quando assinamos um contrato de longo prazo para o navio Pertinácia, que começou operar dois anos depois. Desde o início começamos a selecionar, contratar, treinar e distribuir profissionais nas demais unidades para formá-los e qualificarmos dentro dos procedimentos da Acergy, a fim de obter uma equipe completa para atuar neste novo navio. Depois fazemos uma redistribuição entre os novos e mais experientes, a fim de equilibrar as forças de mão-de-obra. O resultado foi um sucesso operacional e a embarcação opera desde maio de 2007, sem registros de acidentes com perda de tempo.

MO – Quais os serviços oferecidos no mercado?

JC – A Acergy é uma Empresa de Engenharia e Construções para indústria de Óleo e Gás, realizando a ligação do fundo do mar com a superfície, por todo o mundo. Tem seu foco na engenharia, ou seja, este é o nosso carro chefe. Possuímos uma equipe operacional experiente e nossos navios são especiais para atender esse tipo de ambiente e instalação.

Fazemos a engenharia, compras e sub-contratamos as fabricações com fornecedores qualificados pelo nosso sistema de qualidade e instalamos as estruturas, dutos e equipamentos com nossos navios.

MO – Quais os contratos que a empresa possui com a Petrobras?

JC – São contratos de longo prazo com quatro navios: Acergy Harrier, que faz mergulho profundo saturado até 300m de lâmina d’água; Acergy Condor, para instalação de dutos flexíveis até 2000m de lâmina d’água e Pertinácia, no qual mobi-

“

2009 é um ano estável, um ano em que estaremos concentrados em conquistar novos projetos para os anos seguintes

”

lizamos nossos equipamentos especiais para lançar dutos flexíveis. Temos ainda o Toisa Conqueror, em parceria com a Sealion - proprietária do navio -, num contrato de longo prazo com a Petrobras, para a qual a Sealion fornece a embarcação e nós os equipamentos de ROV e Survey e os serviços. Temos um contrato pacote fechado em andamento para instalação do duto de exportação de gás do campo de Mexilhão, na Bacia de Santos.

MO – E contratos com outras empresas?

JC – Também estamos trabalhando para a Chevron aqui no Brasil, no campo de Frade, com o navio Polar Queen, da Acergy, que é afretado, como no caso do Pertinácia. Ele deve deixar o Brasil em março para atender um projeto da Shell no Golfo do México. É um navio que se desloca pelo mundo atendendo a vários projetos.

MO – Há novos contratos previstos?

JC – Existe uma carteira muito grande de licitações para 2009, não somente da Petrobras, e estamos participando de algumas delas. No decorrer deste ano, esperamos conquistar alguns novos projetos, para serem executados em 2010, 2011 e 2012.

MO – Quais as certificações que a empresa possui?

JC – Somos uma empresa certificada ISO 14001; OSHAS 18001; ISO 9001 e

pela ISM CODE, que é uma certificação aplicável às unidades marítimas - assim como nossa base que também a possui.

Somos a primeira do grupo que serviu como exemplo para as outras certificações que estão em andamento em outras regiões. A peculiaridade de ambas as normas se aplicam às unidades de base e offshore e isso é um diferencial da companhia. Fomos a primeira região a alcançar as certificações do mundo, servindo como referência para titulação desse sistema na corporação.

MO – E os principais clientes?

JC – Nosso principal cliente é a Petrobras, na América do Sul. No mundo, todas as companhias de petróleo são nossos clientes, como Chevron, Shell, BP e Total.

Também estamos nos aproximando da OGX, para a qual não fizemos nenhum trabalho ainda, mas é um potencial de cliente.

MO – Em termos de tecnologia, o que a empresa pode destacar e quais os investimentos previstos para 2009?

JC – Temos um projeto famoso utilizado na África há dois anos, o Greate Plutoneo, no qual levamos quatro anos para executar. Trata-se de uma tecnologia que a Acergy desenvolveu, Riser Tower, e que gostaria de aplicar novamente em algum novo projeto no Brasil. Ainda não houve uma licitação para que pudéssemos ofertar tal tecnologia. Quanto aos investimentos, 2009 é um ano estável e que estaremos concentrados em conquistar novos projetos para os anos seguintes.

MO – E com relação ao abalo econômico mundial, isso afetou o planejamento da Acergy no Brasil?

JC – Não tivemos nenhuma restrição a fim de reduzir nossas atividades. O que está influenciando o mercado, além da crise de crédito mundial, é o preço do petróleo que teve uma variação negativa grande no último semestre. Mas ainda sim, a Acergy está confiante e aguardando novas licitações. Estamos crescendo de forma estabilizada, a passos consistentes, tentando manter a saúde financeira para enfrentarmos a crise e pretendemos manter o ritmo de crescimento.

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Interview Júlio César Pereira dos Santos A company investing in professional development. – This is how Júlio César defines Acergy, where has worked as Operations Superintendent since August 2008. Graduated as an Electronic Engineer, he joined this company as a Trainee Engineer in the ROV area. From 1999 to 2007, he acted as Operational Engineer in the flexible pipes installation area before taking this new position. In this interview, he talks about Acergy place in the market, as well as the expectations for this year Macaé Offshore: Acergy has an interesting growth history.

How did this whole process happen?

Júlio César – We are a Norwegian multinational company. We were born as Stolt Nielsen Seaway, and, in the 90’s, right after buying Comex Services – a French company of diving and construction. That was an expansion decade, acting in the flowline and flexible and hard risers installation market, as well as with EPIC (Engineering, Procurement, Installation and Commissioning) projects for offshore constructions. Our first significant project in ultradeep waters was offshore West Africa, and soon it was followed by many other acquisitions: Ceanic Corporation of Houston; 49% of NKT Flexibles in Denmark and ETPM, a French company of engineering and offshore installations. In 2006, we have changed our name to Acergy, getting our independence from the Stolt group, with shares currently traded in NASDAQ and in OSLO, focusing on engineering and constructions for the oil & gas industry, interconnecting the seabed to the surface.

MO – Was Acergy a pioneer in developing subsea services using remotely operated vehicles in Brazil?

JC – Acergy has been in Brazil for around 40 years, and at that time, we did not even have an office. We came here still as Comex, specialized in diving. Therefore, we can state that we performed the first subsea services, saturation diving in deep waters using remotely operated vehicles, when the education and training of professionals started.

MO – When did the company start to invest and operate based in Campos Basin?

JC – We started with EPIC projects in Brazil, according to the experience we achieved around the world. Since 1995, we have been based in Macaé to execute long term contracts, and we also have an office in Rio de Janeiro Downtown, with fo16

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cus on lump sum subsea construction and installation projects developed by teams specialized in Engineering, SCM, QSSMA and Projects and Operations Management.

MO – How does the company organize these operational bases?

JC – In Macaé, we have a base to execute long term contracts with Petrobras, with two company owned ships and one ship chartered under a long term contract, Acergy Harrier, Acergy Condor and Pertinácia, in addition to a shared Vessel, Toisa Conqueror, and Operations teams (Diving, ROV, Line Laying and Offshore Supply), SCM, Technical Support and Engineering teams. We have a three-story office in Rio de Janeiro, and the work there is focused on lump sum construction projects.

MO – As far as workers are concerned, how does the company carry out the recruitment process?

JC – We have around 700 employees in Brazil, 400 of which are on board. We choose recently graduated technicians and we train them. An example of this practice was in 2005, with the execution of a long term contract for the vessel Pertinácia, which started to operate two years later. We began selecting, hiring, training and distributing professionals to the other units in order to develop and qualify them on Acergy procedures, to build complete team able to work in this new vessel. After that, we reshuffle new hires and the more experienced ones, in order to balance the workforce. The outcome was successful: the vessel has been operating since May 2007 and no lost time accidents were recorded.

MO – Which services does the company provide in the market?

JC – A Acergy é uma Empresa de Engenharia e Construções para indúAcergy is an Engineering and Construction Company for the

Oil & Gas industry, connecting the seabed to the surface all over the world. It is focused on engineering, i.e., this is our flagship. We have an experienced operational team and our vessels are especially designed to operate in this kind of environment and installation. We work on engineering, procurement and we subcontract the fabrication of products with suppliers qualified by our quality system and we install the structures, pipes and equipment with our vessels.

MO – What contracts has the company signed with Petrobras?

JC – These are long term contracts with four vessels: Acergy Harrier, performing deep saturated diving at 300m of water depth; Acergy Condor, for the installation of flexible pipes at 2000m of water and Pertinácia, a vessel chartered from Itália Telecom, where we mobilize our special equipment to launch flexible pipes. We also have Toisa Conqueror, in partnership with Sealion – the vessel owner -, under a long term contract with Petrobras, to which Sealion supplies the vessel and we provide the ROV and Survey equipment in addition to the services. We have a lump sum contract in progress for the installation of the gas export pipe in the Mexilhão field, in Santos Basin.

MO – What about contracts with other companies?

JC – We are also working for Chevron here in Brazil, in Frade field, with Agergy’s vessel Polar Queen, which is a chartered one, just like Pertinácia. It should leave Brazil in March to operate in a Shell project in the Gulf of Mexico. It is a vessel that moves worldwide to work in many projects.

MO – Are there any new contracts expected?

JC – We do not have any new projects for 2009 in Brazil yet. There is a great deal of bids for 2009, not only from Petrobras, and we are participating in some of them.

Throughout this year, we expect to get some new projects, to be carried out in 2010, 2011 and 2012.

“

2009 is a stable year, when we should be focused on getting new projects for the following years

”

JC – We are certified by ISO 14001; OSHAS 18001; ISO 9001 and by the ISM CODE, which is a certification applicable to offshore units – our onshore base which is also certified. We are the first one of the group being an example to the other certifications in progress in other regions. The specialty of both standards applies to the onshore and offshore units and that is a distinguishing feature of our company. We were the first region to get world certifications, being a reference for the standardization of this system in the company.

can you stress out and how much does the company plan to invest in 2009?

JC – We have a famous project used in Africa two years ago, the Greate Plutoneo, which took us four years to carry out. It is a technology developed by Acergy, Riser Tower, which I would like to apply again in some new project in Brazil. There was no bid yet to which we could offer such technology. As for investments, 2009 is a stable year, when we should be focused on getting new projects for the following years.

MO – What about the world financial crisis, did it affect Acergy plans in Brazil?

JC – We did not have any restrictions reducing our activities. In addition to the world credit crisis, the great negative variation of the oil price last semester is influencing the market. However, Acergy is still confident and waiting for new bids.

We are growing with stability, taking consistent steps, in an attempt to keep our financial health to fight the crisis, and we intend to remain in this pace.

MO – What about your major clients?

JC – Petrobras is our main client in South America. All oil companies in the world, such as Chevron, Shell and BP, Total, are our clients.

We are also getting closer to OGX, a potential client, to which we have not provided any service yet.

MO – In terms of technology, what

MO – Which certifications does the company have?

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P-53: uma conquista da indústria naval brasileira

Localizada a 120 quilômetros da costa do município de Campos dos Goytacazes e ancorada a uma lâmina d’agua de 1.080 metros, a plataforma chama a atenção não apenas pela sua capacidade de produção: ela é constituída em 75% por bens e serviços fornecidos pela indústria nacional

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N

o final de novembro último, a P-53 iniciou suas atividades em Marlim Leste, sendo a primeira unidade de produção deste campo. A capacidade instalada permitirá, diariamente, a produção de até 180 mil barris de petróleo, a compressão de até seis milhões de metros cúbicos de gás e a injeção de até 245 mil barris de água do mar, filtrada e dessulfatada, nos reservatórios para manutenção da pressão.

A plataforma será interligada a 21 poços, sendo 13 produtores de petróleo e gás e oito injetores de água. O pico de produção está previsto para ocorrer no primeiro semestre de 2010. Toda a produção de óleo, depois de tratada, será escoada em um blend de 20°API por oleoduto até o Terminal Marítimo da PRA-1 (Plataforma de Rebombeio Autônomo) e do FSO Cidade de Macaé e deste sistema para terra, por navios-petroleiros. Parte do volume de gás produzido junto com o óleo será consumida como combustível na geração elétrica na própria P-53, e o restante será incorporado à malha de gás da Bacia de Campos e exportado para terra.

A unidade foi construída a partir da conversão do casco do navio-petroleiro VLCC (Very Large Crude Carrier) Setebello, de 346 metros de comprimento, 57 de largura e 87 de altura. Hoje, o ex-petroleiro se transformou na plataforma de maior turret do mundo.

O montante investido na construção da P-53 chegou a cerca de US$ 1,5 bilhão. Ela é considerada estratégica para a manutenção da autossuficiência nacional.

Sistema de ancoragem também é destaque

Além dos números, as tecnologias instaladas na plataforma também impressionam. A P-53 está equipada com o sistema turret - sistema de ancoragem que permite um giro de 360° do navio em torno da torre instalada em um poço aberto no terço anterior do casco do navio e que é mantida presa ao fundo do mar por meio de amarras e cabos ancorados. Deste modo o navio pode se manter alinhado com

A plataforma possui o maior turret do mundo com 26 metros de diâmetro e capacidade para receber até 75 linhas flexíveis

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Fonte: Petrobras

Interligadas a P-53, serão 200 Km de linhas de óleo/gás/água e 120 Km de linhas umbilicais de controle

a resultante das forças de onda, vento e corrente. O turret, com 26 metros de diâmetro e capacidade para receber até 75 linhas flexíveis (risers), também viabiliza a chegada das linhas de produção dos poços à planta de processo da unidade de produção e a saída dos dutos de exportação de óleo e de gás.

Dentre seus diferenciais está a possibilidade de posicionamento do sistema de produção no centro geográfico dos poços do campo, resultando em uma distância média menor dos poços à plataforma. Além disso, por permitir maior liberdade de alinhamento do navio, garante maior conforto à tripulação durante a operação e menor risco de parada de produção por condições climáticas adversas.

A construção da plataforma foi segmentada em módulos e teve a participação de diferentes empresas. A Keppel Shipyard foi a responsável pela conversão do casco e montagem do turret e a SBM encarregada do projeto e suprimento do turret. Coube à Rolls-Royce desenvolver o módulo de geração de energia e à DRVA, consórcio das empresas Dresser Rand e Vetco Aibel, construir o módulo de compressão. As empresas Queiroz Galvão, Ultratec e IESA, reunidas no consórcio QUIP S.A., trabalharam nos módulos de separação de petróleo, tratamento de gás e

utilidades, além da integração de todos os módulos ao navio.

A obra de integração da P-53 foi realizada, pela primeira vez, em dependências revitalizadas do Porto de Rio Grande, na cidade de mesmo nome, no Rio Grande do Sul. Outras oito plataformas serão destinadas a esta região, uma delas é a P-55, no qual a etapa de fabricação dos componentes para montagem do casco foi iniciada em agosto, em Suape, Pernambuco, no Estaleiro Atlântico Sul.

Fomento ao produto nacional O empreendimento está incluído no Plano de Aceleração do Crescimento (PAC) de iniciativa do Governo Federal e durante a sua construção foram gerados cerca de 4.500 empregos diretos e 15 mil indiretos no país. No total 17 plataformas da Bacia de Campos fazem parte do PAC, dentre elas a P-57 em Jubarte, P-61 e P-63 no Papa-Terra e a FPSO Cidade do Rio de Janeiro em Espadarte.

Segundo previsões da Estatal, outras duas plataformas darão início às suas operações na Bacia de Campos ainda no primeiro semestre de 2009. São elas: a P-51, no Campo de Marlim Sul e o FPSO Cidade de Niterói, no Campo de Marlim Leste.

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P-53:

a Brazilian naval industry achievement

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Placed at a distance of 120 kilometers from the city of Campos dos Goytacazes and anchored at a distance of 1,080 meters of water depth, the platform calls attention not only due to its production capacity: 75% of it is composed of goods and services provided by the Brazilian national industry

B

y the end of last November, the P-53 started to operate in Marlim Leste field, being the first production unit of this field. The installed capacity will allow a daily production of up to 180 thousand barrels of oil, compression of up to six million cubic meters of gas and injection of up to 145 thousand barrels of seawater, filtered and desulphated water in the reservoirs, to keep the pressure.

The platform will be interconnected to 21 wells, being 13 oil and gas producers and eight water injectors. The production peak is expected to occur early in 2010.

The entire oil production, after treatment, will flow in a 20°API blend per oil pipeline up to the Marine Terminal of PRA-1 (Autonomous Repumping Platform) and of FSO Cidade de Macaé and from this system to the shore, through tankers. Part of the gas produced together with the oil will be consumed as fuel in the P-53 power generation, the remaining will be included to the gas pipeline of Campos Basin and exported to the shore.

The unit was built by converting the hull of the tanker VLCC (Very Large Crude Carrier) Setebello, of 346 meters of length, 57 of breadth and 87 of height. Today, the former tanker turned into the biggest turret platform in the world.

The value invested to build the P-53 reached about US$ 1.5 billion. It is considered strategic for the maintenance of the Brazilian self-sufficiency.

Anchoring system is also a highlight Besides the figures, the technologies installed in the platform are also impressive. The P-53 is equipped with the turret system – the anchoring system that allows a 360° rotation around the turret installed in an open hole in the previous third on the vessel hull, which is secured to the seabed through boomercables and anchored ropes. This way the vessel can be kept in line with the resulting waves, wind and current forces. The turret, measuring 26 meters of diameter and capacity to receive up to 75 flexible lines

The platform is furnished with the largest Turret of the world, with 26-meter diameter, and capacity to receive up to 75 flexible lines

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Source: Petrobras

At a depth of 1,080 meters, P-53 is one more example of Petrobras’ deep water E&P achievements

(risers), also allows the incoming of production lines from the wells to the process plant of the production unit and the outcoming of oil and gas exportation pipes.

The advantages and distinguishing features of this system include the possibility of placing the production system in the geographic center of the wells, resulting in a smaller average distance from the wells to the platform. Besides that, as the vessel enjoys greater alignment liberty, it assures bigger comfort to the crew during the work and less risk of downtimes due to adverse weather conditions.

The platform building was divided into modules and several companies participated. Keppel Shipyard was responsible for converting the hull and assembling the turret assembly and SBM was in charge of designing and supplying the turret.

Rolls-Royce was responsible for developing the power generation module and DRVA, a consortium composed of Dresser Rand and Vetco Aibel, built the compression module. The companies Queiroz Galvão, Ultratec and IESA, together in the consortium QUIP S.A., worked in the modules of 24

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oil separation, gas treatment and utilities, and fastened all modules to the vessel.

The P-53 sea-fastening work was performed, for the first time, in revitalized facilities of Rio Grande Port, in the city of Rio Grande, in Rio Grande do Sul. The other eight platforms are intended to this region.

One of them is the P-55, where the fabrication of components for the hull assembly started in August, in Suape, Pernambuco, in Atlântico Sul Shipyard.

Stimulation to the Brazilian products The undertaking is included in the Growth Acceleration Plan (PAC), a Federal Government initiative, and during its building about 4,500 direct and 15,000 indirect jobs were created in Brazil. Altogether, 17 platforms of Campos Basin are part of PAC, among which the P-57 in Jubarte, P-61 and P-63 in Papa-Terra and the FPSO Cidade do Rio de Janeiro in Espadarte.

According to forecasts prepared by the state-owned company, the following platforms will start operating in Campos Basin in the first semester of 2009: the P-51, in Marlim Sul Field and the FPSO Cidade de Niterói, in Marlim Leste Field.

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Especial

A caminho da autossuficiência do gás

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Foto: Flávio Carneiro

Peça fundamental do Plangas, o Terminal de Cabiúnas cresce a passos largos para ampliação da oferta de gás no país xxxxxxxxxxxxxxx

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Foto: Flávio Carneiro

Canteiro de obras da Unidade de Recuperação de Líquidos III que fazem parte dos investimentos para ampliação do Tecab

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em Macaé que está situado o polo industrial que agrega um valor tremendo na economia brasileira: o Terminal de Cabiúnas (TECAB), que apesar da falta de reconhecimento por parte do município quanto ao seu potencial, atualmente é nele que se concentra a maior atividade de processamento de gás natural do Brasil, além de representar um grande passo para a independência do gás boliviano.

Há 26 anos, com 24 horas diárias de operação, o polo corresponde aproximadamente por 90% do gás natural processado no Rio de Janeiro e 26,42% do total no Brasil. Este número tende a dobrar e balançar a economia, uma vez que o terminal está se preparando para um grande desafio, o de ampliar a oferta de gás nacional no Sul-Sudeste de 15,8 milhões de m³/ dia para 40 milhões de m³/dia até 2010.

Essa é uma expectativa que aumentará a confiabilidade no abastecimento do mercado nacional e permitirá que o Governo Federal faça o planejamento energético do país com mais conforto, sem depender tanto do produto importado. A Petrobras já reduziu temporariamente a compra de gás natural da Bolívia, já que as usinas termelétricas movidas a gás foram desligadas devido aos níveis elevados gerados pelas chuvas, favorecendo o uso de energia gerada pelas usinas hidrelétricas.

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Apesar da redução de importação, a Petrobras garante que isso não gera conflito com o acordo assinado em 1999 com a Bolívia, em que a estatal é obrigada a pagar por 70% do volume total contratado (30 milhões m³/dia) mesmo que não utilize. “Éramos reféns da Bolívia, não somos mais, porque vamos trabalhar de forma mais independente e isso favorecerá o Brasil a negociar tarifas mais justas em relação ao mercado”, esclarece o gerente do Tecab, Paulo Henrique Penteado Buschinelli.

Ele informa que metade do gás de Cabiúnas vai para as termelétricas. “Agora temos gás para atender o mercado. Ano que vem, a dependência será ainda menor e o país precisa de estratégia. Crescimento sustentável é isso: poder ser dono do seu planejamento”, acrescenta.

Os investimentos As obras de ampliações do Tecab estão inseridas no Plano de Produção de Antecipação de Gás (Plangas) que integra o Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do Governo Federal. O objetivo é o aumento da capacidade de transporte de gás natural e de processamento de condensado. Somente para o Tecab estão sendo investidos R$ 1.074.400 bilhões.

As obras podem ser consideradas como um empreendimento viável técnico, econômico, social e ambiental, proporcio-

nando, potencialmente, benefícios diversos que poderão ocorrer para a melhoria da qualidade de vida das Regiões Sudeste e Sul do Brasil e, em especial, das populações locais, como os habitantes de Macaé.

Grande complexo operado pela Transpetro – empresa subsidiária da Petrobras responsável pelo transporte de petróleo –, o Tecab possui unidades industriais, oleodutos e gasodutos, tanques, esferas e laboratórios, entre outras instalações. Para a ampliação, foi feita a aquisição de uma área de 1.918 mil m², o que levará a uma área total de 3.228 mil m².

Das obras que estão em andamento está a construção do Serviço de Compressão (SCOMP), cujo objetivo é de comprimir 5 milhões de m³/dia do gás provenientes da Bacia do Espírito Santo e da Bacia de Campos, trabalhando alinhado com as Turbomáquinas da área 330 (atual área de compressão do Terminal) e garantindo confiabilidade ao sistema de escoamento de gás do Tecab.

A Unidade de Recuperação de Líquidos (URL III) é mais uma das obras que estão no cronograma. Quando operar, terá capacidade de processar 5.400 milhões de m³ de gás natural por dia, oriundos da Bacia de Campos. A Unidade de Processamento de Gás Natural III (UPCGN III) também faz parte do Plangas. Após operação, a unidade terá capacidade de processar 1.500 m³/dia de LGN (Condensado de Gás Natural) e produzir 450 m³/dia de GLP (Gás Liquefeito e Petróleo) e 578m³/dia de gasolina (C5).

A construção da estação de Compressão (ECOMP) própria do Terminal de Cabiúnas também faz parte das obras. Sua capacidade é de comprimir 40m³/d, e hoje está em torno de 20m³/dia. Sua função é comprimir o gás para viabilizar o transporte de um determinado ponto para outro mais distante dentro de

Paulo Henrique Penteado Buschinelli, gerente do Tecab

um gasoduto. Isso irá flexibilizar ainda mais as atividades naturais no terminal, possibilitando maior escoamento do gás.

“Os investimentos estão divididos em vários projetos. Atualmente são seis plantas já operando, quatro de gás e duas de condensado.

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Especial

Foto: Arquivo Petrobras

Modelo de Flare da Petroquímica União, localizada em Santo André - SP, que será implantado no Tecab

E agora estamos em execução de mais uma planta de gás, com a TS Gás, e uma de condensado com o consórcio ODEBEI”, disse Buschinelli, informando que essas empresas estão inseridas no consórcio, onde a empresa Odebrecht é a principal executora das obras.

O projeto ainda inclui uma subestação de energia elétrica, uma torre de refinação, um novo flare, uma nova estação de tratamento de água e um sistema de reuso de água. “Temos várias frentes de obras e boa parte delas estará pronta até o final de 2010”, acrescenta.

Com a capacidade atual de escoamento de 20 milhões m³/dia, hoje, o Tecab processa 15 milhões m³/dia e recebe 5 milhões m³/dia do Espírito Santo.

Após as obras, poderá receber 20 milhões m³/dia do ES. Dos 40 milhões estimados em escoar para Reduc, Cabiúnas pode optar por mandar 3,5 milhões não processados para aquela unidade. Essa é uma flexibilidade e ocorrerá de acordo com a necessidade do mercado consumidor, nível de armazenagem e manutenção.

Os investimentos em produção e transporte de Gás da Petrobras incluem diversas outras obras além das mencionadas, como os gasodutos Cabiúnas - Vitória (GASCAV), Cabiúnas-Reduc – (GASDUC III) e Cacimbas (ES) - Catu (BA) – (GASENE) e as plataformas de produção do Espírito Santo (Peroá e Cangoá). “Todo o Plangas é um projeto da Petrobras que correspondeu à 30

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necessidade do Brasil. Faltou gás? Agora vamos correr atrás para atender o mercado”, frisou Buschinelli.

Novas tecnologias e atenção ao meio ambiente Entre as novidades que implicam na segurança, está a inserção de um novo modelo de flare. Segundo o gerente, a unidade ganhará um Flare Horizontal (tocha rasa), uma vez que o atual não possui capacidade para atender a demanda futura de gás. “Como estamos colocando uma nova estação de compressores para escoar 20 milhões m³/d diários de gás adicionais, precisaremos de um flare com capacidade para 40 milhões m³/d”, disse.

Por que horizontal? Trata-se de uma nova tecnologia, estrangeira, que há cerca de um ano vem sendo utilizada na unidade de Cacimbas. A opção por este modelo, segundo explica Buschinelli, visa substituir o atual, que é vertical. “Se fossemos construir um novo vertical, ele teria que ser muito alto e isso causaria diversos impactos por estarmos numa zona urbana e de grande fluxo de aeronaves”, explica.

O flare horizontal é projetado dentro de uma área quadrada, cercada, com um talude de dois a três metros – dependendo do projeto – com uma antepara para isolamento térmico e ao mesmo tempo para

Tecab em números atuais Produtos movimentados (médias): - Gás Natural proveniente da Bacia de Campos – 13,6 milhões de m³/dia - Gás Processado proveniente do Espírito Santo (GASCAV) - 5,8 milhões de m³/dia - Gás Processado (do gás recebido da Bacia de Campos) – 11 milhões m²/dia - GLP – produção de 370 toneladas/dia - Petróleo – 240 mil barris/dia

Principais instalações: - Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) - 2 Unidades de Processamento de Condensado do Gás Natural (UPCGN) - Unidade de Refrigeração de Gás Natural (URGN) - 2 Unidades de Recuperação de Líquidos

- Sistema de Separação de Gás e Condensado, com três coletores de condensado - Sistema de Recompressão de Gás Natural e de Gás Natural Processado de Alta Pressão - 8 tanques de petróleo - 2 tanques de gasolina natural - 3 esferas de armazenamento de GLP - 2 esferas de armazenamento de LGN - Oleodutos Barra do Furado - Cabiúnas (Ocab) e Cabiúnas - Campos Elíseos Reduc (Osduc I) e Cabiúnas – Reduc (Osduc II) e gasodutos Barra do Furado - Cabiúnas (Gascab I e II) e Cabiúnas - Duque de Caxias (Gasduc I e II) e Enchova – Cabiúnas (parte terrestre) *Dados referentes a dezembro de 2008

entrar ar e assim alimentar a chama.

Dentro estão tubulões em ramais interligados, com diversos queimadores de dois metros de altura cada, num tubo de duas polegadas.

“O objetivo de um flare não é queimar gás, mas sim garantir a segurança. Como vamos movimentar 40 milhões de m³/dia de gás, em caso de emergência, teremos que despressurizar as unidades com velocidade para retirar todo gás desigual. A queima acontece por estágio, conforme necessidade. Um piloto é acesso, queimando o residual e em caso de emergência as válvulas dos demais se abrem para queimar maior quantia”, esclarece.

Quanto ao flare vertical, este ficará desativado, mas instalado para caso de alguma emergência ou de manutenção do novo equipamento.

O gerente ainda ressalta que, apesar de ser uma tecnologia já conhecida,

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Especial

Foto: Divulgação

O Tecab recebeu, de 2008 para cá, 35 técnicos de operação, todos concursados pela Transpetro e que se encontram em treinamento. “Temos mais 47 que serão treinados ao longo desse ano, ou seja, empregos diretos”, completa o gerente.

Além desses 82 novos técnicos, há ainda as vagas dispostas pelas empresas contratadas para manutenção, as quais também exigirão níveis técnicos para as áreas de elétrica, manutenção mecânica, instrumentação, automação, etc.

Buschinelli calcula cerca de mais 50 novos técnicos permanentes.

Para ampliação foi adquirida uma área de 1.918 mil m², praticamente dobrando a extensão do Tecab

ainda é novidade no mundo e não tão dominada. “Portanto, vamos esperar para analisar seu funcionamento, sua confiabilidade e eventuais problemas para aí sim desativar o antigo”, disse. A previsão é que entre em operação até o final desse ano.

O gerente denomina Cabiúnas como uma indústria não poluidora e diz que a queima de CO² será monitorada. Para isso estão investindo em novas turbinas de gás, mais modernas, que garantem uma queima melhor e com menos resíduos. De acordo com ele, o processamento de gás é uma indústria mais limpa. O Tecab aproveita 99,7% do gás e tem por meta chegar a 99,9%.

“O produto que geramos aqui – GLP e LGN –, é leve, volátil e não gera impacto ao meio ambiente em termo de poluição. Nessa questão de ampliação de Cabiúnas temos o compromisso assinado com as legislações ambientais e toda a área no entorno está sendo monitorada. Essas turbinas não existiam no mercado, como hoje já as temos, iremos utilizá-las”, enfatiza.

Resumindo, o projeto, a construção e a operação do Plangas/Tecab baseiam-se em técnicas consagradas de engenharia e obedecem a normas brasileiras e internacionais de segurança e de proteção ambiental. Os procedimentos do Plano Ambiental para a Construção (PAC) e dos sistemas de controle e monitoramento de sua operação visam garantir a segurança e a qualidade ambiental do empreendimento, seguindo a Diretriz Contratual de Saúde, Meio Ambiente e Segurança para Terminais da Petrobras.

Impactos positivos O investimento aplicado em Cabiúnas traz benefícios à cidade e região. O principal deles é a geração de empregos, apesar de as ocupações na área de Construção Civil não serem permanentes. Mas, além disso, com a ampliação do Tecab, as vagas permanentes são prova da oportunidade gerada no local, mas para ocupá-las, a qualificação técnica foi imprescindível.

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De acordo com ele, conforme Diretriz da Transpetro, é fundamental que se priorize o serviço permanente de técnico e alta qualificação, visto que a empresa não pode ficar sujeita a investir em treinamentos e perdê-los, diante de um investimento alto em treinamentos. A estimativa é de ter em torno de 1100 pessoas trabalhando para o Tecab, isso incluindo pessoal de apoio, como na área de dutos, segurança, ou seja, todo complexo Norte Fluminense.

Falta de infraestrutura no município e os desafios Buschinelli ressalta que a cidade ainda não tem consciência do verdadeiro potencial de Cabiúnas. “Estão preocupados com outras coisas e parece que o município não enxerga isso aqui como um ponto estratégico em todo contexto do Plangas na Região Sudeste, um polo que movimenta a economia do país. A produção de Cabiúnas em LGN, em líquidos, equivale a 50 mil barris por dia, fora os 15 a 20 milhões m³/dia de gás que passa por aqui”, disse.

Segundo o gerente, a questão que envolve investimentos na infraestrutura no município é algo que deveria ser tratado com mais atenção e prioridade. “Temos grandes problemas no que diz respeito

à logística de trabalhadores, que precisam de transporte, segurança, acessibilidade e qualidade. O trevo de Carapebus/Macaé é um perigo constante para os transportes e fluxo de pessoas. Fizeram os terminais, mas esqueceram das pessoas que trabalham aqui”, alerta.

Ao lado do Tecab está outro grande problema: um aterro sanitário saturado e que atrai diversos vetores de doença, como urubus que prejudicam a rede elétrica, com queimas de fusíveis, além do mau cheiro que incomoda os trabalhadores. “Cumprimos todas as obrigações legais ambientais, mas aqui ao lado, um aterro sanitário é uma problemática para nossas atividades e saúde dos trabalhadores. Tivemos duas ocorrências em que nos acusaram de poluir o meio ambiente com petróleo, mas na verdade era o chorume gerado pelo lixo”, aponta.

Além disso, ele aponta os desafios enfrentados ao longo das obras. Com aproximadamente a triplicação de pessoas trabalhando na unidade, foi difícil manter a normalidade de operações com obras em andamento. “Foi um desafio adequar as pessoas para trabalhar numa unidade operacional e de crítica área de

risco, cumprindo normas de segurança e mantendo um comportamento no padrão Petrobras”, revela.

Quanto aos problemas técnicos nas operações, ele classifica como normal. “Estamos preparados para isso no nosso dia a dia. Diferente de uma situação com elementos estranhos, como obter 3500 pessoas aqui dentro”, compara.

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Special

Going straight to the gas self-sufficiency

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Photo: File Petrobras

A critical part of Plangas, the Cabiúnas Terminal grows by leaps and bounds in relation to the extension of gas supply in the country MACAÉ OFFSHORE

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Special

Paulo Henrique Penteado Buschinelli, Tecab manager

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he industrial plant that adds a considerable value in the Brazilian economy is located in the City of Macaé: Cabiúnas Terminal (TECAB), despite the lack of acknowledgement in relation to its potential by the City, currently gathers the greatest processing activity of natural gas in Brazil, w h i c h also represents a great step before the Bolivian gas independency.

Due to its 24-hour operation, the plant is responsible for roughly 90% of the natural gas processed in Rio de Janeiro, which also represents 26.42% in the whole country, over the last 26 years. This amount is supposed to double and balance the Brazilian economy, once the Terminal has been prepared for a great challenge that consists in increasing the national gas supply in the South-Southeast regions until 2010, from 15.8 million m³ per day to 40 million m³ per day.

This expectation must enhance the reliability in the national market supply, and must enable the Federal Government to carry out the Brazilian energy planning with much more comfort, not only relying on the imported product. Petrobras had already reduced the purchase of Bolivian natural gas, since the gas thermoelectric power plants were turned off due to the high levels produced by the rain, which benefit the use of energy resulting from hydroelectric power plants.

Despite the import decrease, Petrobras assures that it does not bring any conflict with the agreement entered into between the company and Bolivia in 1999, in which the state owned company must pay for 70% of the total purchased amount (30 million m³ per day), even if the company does not use it. “We were held hostages of Bolívia, but no more. We must be more independent in our works, and it may benefit Brazil to negotiate fair rates towards the market”, said the Tecab Manager, Paulo Henrique Penteado Buschinelli.

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He also informs that half of Cabiúnas gas is sent to the thermoelectric plants. “Now we have enough gas to supply this market. Such dependency, therefore, tends to be lower in the next year, and Brazil must develop a strategy. This is the sustainable growth: to be the owner of your planning”, he says.

The investments The enlargement works of Tecab are included in the Gas Production Anticipation Plan (Plangas – Plano de Produção de Antecipação de Gás) which is part of the Growth Acceleration Program (PAC – Programa de Aceleração do Crescimento) of the Federal Government. The purpose is to increase the capacity of natural gas transport and condensate processing. An amount of R$1,074,400 billion is being invested only for Tecab.

The works may be considered as a feasibly technical, economic, social and environmental project, providing different benefits to improve the life quality of the Southeast and South of Brazil, chiefly in local population of Macaé.

Tecab is a large complex operated by Transpetro, which is Petrobras’ subsidiary company and in charge of oil transport. It holds industrial units, oil and gas pipelines, tanks, spheres and laboratories, among other facilities. The acquisi-

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Special tion of an area covering 1,918 m2 was made, which will comprise a total area of 3,228 m2 for the enlargement.

One of the works in progress is the construction of the Compression Service (SCOMP – Serviço de Compressão). The aim of this work is to compress 5 million m3 per day of the gas from Espírito Santos Basin and Campos Basin, working with Turbomáquinas of the area 330 (current compression area of the Terminal) and ensuring the reliability to the gas flow system of Tecab.

Photo: File Petrobras

Another work included in the schedule is the Liquid Recovery Unit (LRU III).

When it starts to operate, it will be able to process 5,400 million m3 of natural gas per day from Campos Basin. The Natural Gas Processing Unit III (UPCGN III) is also part of Plangas. After the operation, the processing capacity of the unit will be of 1,500 m3/day of NGC (Natural Gas Condensate) and produce 450 m3/day of LPG (Liquefied Petroleum Gas) and 578 m3/day of gasoline (C5).

Flare Model of Petroquímica União, located in Santo André, State of São Paulo, to be installed at Tecab

A Compression Station (ECOMP) to be solely used by Cabiúnas Terminal is also part of the works. The compressing capacity of this station is of 40m3/d and is around 20m3/day nowadays. Its main function is to compress the gas to make feasible the transport from one point to another farther point inside the gas pipeline. This process will make the natural activities more flexible in the terminal, enabling a large gas flow.

“The investments are divided into a number of projects. Nowadays, six plants are already under operation, being four gas plants and two condensate plants. And we are performing one more gas plant in cooperation with TS Gas and one condensate plant with ODEBEI”, Buschinelli said, informing that these companies are included in the consortium, in which Odebrecht is the main work performer.

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The project also covers an electric power substation, a refining tower, a new flare, a new water treatment station, a water reuse system. “It has several work fronts and the major part will be ready by the end of 2010” he said.

With the current flowing capacity of 20,000,000 m3/day, Tecab processes 15,000,000 m3/day and receive 5,000,000 m3/day from Espirito Santo. After the works, it will be able to receive 20 million m3/ day from ES. Out of 40 million expected to be flown for Reduc, Cabiúnas may choose to send 3,5 million non-processed gas to that unit. This is a flexibility and it will happen according to the consumer market demand, storage level and maintenance.

The investments in Petrobras’ gas production and transport include several other works, besides the ones mentioned, such as the gas pipelines of Cabiúnas - Vitória (GASCAV), Cabiúnas-Reduc – (GASDUC III) and Cacimbas (ES) - Catu (BA) – (GASENE); the production platforms of Espírito Santo (Peroá and Cangoá). “All Plangas is a Petrobras’ project that corresponded to Brazil’s need. Lack of gas? Now it’s time to implement the necessary measures to supply the market demands”, Buschinelli said.

New technologies and attention to the environment Among the new technologies that imply the safety is the insertion of a new flare model. According to the manager, the unit will receive a horizontal flare (shallow torch), since the current unit may not supply the future gas demand. “As we are installing a

new compressing station to flow 20 million m3/d of additional gas, we will need a flare with capacity of 40 million m3/d”, he said.

Why horizontal? It is a new foreign technology that has been used in Cacimbas unit for one year. According to Buschinelli, the choice for this model aims to replace the current one, which is vertical. “If we are going to build a new vertical, it would be higher and it may cause several impacts since we are in an urban zone and of large traffic of aircrafts”, he said.

The horizontal flare is designed within a square area surrounded by 2-3meters of batters, depending on the project, and a bulkhead for thermal insulation and, at the same time, to enter the air and feed the flame. Inside, there are interconnected calsons with several 2-meter high burners within a 2-inch pipe.

“The purpose of a flare is not to burn gas, but it ensures the safety. As 40 million m3/day of gas will be handled, we have to depressurize the units with speed to remove all unequal gas. The burn is made by stage, whenever necessary. A pilot flame is ignited, burning the residual flame and, in case of emergency, the valves of the others are opened to burn a larger amount”, he said.

The vertical flare will be deactivated, but installed in case of emergency or maintenance of the new equipment. The manager also emphasizes that, although the technology is already known, it is still an innovation in the world and not yet dominated. “Therefore, we will hold on to analyze its working, its reliability and potential problems for deactivate the old one”, he said. The vertical flare is expected to be under operation by the end of this year.

The manager refers to Cabiúnas as a non-pollutant industry and the burn of carbon dioxide will be monitored. For this purpose, we are investing in new and up-to-date gas turbines and ensure a better burn and producing less waste. According to him, the gas processing is a cleaner industry and Tecab uses 99.7% of its gas and it aims to reach 99.9%.

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Special

Photo: File Petrobras

“The product created here, which are LPG and NGC, is soft, volatile and it does not impact on the environment in terms of pollution. Regarding the enlargement of Cabiúnas, we signed a commitment with the environmental laws and all the surrounded area is being monitored.

These turbines do not exist in the market, as we already have, we will use them”, he said.

Summing up, the project, construction and operation of Plangas/ Tecab are based on acknowledged engineering techniques and they meet the Brazilian and International safety and environmental protection standards. The procedures of the Environmental Construction Plan (PAC –Plano Ambiental para a Construção) and control and monitoring systems of its operation aim to ensure the environmental safety and quality of the project in accordance with the Contract Guideline of Health, Safety and Environment for Terminals of Petrobras.

Positive impacts The investment made in Cabiúnas brings benefits to the city and region. The primary benefit is the

Tecab works aim at increasing the national gas supply to Southern and Southeastern regions from 15.8 million m³/d to 40 million m³/d by 2010

job creation, although the positions in the Civil Construction area are not permanent. Due to the enlargement of Tecab, the permanent vacancies are the evidence of the opportunity created in the place, but it is essential to have a technical qualification to take these places.

From 2008 until now, Tecab received 35 operation technicians, all of them hired after passing the public examination of Transpetro and they are undergoing training. “We have more 47 direct employees to be trained throughout this year” he said.

Tecab in current numbers Handled products (averages): - Natural Gas from Campos Basin – 13,600,000 m³/day - Processed Gas from Espírito Santo (GASCAV) - 5,800,000 m³/day - Processed Gas (of the gas received from Campos Basin) – 11 million m²/day - LPG – production of 370 tonnes/day - Oil – 240 thousand barrels/day

Main facilities: - Natural Gas Processing Unit (UPGN) - 2 Natural Gas Condensate Processing Units (UPCGN) - Natural Gas Cooling Unit (URGN) - 2 Liquid Recovery Units

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- Condensate Gas Segregation System, with three condensate collectors - Natural Gas Recompression and High Pressure Processed Natural Gas Systems.

- 8 oil tanks - 2 natural gasoline tanks - 3 spheres of LPG storage - 2 spheres of NGC storage - Barra do Furado Oil Pipelines - Cabiúnas (Ocab) and Cabiúnas - Campos Elíseos - Reduc (Osduc I) and Cabiúnas – Reduc (Osduc II) and Barra do Furado gas pipelines - Cabiúnas (Gascab I and II) and Cabiúnas - Duque de Caxias (Gasduc I and II) and Enchova – Cabiúnas (terrestrial part) *Numbers referring to December 2008

Besides these 82 new technicians, there are also places available for the contracting companies for the maintenance, which also require technical levels for the electrical area, mechanical maintenance, instrumentation, automation, and so on. Buschinelli estimates to create more than 50 new permanent technicians.

According to him, it is essential to give priority to the permanent technical and highly qualified service, since the company may not be subject to invest in training and lost them due to the expensive training. It is expected to have about 1100 people working for Tecab, including the supporting staff, such as in the pipeline area, safety, that is, the entire North of Rio de Janeiro Complex.

Lack of infrastructure in the city and challenges

transports, safety, accessibility and quality. The Carapebus/ Macaé stretch is a permanent danger for the transports and people’s traffic. They built the terminals but forgot the people who work here”, he said.

Beside Tecab is another serious problem: one saturated landfill and which attracts many disease vectors, as vultures that damages the electrical supply system, with fuse burn, besides the bad smell that bothers the workers. “We accomplished with all environment legal obligations, but here beside us, one landfill is a problem for our activities and our workers’ health. We had two occurrences in which we were accused to pollute the environment with oil, but actually it was the leachate produced by the trash”, he said.

Buschinelli emphasizes that the city is not still aware of the real potential of Cabiúnas. “They are worried about other things and the city seems not to see it as a strategic point in all Plangas context in Southeast area, a pole that moves the country’s economy. Cabiúnas production in NGC, in liquid, accounts for 50 thousand barrels per day, besides the 15 to 20 million m³/ day of gas that passes here”, he said.

Moreover, he points out the challenges faced during the works. With approximately three times the number of people working in the unit, it was hard to keep the normal operations with works in progress. “It was a challenge to adapt the people to work in one operating unit and of critical risk area, complying with the safety rules and maintaining one behavior in Petrobras standard”, he said.

According to the manager, the question concerns investments in infrastructure in the city and it is something that should be dealt with more attention and priority. “We have great problems regarding the workers’ logistics, which need

Regarding the technical problems in the operations, he classifies it as common. “We are prepared for it in our day by day.

Different from a situation with strange elements, how to keep 3500 people in here”, he compares.

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Um ano de testes com promissores resultados Operando desde março de 2008, o FPSO Cidade Rio das Ostras representa mais uma importante conquista da Petrobras em termos de aprimoramento tecnológico e superação de desafios

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projeto piloto FPSO Cidade de Rio das Ostras é a primeira plataforma marítima projetada para produzir petróleo extra-pesado em território nacional. A unidade está localizada no Campo de Badejo, a 80 quilômetros da costa, na Bacia de Campos, como projeto piloto de produção do reservatório de Siri. O sistema, inédito da Petrobras, possui capacidade de processar petróleo de 12,8 graus API (medida de densidade do American Petroleum Institute) e 300 cP (medida de viscosidade), um óleo mais viscoso e mais pesado que o extraído habitualmente nos campos marítimos brasileiros.

Neste primeiro semestre, este projeto completa um ano de testes com positivos resultados, dentre eles o alcance da produção acumulada de 1milhão e 600 mil barris e o alto desempenho das tecnologias aplicadas.

Os desafios tecnológicos Por se tratar de um óleo com características particulares, diversos desafios têm sido superados em todos os processos da cadeia de produção, levando a Petrobras a ampliar os estudos em tecnologia e buscando novas alternativas e adaptações para garantir a viabilidade do projeto.

A FPSO Cidade Rio das Ostras completa em março um ano de testes com produção acumulada de 1,6 milhão de barris

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O desafio de transformar óleo em reservas, gerando viabilidade econômica ao projeto, teve início com o próprio poço, o 9-BD-18HP, construído com dois quilômetros de extensão horizontal, até hoje o maior do país.

Dentre as adaptações, está a instalação de uma Bomba Centrífuga Submarina Submersa (BCSS) de alta potência que sofreu alterações em seu desenho hidrodinâmico, para garantir a vazão elevada do óleo produzido. “O sistema de elevação BCSS é pioneiro para este tipo de vazão e característica de petróleo”, afirma o coordenador do projeto André Luiz Bueno Moço.

O grande ganho, segundo o coordenador, ocorreu no processo de separação de água/gás/óleo, que necessita de utilização de elevada temperatura – 140° C – e de produtos químicos para retirar uma camada de “espuma” que se forma na superfície do óleo. Entretanto, o método de separação utilizado é o mesmo de outras unidades de operação, o chamado sistema gravitacional. “Algumas dúvidas como a necessidade de manutenção de temperaturas elevadas neste processo foram esclarecidas após o efetivo uso no projeto”, comemora André.

Afretado à empresa canadense-norueguesa Teekay-Petrojarl, o FPSO é resultado da conversão de um navio petroleiro. As alterações promovidas na embarcação compreenderam o sistema de ancoragem e de estabilidade e a montagem da planta de produção. Diferente do sistema convencional, a plataforma do tipo FPSO é fixada ao fundo do mar através de 12 âncoras, três em cada borda, uma vez que a lâmina d’água é pequena, 95 metros.

Na pesquisa, estudo e desenvolvimento de tecnologias para a realização deste piloto, a Petrobras firmou parcerias com fornecedores e contou com intensa participação do seu Centro de Pesquisas – o Cenpes - por meio do Propes (programa de óleos pesados).

Além disso, a empresa tem investido em programas para o aperfeiçoamento dos profissionais envolvidos neste e em projetos semelhantes.

Projeto de Siri será base para outros campos Os resultados obtidos com as atividades do FPSO vêm contribuindo para que a Petrobras incremente sua experiência técnica e estenda este aprendizado a outros campos com óleos semelhantes ao encontrados em Siri. Na Bacia de Campos, Marlim Leste, Albacora Leste, Papa-Terra e Maromba estão dentro dessa classificação.

A construção de um poço de 2 km de extensão horizontal foi um dos desafios superados

“Temos reservas de óleo extra pesados. Alguns campos, como Papa-Terra e Maromba, estão tendo a informação em tempo real da mesma forma que nós”, aponta o gerente do Ativo de Produção Sul da Bacia de Campos, Paulo Nolasco. “O Projeto Siri é o que vai suportar este desenvolvimento e passar as informações aos outros campos”, acrescenta.

De acordo com a Petrobras, a plataforma permanecerá em testes até março de 2010 e a realização do projeto definitivo previsto para depois dessa fase está cada vez mais próxima. “Até o final deste empreendimento, esperamos ter todas as informações para suportar o projeto complementar. O grande fruto deste trabalho é a experiência tecnológica adquirida”, declara Nolasco.

Segundo o especialista, o domínio deste conhecimento irá possibilitar a perfuração de outros poços e a instalação futura de uma nova plataforma. O primeiro óleo do projeto complementar tem previsão para 2015.

Oportunidades para novos negócios Dentro de um contexto onde as perspectivas de grandes descobertas de reservas eram pouco prováveis e o mundo migrava para óleos pesados, dominar a tecnologia para trabalhar com este tipo de óleo gera possibilidades de novos negócios e parcerias. “A Petrobras tem em seu planejamento estratégico a pretensão de se internacionalizar. À medida que vamos detendo tecnologias, aumentam nossas perspectivas mundo afora”, explica Paulo Nolasco.

Para a Bacia de Campos, esta conquista representa maiores longevidade e volume de atividade econômica. “Estamos conseguindo provar a viabilidade de se extrair este óleo e o volume in place é muito grande”, afirma André Moço.

Ainda em se tratando de futuro, ter acesso às tecnologias diferenciadas permite trabalhar a favor do aumento da produção, seja na incorporação de novas reservas, seja na recuperação de campos maduros. “O grande esforço da Unidade de Negócios da Bacia de Campos (UNBC) é reverter o declínio da produção e isso se consegue com tecnologia”, finaliza o coordenador.

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A year of tests with promising results

In March, FPSO Cidade Rio das Ostras will be performing tests for one year, with accrued production of 1.6 million barrels

In operation since March 2008, FPSO Cidade Rio das Ostras represents another important achievement of Petrobras concerning technological improvement and overcome of challenges

T

he pilot project FPSO Cidade de Rio das Ostras is the first offshore platform designed to produce extra heavy oil in Brazil.

The unit is at Badejo Field, at 80 kilometers offshore in Campos Basin, as a pilot production project of the Siri reservoir. The system originally developed by Petrobras is capable of processing 12.8 degrees API (American Petroleum Institute density measure) and 300 cP (viscosity measure) oil, more viscous and heavier oil than that commonly extracted from the Brazilian offshore fields.

In this first semester, this project completes one year of tests with positive results, such as reaching the accumulated production of 1 million and 600 thousand barrels and the high performance of the technologies applied.

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Technological challenges As it is a particularly featured oil, many challenges have been overcome in all production chain processes, leading Petrobras to enhance technology studies, seeking new alternatives and adaptations to ensure project feasibility.

The challenge of turning oil into reserves, generating economic feasibility to the project, has begun with the well itself, the 9-BD-18HP, built with two kilometers in the horizontal, currently the greatest one in the country.

The adaptations include the installation of a highly powered submersible centrifugal pump (SCP) which undergone changes in its hydrodynamic design in order to ensure the high flow of the oil

produced. “The SCP elevation system is pioneer for this kind of flow and oil” states the project coordinator, André Luiz Bueno Moço.

The coordinator says that the great gain occurred in the water/gas/oil separation process, which requires high temperature – 140° C – and chemical products to remove a “foam” layer from the oil surface. However, the separation method used is the same as the other operation units, the so-called gravitational system. “Some questions such as the need of maintaining high temperatures in this process were cleared after the effective use in the project”, says André, enthusiastically.

The FPSO, chartered to the Canadian-Norwegian company Teekay-Petrojarl, is the result of the conversion of an oil tanker. The changes made to the vessel included the anchoring and stability system and the assembly of the production plant. The FPSO platform, different from the conventional system, is fixed to the seabed through 12 anchors, three on each edge, as the water depth is short, 95 meters.

During the research, study and development of technologies for the performance of this pilot project, Petrobras has entered into partnerships with suppliers and has been strongly supported by its Research Center – Cenpes – by means of Propes (heavy oil program).

Moreover, the company has invested in programs to improve the professionals involved in this project, as well as in projects alike.

Siri project will serve as an example to other fields The results achieved with the FPSO activities are contributing for Petrobras to improve its technical experience and extend such knowledge to other fields with oils similar to those found in Siri.

In Campos Basin, Marlim Leste, Albacora Leste, Papa-Terra and Maromba are within such classification.

“We have extra heavy oil reserves.

Some fields, as Papa-Terra and Maromba, are getting real time information just as we are”, states the South Production manager of Campos Basin, Paulo Nolasco. “Siri Project is the one to support such development and convey the information to the other fields”, he adds.

According to Petrobras, the platform will be under tests until March 2010 and the final project expected to be carried out after such phase is around the corner. “We expect to have all the information to support the complementary project until the end of this major project. The great outcome from this work is the technological experience achieved”, declares Nolasco.

According to the specialist, having this knowledge will enable drilling other wells and the future installation of a new platform. The first oil of the complementary project is expected to 2015.

New business opportunities Within a context where the perspectives of great findings of reserves were unlikely and the world was migrating to the heavy oils, learning the technology to work with this kind of oil opens new business and partnership possibilities.

“Petrobras has the intention of internationalizing itself in its strategic planning.

As we gather technologies, our perspectives worldwide increase”, explains Paulo Nolasco.

For Campos Basin, this achievement represents a greater longevity and volume of economic activity. “We are managing to prove the viability of extracting this oil and the volume in place is huge”, states André Moço.

Still on the future, having access to the different technologies allows to work in favor of the production increase, whether in the incorporation of new reserves, or in the recovery of mature fields. “The great effort of the Campos Basin Business Unit (UNBC) is reverting the production fall and that is achieved with technology” concludes the coordinator.

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Bomba da alta pressão é opção eficaz e ecologicamente correta O equipamento possui tecnologias inovadoras que permitem a redução de custos operacionais através de ações como planejamento da manutenção e desligamento automático

A bomba de hidrojateamento oferece vantagens como menor custo operacional e preservação do meio ambiente

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bomba de hidrojateamento Diesel Husky de 55.000 psi, recém-lançada pela Flow Latino Americana, subsidiária da americana Flow International Corporation, é a primeira em atividade no mercado com este patamar de pressão e aplicação comercialmente bem sucedida e tecnologicamente estável. O equipamento é usado na limpeza e preparação de superfícies e, através da produção de jato de água de pressão ultra-elevada, remove substâncias e camadas de diversos produtos.

Outras características de destaque são: o menor custo de operação e a instalação de tecnologias que aumentam a produtividade dos trabalhos desempenhados. “Os equipamentos Flow foram desenvolvidos para atender a cres-

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cente necessidade de mercado de novas tecnologias, o resultado é ser a pioneira no que há de mais novo em Jato de Água”, afirma Marcos Ribeiro, gerente geral da Flow no Brasil. O equipamento foi apresentado ao público durante a Feira Rio Oil & Gas 2008.

Sistema avisa quando há necessidade de manutenção Não é apenas a elevada pressão que aponta as inovações empregadas na Diesel Husky. Por meio dos resultados dos estudos e das aplicações de seu maquinário ao redor do mundo, a Flow desenvolveu capacidade técnica para aprimorar seu portfólio. Exemplo disso está no Sistema de Diagnósticos Avançado, o qual alerta automaticamente

o operador quando há necessidade de manutenção da bomba. Desta forma, reduzem-se os custos operacionais e aumenta-se o tempo de operação, já que há a possibilidade de planejar a manutenção da mesma.

Este sistema também avisa ao operador sobre as temperaturas de entrada e saída de fluídos - água e óleo - e tem como objetivo auxiliá-lo no gerenciamento da máquina, otimizando seus recursos. Nesse alerta, ele indica as condições operacionais como, por exemplo, se elas estiverem trabalhando em seu limite e, neste caso, poderá desligar o equipamento automaticamente para salvaguardá-lo.

“A operação correta aliada à manutenção preventiva e corretiva realizadas como ministrado nos treinamentos dos profissionais fazem com que o equipamento funcione melhor, por mais tempo, proporcionando assim um menor custo”, completa o gerente. Segundo ele, o sistema de diagnósticos é de extrema utilidade em caso de falha humana.

A bomba também dispõe de um sistema robotizado no qual o profissional consegue operá-la sem que esteja em contato direto com a mesma, o chamado de Sistema de Controle de Operação da Bomba. “O operador controla o movimento do robô a distância através de um console com um joystick. Outra vantagem é que todos os resíduos são automaticamente coletados e depositados com segurança em um local de fácil remoção para descarte”, explica Marcos. Desta maneira, é possível fazer o hidrojateamento em grandes superfícies como tanques e costados de navios. A distância é limitada ao contato visual com o substrato, podendo variar de acordo com a presença de obstáculos.

Outras características compõem este lançamento da Flow, como: sistema integrado de bomba de água e filtragem; painel operacional removível e multilingue; e saídas de pressão ultraelevada para alimentar até três pistolas.

Tecnologia aliada a ecoeficiência O hidrojateamento é um dos principais procedimentos disponíveis no mercado para limpeza e preparação de superfícies. Ao contrário dos métodos convencionais, como jato de areia e tratamento químico, o jateamento a base de água é rápido, mais econômico e ecologicamente correto por não agredir o meio ambiente. Não há uso de produtos poluentes e agentes químicos, produção de faísca ou propagação de fumaça tóxica. A Diesel Husky atende às normas dos organismos fiscalizadores em todo o mundo, como a Tier 2 de emissão de poluentes, além de proporcionar baixo consumo de água em relação a outros processos.

O hidrojateamento a pressão ultraelevada proporciona inúmeras vantagens identificadas além dos itens diferenciais do equipamento, indo desde os preparativos para uma obra até os resultados da durabilidade do processo. Este sistema proporciona redução com problemas de reunião e descarte de resíduos - ferrugem, tinta, contaminantes, entre outros, sendo capaz de eliminar até 7.400% a mais de cloretos e 600% menos sulfatos que os processos particulados -, elimina a formação de poeira, comum nos processos particulados de jateamento e não causa danos nos equipamentos próximos.

Outra característica é a independência de condições climáticas especiais para operação, tal como ocorre nos processos particulados. O rendimento m²/h é maior.

No que se refere à mão-de-obra, os benefícios incluem maior conforto para os operadores, além de não causar problemas ocupacionais, seja naqueles envolvidos direta ou indiretamente. As tecnologias presentes na Husky exigem treinamento, reciclagens e certificações constantes, o que automaticamente eleva o nível de qualificação do operador.

Utilidade também nas plataformas As aplicações da bomba de hidrojateamento são inúmeras, todas com resultados satisfatórios. Naval, Químico, Petroquímico e Hidroelétrico são alguns

Marco Canton, coordenador de vendas de Hidrojato

dos setores em que esta tecnologia está empregada.

O segmento offshore também está incluído nesta lista. A aplicação é realizada na preparação de superfícies para pintura, removendo resinas, tintas, ferrugens e quaisquer outros contaminantes e é aplicada com eficiência em pisos, paredes, tetos, estruturas metálicas, tubulações e tanques. Nas grandes construções, como plataformas e navios, nas quais não é permitido o uso de processos particulados como granalha de aço ou escória de cobre, o jateamento à base de água torna-se uma alternativa eficaz e segura.

O hidrojateamento a pressão ultraelevada produz uma significativa redução dos sais solúveis presentes na superfície tratada, proporcionando maior vida útil da nova pintura. “A Husky é excelente para aplicações offshore. Não falamos somente de uma bomba, mas de um sistema ecoeficiente”, afirma o coordenador de vendas de Hidrojato, Marco Canton.

Atualmente, existem 60 bombas deste tipo em uso pelo mundo e duas no Brasil.

De acordo com o coordenador, pela Bacia de Campos ser um dos principais locais de atuação dos clientes da Flow, praticamente todas as plataformas utilizaram ou ainda utilizam bombas da empresa, seja direta ou indiretamente através por intermédio de prestadores de serviços.

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High pressure pump is an efficient and ecological option

The equipment delivers innovative technologies allowing the reduction of operational costs by means of maintenance planning and automatic shutdown The water jet pump provides advantages such as lower operational cost and increased environment preservation

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iesel Husky pump-jet 55,000 psi, recently launched by Flow Latino Americana, Flow International Corporation’s American branch, is the first pump in the market that provides 55,000 psi of pressure, besides being commercially successful and technologically stable. The equipment is used to clean and prepare surfaces and its high pressure water jet removes substances and several layers of chemicals.

Other impressive characteristics are low operational costs and technologies that boost the work performance. “Flow Latino America develops equipment to meet market increasing demand for new technologies. As a result, Flow pioneers in the market and delivers state-of-art technologies in Water Jet,” asserts Marcos Ribeiro, Flow General Manager in Brazil. The equipment was presented to the public in the 2008 Rio Oil & Gas.

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System warns when maintenance is needed Diesel Husky manufactures other equipment than high pressure devices. Thanks to the outcomes arising from studies and the worldwide machinery applications, Flow Latino America was able to develop its technical capacity and improve its portfolio.

The Advanced Diagnosis System, a system that automatically warns the operator when maintenance is needed, perfectly exemplifies the statement above. This makes operational costs decrease and the operational time increases, due to the possibility of planning the maintenance schedule.

“A proper operation combined with preventive and corrective maintenance, as carried out in the training sections, make the equipment have a smooth operation for a longer time and for a lower cost,” says Ribeiro. According to him, the diagnosis system is extremely reliable in case a human failure occurs.

This system also warns the operator about outflow/inflow of high temperature fluids – water and oil – so as to assist the device management and improve its features. Through this warning feature, the system displays how the equipment is operating, if, for example, it is operating in its limit. In this case, the equipment in automatic shutdown feature is started to protect integrity the equipment.

The pump is also equipped with an automated system that enables the operator to operate the pump without being in direct contact with the equipment. This system is known as Pump Operational Control System. “The operator controls the robot remotely via a console furnished with a joystick.

The system also delivers another advantage: all waste is automatically collected and stored in an easy-reach container for disposal,” says Ribeiro. Thus, it is possible to water jet large surfaces, such as tanks and ship wings. The distance is limited to the visual contact with the substrate and it could vary according to the presence of obstacles.

This launching also has other characteristics, such as: filtering and water pump built-in system; removable and multilingual operational panel; and ultra high pressure outputs to supply up to three guns.

Technology aligned with eco-efficiency The water jet is one of the main procedures available in the market to clean and prepare surfaces. On the contrary of traditional methods such as sand jet and chemical treatment, the water jet is faster, more economic and environmentally friendly because it does not harm the environment. There is no use of pollutant products and chemicals or production of spark or toxic smoke. Diesel Husky meets worldwide supervisory organizations standards, such as Tier 2 for pollutant emission. Additionally, it consumes less water in comparison with other processes.

The water jet and the ultra high pressure systems deliver several advantages, including equipment differential features, starting with the preparation to carry out a work and reaching results arising from process durability. This system allows the reduction of problems related to waste collection and

Marcos Ribeiro, General Manager of Flow in Brazil

disposal, such as rust, paint, pollutants, among others, being able to reduce until 7.400% more chlorides and 600% less sulfates than the particle processes. The system also avoids dust formation, a common aspect of jet fragmentation process, and does not cause damage to the surrounding equipment.

It is also worth mentioning the system does not depend on special weather conditions to operate, a requirement when using jet fragmentation processes. This system has a better efficiency when it comes to m²/ hour.

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Taking into account operators’ needs, the system is more comfortable and does not cause direct or indirect occupational problems. To operate Husky state-of-art technologies, the operator must continuously attend to training and updating courses, and have certificates. These requirements automatically raise operator’s qualification level.

Advantage also in platforms The pump jet can be used to carry out countless activities, and all of them present satisfactory results.

Naval, Chemical, Petrochemical and Hydroelectric areas are some of the fields where this technology is used, as well as the Offshore area. The pump can also be used to prepare surfaces to paint application, removal of resins, paints, rusts and any other pollutant; and is efficiently used on floors, walls, ceilings, metal structures, pipelines and tanks. In wide constructions, such as platforms and vessels, the use of particle processes, such as steel shots or copper slag, is not allowed. Then, the water jet becomes an efficient and safe alternative.

The ultra high pressure water jet produces a significant reduction of soluble salts that are on the treated surface, providing a longer durability of the new paint.

“Husky is excellent for offshore applications. We are

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55 thousand psi Husky 55 Diesel Pump manufactured by Flow Latino Americana

not talking about a simple pump, but about an eco-efficient system,” says Marco Canton, Water Jet Sale Coordinator.

Currently, there are 60 pumps in use around the world, being two of them in Brazil. As Campos Basin is one of the main places where Flow clients operate, the use of Flow machinery is common there. “Almost all the platforms operating in Campos Basin use or have already made use of Flow pumps, directly or through service providers,” asserts the coordinator.

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