Petrobras Magazine - Edição especial Rio Oil & Gas by Petrobras

EDIÇÃO ESPECIAL DE NEGÓCIOS

Conheça em detalhes o Plano de Negócios 2010-2014 Petrobras impulsiona indústria e parque tecnológico brasileiro

Pré-sal pra valer Sistemas definitivos dão a largada para produção em escala comercial na acumulação de Tupi

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Petrobras Magazine • Edição Especial de Negócios Editada pela Petrobras Redação: Cláudia Gisele Peres Martins, Eduardo Gutterres Villela, Estephani Zavarise, Larissa Asfora, Odília Raquel Raulino de Almeida, Telmo Wambier e Vinícius Bastiani Revisão: Cláudia Gisele Peres Martins Editoração: Flávia da Matta Design Foto da capa: Roberto Rosa / Banco de Imagens Petrobras Pré-impressão e Impressão: Ipsis Gráfica e Editora A Petrobras Magazine não é vendida. Para solicitar exemplares, uso de imagens, informações adicionais, entre em contato conosco:

Equador

Esquina de Av. Amazonas N39-123 y José Arízaga - Edificio Amazonas - Plaza, piso 5 - Quito, Ecuador Tel: (593-2) 2985-300 / fax. (593-2) 2985-396 / e-mail: javier.gremes@petrobras.com Gerente: Javier Jorge Gremes Cordero

EUA - Houston

10350 Richmond Ave., Suite 1400 - Houston, TX 77042 - USA Tel: (1 713) 808-2000 / fax: (1 713) 808-2017 / e-mail: orlandomelo@petrobras.com.br General Manager: José Orlando Melo de Azevedo

EUA - Nova York

570 Lexington, 43rd floor - New York, NY 10022-6837 - USA Tel: (1 212) 829 1517 / fax: (1 212) 832 5300 / e-mail: helms@petrobras.com.br General Manager: Theodore Helms

Holanda

Endereço: Petrobras – Av. Chile, 65 – sala 1001 Rio de Janeiro – RJ – CEP: 20031-912 – Brasil

Weenapoint, toren A - Weena 722, 3e. verdieping - 3014 DA - Rotterdam - The Netherlands Tel: (31 010) 206-7000 / e-mail: samir.awad@petrobras.com.br CEO: Samir Passos Awad

E-mail: petromag@petrobras.com.br – web: http://www.petrobras.com

Japão

Tokyo Ginko Bldg. 5th floor, rooms 505/506 - Marunouchi 1-3-1, Chiyoda-ku, Tokyo 100-0005 - Japan Tel: (813) 5218-1200 / fax: (813) 5218-1212 / e-mail: kawakami@petrobras.com.br General Manager: Osvaldo Kawakami

Líbia

Al Fateh Tower, 2 - rooms 156 and 157 - Tripoli - Libya Tel: (218 91) 215-0634 / e-mail: irangarcia@petrobras.com.br General Manager: Iran Garcia da Costa

México

ESCRITÓRIOS DA PETROBRAS

Angola

Rua Pedro Felix Machado, 51 - 2º andar - Caixa Postal 2665 - Luanda - Angola Tel: (244 2) 39 0330 / fax: (244 2) 39 0480 / e-mail: mmurilo@petrobras.com.br Gerente Geral: Manoel Murilo Silva

Argentina

Av. Maipú, nº 1 - 22º piso - C1084AB - Buenos Aires - Argentina Tel: (54 11) 4344-6072 / e-mail: cdacosta@petrobras.com.br CEO: Carlos Alberto da Costa

Bolívia

Avenida Grigota, esquina Los Troncos, casi 4to anillo, casilla 6886 Santa Cruz de la Sierra - Bolivia Tel: (591 3) 358 6030 / fax: (591 3) 358 6157 / e-mail: ccastejon@petrobras.com.br Gerente General: Claudio Castejon

Chile

Av. Los Conquistadores, 1700 - Torre Santa María, 6° piso A - Providencia - Chile. Tel: 00562 3812130/31/32 / fax : 00562 3812133 / e-mail: claudio.castejon@petrobras.com Gerente General: Vilson Reichemback da Silva

China

Level 12th floor, units 21-25 - China World Tower 1 / China World Trade Center - nº 1 JianGuoMenWai Avenue - Beijing 100004 - China Tel: (86 10) 650 598 37 / fax: (86 10) 650 59 850 / e-mail: mcastilho@petrobras.com.br General Manager: Marcelo Castilho da Silva

Cingapura

Avenida Paseo de la Reforma, 115 - piso 11 - oficina 1101 - Colonia Lomas de Chapultepec 11000 - México, D.F. Tel: + 52 (55) 30 67 91 00 / fax: + 52 (55) 30 67 91 02 / e-mail: miltoncfi@petrobras.com Gerente General: Milton Costa Filho

Nigéria

Plot 98, Adeola Odeku Street - 5th Floor - Victoria Island, Lagos - Nigeria Tel: (+ 234 1) 462-1300 / fax: (+ 234 1) 461-8987 / e-mail: nmblanco@petrobras.com.br General Manager: Nelson Marçal Blanco

Paraguai

España e Brasilia - Edif. España - piso 3 - Casilla de Correos, 942 - Asunción - Paraguay Tel.: (595 21) 249-1405 / e-mail: jotavio@br-petrobras.com.br Gerente General: Jose Otavio Alves de Souza

Peru

Amador Merino Reyna 285, piso 5, San Isidro - Lima - Perú Tel: (51 1) 222 4455 / fax: (51 1) 221 7921 / e-mail: pedro.grijalba@petrobras.com Representante: Pedro Grijalba

Reino Unido

4th floor, 20 North Audley Street - London W1K 6WL - UK Tel: (44 0 20) 7535 1100 / fax: (44 0 20) 7467 5800 / e-mail: messeder@petrobras.com.br General Manager: Marcelo Malta da Costa Messeder

Tanzânia

Plot 1403/1 A, Makaki Area, P.O. Box 31391 Off Chole Rd, Behind Old Canada Village Dar es Salaam - Tanzania Tel: (255 22) 216 5676 / e-mail: samuelmiranda@petrobras.com General Manager: Samuel Bastos de Miranda

Turquia

435 Orchard Road, 17-05 Wisma Atria - Singapore 238877 Tel: (65) 6550 50 80 / fax: (65) 6734 9087 / e-mail: odilia@petrobras.com Managing Director: Odilia Dauzacker

Karum Business Center, 427, Iran Caddesi, No. 21, Kat5 - Kavaklidere - 06680 Ankara - Turkey Tel: (90 312) 457 6222 / fax: (90 312) 457 6271 / e-mail: hsilva@petrobras.com.br General Manager: Hércules Tadeu Ferreira da Silva

Colômbia

Uruguai

Cuba

Venezuela

Carrera 7, 71/21 - Edificio Bancafé, torre B, 17º piso - Santa Fe de Bogotá - Colombia Tel: (57 1) 313 5000 / fax: (57 1) 313 5070 / e-mail: ramosa@petrobras.com.co Gerente General: Abilio Paulo Pinheiro Ramos

Piso 2, Oficina 216, Avenida 3º, entre 76 e 78, Miramar, Municipio Playa - Ciudad de La Havana – Cuba Tel: (53 7) 207 9754 / e-mail: jfigueira@petrobras.com Gerente General: João Carlos Figueira Araújo

Plaza Independência 831 - piso 10, CP11100 - Montevideo - Uruguay Tel: (598 2) 500-84-00 / e-mail: iranivarella@petrobras.com.br Gerente General: Irani Varella

Av. Venezuela del Rosal - Edificio Torre Lamaletto - piso 8 - 1060 Caracas - Venezuela Tel: (58 212) 957-7300 / e-mail: jfigueira@petrobras.com Gerente General: João Carlos Figueira Araújo

A Petrobras informa que iniciou estudos para realização de eventual oferta de ações. Antes de investir em ações da Petrobras, leia cuidadosamente o Prospecto, em especial a seção Fatores de Risco.

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Carta aos Leitores

Brasil: uma potência energética global Os anos 2000 vêm sendo muito bons para o Brasil em todas as esferas, mas principalmente para a indústria de energia. Atingimos a autossuficiência na produção de petróleo, exportamos para o mundo inteiro nossa experiência com o etanol e fizemos a maior descoberta em décadas no Ocidente ao encontrarmos as reservas do pré-sal. Sabemos que, na nossa indústria, não existe curto prazo. Esses resultados são fruto de um movimento que começou com a criação da Petrobras, movido pela crença de que o Brasil poderia se tornar de fato uma potência energética global. E esse pensamento se mantém até hoje, mais de 50 anos depois. Passos decisivos nessa direção serão dados pela Petrobras nos próximos anos. Com o apoio de nossos parceiros e cadeia de fornecedores, estamos lançando agora as bases para a produção no pré-sal. Concluímos com sucesso o TLD de Tupi, com resultados muito úteis para o aperfeiçoamento dos sistemas definitivos de produção. O desafio agora é atingirmos, até 2017, a produção de um milhão de barris por dia somente na área do pré-sal. Para isso, iremos investir US$ 33 bilhões entre 2010 e 2014 em exploração, desenvolvimento da produção, infraestrutura e suporte para desenvolver o novo polo. Temos plena confiança de que a Petrobras está preparada para liderar este complexo e desafiador projeto. Não se trata apenas da retirada do petróleo e do gás do fundo do mar, a grandes profundidades. Nosso objetivo é maximizar os frutos dessa descoberta histórica, gerando, a partir dessas reservas, o maior benefício possível para a Companhia e para o país. É por este motivo que estamos ampliando e moder-

nizando nosso parque de refino, com vistas a nos tornarmos exportadores de derivados muito em breve e produzirmos combustíveis com menor teor de enxofre. Estamos também nos preparando para aumentar nossa participação no mercado global de gás natural e energia elétrica. E investindo cada vez mais em pesquisas e na garantia da segurança de todas as nossas operações. Para possibilitar a execução de mais de 600 projetos nos próximos cinco anos, a Petrobras desenvolveu um dos mais ambiciosos planos de negócios da indústria, que prevê um investimento total de US$ 224 bilhões em todas as áreas da Companhia. Mas o legado do pré-sal para o país e para a Petrobras vai além do ciclo produtivo. A mobilização da indústria nacional, com a qualificação dos trabalhadores e a geração de emprego e renda, e o desenvolvimento do parque tecnológico brasileiro são duas premissas das quais a Petrobras não abre mão. Do total a ser investido entre 2010 e 2014, nada menos que US$ 142,2 bilhões serão destinados a compras de bens e serviços no mercado nacional. Essa política terá repercussão direta na demanda por mão de obra, tanto na Petrobras quanto nas indústrias e empresas fornecedoras, com a geração de cerca de 1,5 milhão de novos postos de trabalho. Se existem “gargalos” na indústria da energia no Brasil, eles devem ser identificados e tratados. Representam uma oportunidade de melhoria, e não um empecilho intransponível. Mais do que isso: são a certeza de que estamos apenas no início de uma nova era na história da Petrobras, do Brasil e da indústria.

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petrobras magazine – edição especial de negócios

Petrobras instala a primeira plataforma definitiva na acumulação de Tupi até o fim de 2010.

Roberto Rosa / Banco de Imagens Petrobras

É dada a partida

Transformando a indústria brasileira

Banco de Imagens Petrobras

Petrobras conta com fornecedores nacionais para o desenvolvimento do Polo Pré-sal.

Parcerias para crescer Articulação entre Petrobras, empresas fornecedoras e o meio acadêmico para desenvolver o Polo Pré-sal incentiva o surgimento de um dos mais avançados parques tecnológicos do mundo no setor de energia.

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24 Juarez Cavalcanti / Banco de Imagens Hermes

Gestão de contingência reforça prevenção e assegura soluções rápidas em caso de acidentes.

28 Bruno Veiga / Banco de Imagens Petrobras

Integrar para evoluir

Segurança nas operações

Banco de Imagens Petrobras

Petrobras implanta nova filosofia de trabalho para integrar suas operações.

Rumo ao topo Geraldo Falcão / Banco de Imagens Petrobras

Plano de Negócios 2010-2014 prepara Petrobras para ficar entre as cinco maiores empresas produtoras de petróleo do mundo.

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É dada a partida Petrobras instala a primeira plataforma definitiva na acumulação de Tupi até o fim de 2010.

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Roberto Rosa / Banco de Imagens Petrobras

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A PETROBRAS DEVERÁ COLOCAR EM PRODUÇÃO ATÉ

dezembro deste ano o FPSO Cidade de Angra dos Reis, no pré-sal da Bacia de Santos. Primeira plataforma de produção em escala comercial programada para a área de Tupi, a entrada em operação dessa unidade é um passo importante no planejamento da empresa para desenvolver as grandes acumulações descobertas nos últimos anos abaixo da camada de sal. O FPSO Cidade de Angra dos Reis, afretado da empresa Modec, será ancorado em 2.149 metros de lâmina d´água. De imediato, será ligado ao poço 9-RJS-660 e começará produzindo de 15 mil a 20 mil barris de óleo por dia (bpd). A nova plataforma tem capacidade para produzir até 100 mil bpd e processar até 5 milhões de metros cúbicos de gás/dia. No pico de produção, estará conectada a seis poços produtores de petróleo, um injetor de gás, um injetor de água e, por fim, um capaz de injetar água e gás alternadamente. Com a entrada em operação do Cidade de Angra dos Reis, o FPSO BW Cidade de São Vicente, que realiza o Teste de Longa Duração (TLD) de Tupi por meio do poço 3-RJS-646, será transferido para a área de Tupi Nordeste, onde dará início a um novo TLD. Assim como o BW Cidade de São Vicente, o Cidade de Angra dos Reis continuará a coletar dados técnicos do reservatório até dezembro. A partir da declaração de comercialidade da área de Tupi, prevista para ocorrer no fim de dezembro próximo, o Cidade de Angra dos Reis iniciará a fase denominada Projeto Piloto de Tupi, também interligada ao poço 3-RJS-646, e complementará o objetivo do TLD trazendo informações valiosas de reservatório e de produção, indispensáveis à concepção das demais unidades que irão operar no pré-sal. Essas informações serão fundamentais para as demais áreas do pré-sal, especialmente no que se refere à otimização do número de poços dos projetos para a definição de sua melhor geome-

tria e do tipo de estimulação; para a avaliação do desempenho dos diferentes métodos de recuperação; para a calibração dos estudos de garantia do escoamento do óleo nas linhas submarinas; para a verificação do desempenho dos sistemas submarinos; e para maximizar a eficiência operacional da planta de processamento de gás na plataforma. O Piloto de Tupi testará o desempenho dos diversos métodos de recuperação previstos para o pré-sal, especialmente a Injeção Alternada de Água e Gás (WAG). A planta de processamento tratará o petróleo e separará o gás natural, o CO2 e a água produzidos, que poderão ser utilizados para melhorar a recuperação de petróleo do reservatório, por meio da reinjeção de água do mar depois de extraído o sulfato e da possível reinjeção de gás natural e CO2, ou somente de CO2. O escoamento do gás comercial se dará por um gasoduto de 18 polegadas que ligará o FPSO do Piloto a um conjunto de válvulas submarinas (PLEM) a ser instalado próximo à plataforma de Mexilhão, um campo de gás não-associado localizado na Bacia de Santos. A partir desse ponto, será escoado para a costa, junto com o gás de Mexilhão e de outras áreas, por um gasoduto de 34 polegadas já existente, até à Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em construção pela Petrobras na cidade de Caraguatatuba, no litoral do estado de São Paulo, onde será tratado antes de ser levado ao mercado consumidor. Já o óleo será escoado do FPSO Cidade de Angra dos Reis por navios aliviadores. Até o momento, já foram perfurados seis poços na área de Tupi. Até 2017, a Petrobras espera colocar em operação, no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, 11 unidades de produção, dentre as quais três pilotos de produção nas acumulações de Tupi, Tupi Nordeste e Guará, e oito em locais ainda a serem definidos, como preveem os planos de desenvolvimento da área.

FPSO Cidade de Angra dos Reis tem capacidade para produzir até 100 mil bpd e processar até 5 milhões de metros cúbicos de gás/dia 6

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Elizabeth Dalcin / Banco de Imagens Petrobras

Construção da Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato

O PLANSAL

O desenvolvimento da produção do pré-sal da Bacia de Santos tem características bem diferentes do realizado na Bacia de Campos, nas últimas décadas, não só pelos aspectos exploratórios, mas também devido à expectativa de elevados volumes potenciais de óleo e gás, dispersos ao longo de uma área extensa. O Polo Pré-sal da Bacia de Santos apresenta especificidades que tornam o seu desenvolvimento de modo integrado não só viável, como altamente vantajoso. Os blocos em exploração estão próximos uns dos outros geograficamente, em uma área de cerca de 11,6 mil km², e foram adquiridos simultaneamente em rodadas de licitações promovidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 2000 e 2001. O risco exploratório da área tem se mostrado muito menor do que o geralmente identificado na indústria. Todos os poços exploratórios perfurados no Polo Pré-sal da Bacia de Santos, operados pela Petrobras, até o presente momento, resultaram em descobertas. A conjunção desses fatores permitirá que a Petrobras e seus parceiros (BG, Partex, Shell, Petrogal-Galp, Repsol) desenvolvam as descobertas criando soluções que serão utilizadas em diversas áreas do polo. Com isso, serão otimizadas as estratégias para o desenvolvimento tecnológico, assim como a contratação e a utilização de recursos físicos e financeiros. É com esse objetivo que a Petrobras trabalha de forma integrada na elaboração do Plano

Diretor de Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-sal da Bacia de Santos, o Plansal. O plano engloba o conjunto de estratégias e projetos que deverão ser implantados nos próximos 20 anos. É composto por cinco subprogramas de projetos: Avaliação Exploratória; Desenvolvimento da Produção; Infraestrutura Logística e de Escoamento; Transporte e Utilização do Petróleo; e Transformação e Comercialização do Gás. Esses subprogramas são apoiados por oito planos funcionais: Desenvolvimento Tecnológico; Disponibilização de Recursos Críticos; Disponibilização de Competências; Qualidade, Segurança, Meio Ambiente e Saúde (QSMS); Gestão de Parcerias Operacionais; Aspectos Regulatórios; Otimização de Investimentos; e, por fim, Planejamento Integrado. O Plansal não é um planejamento definitivo e estático. É revisado anualmente, em um processo de permanente incorporação de informações sobre a geologia da área, a produtividade dos reservatórios, o escoamento por linhas submarinas e o desempenho das instalações de produção. Daí a importância da estratégia de a Petrobras instalar testes de longa duração antes do sistema definitivo de produção. Adquirir o máximo possível de informações permitirá à Companhia promover constantes aperfeiçoamentos nas concepções dos projetos, reduzirá incertezas e tornará o planejamento cada vez mais robusto.

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DESENVOLVIMENTO EM ETAPAS

Os subprogramas de Avaliação Exploratória e de Desenvolvimento da Produção serão implementados em duas etapas, denominadas de Fase 0 e Fase 1A. A Fase 0, ou etapa de aquisição de conhecimentos, que se iniciou em 2008 e deverá terminar em 2016, objetiva a delimitação das descobertas, com vistas à melhor caracterização geológica das áreas, conforme previsto nos Planos de Avaliação estabelecidos pela ANP. Além de novos levantamentos e reprocessamentos sísmicos, serão perfurados até 37 poços de delimitação e realizados até 18 testes de longa duração (TLDs). O Piloto de Tupi está inserido nessa etapa. As informações obtidas na Fase 0 serão fundamentais para a definição da Fase 1, ou etapa de desenvolvimento definitivo. Essa fase será subdividida em 1A e 1B. A Fase 1A, prevista para o período 2013 a 2016, tem o objetivo de alcançar uma produção superior a 1 milhão de barris por dia (bpd) de petróleo em 2017, em locações operadas pela Petrobras, e, assim, gerar fluxo de caixa para os projetos da Fase 1B, que terá início em 2017. Nesta fase 1A, serão aplicados os conceitos de produção já dominados pela Petrobras, devidamente adaptados às condições do pré-sal.

FASE 0: AQUISIÇÃO DE CONHECIMENTOS

Essa fase servirá de laboratório de campo para o desenvolvimento de novas tecnologias. Neste momento, serão instalados os dois pilotos de produção antecipados em Guará e Tupi Nordeste, ambos com capacidade para produzir até 120 mil bpd, além de outras oito unidades de produção denominadas replicantes (feitas em série) – cujos cascos serão construídos no Brasil, no Estaleiro Rio Grande – e aptas a produzir até 150 mil bpd cada. A capacidade de processamento de gás natural será de aproximadamente 5 milhões de m³ por dia. Cada sistema estará ligado a cerca de 20 poços, entre produtores e injetores, além de instalações submarinas para o controle e escoamento da produção. A Fase 1B visa a completar o desenvolvimento do Polo Pré-sal com uso intensivo de novas tecnologias a serem viabilizadas. Entre elas, estarão unidades de produção com sondas de perfuração dedicadas; sistemas de completação seca (com a árvore de natal na superfície); injeção alternada de água e gás e/ou CO2 nos reservatórios (WAG) visando ao aumento do fator de recuperação e soluções para a garantia de escoamento do petróleo e do gás. A produção será escoada de acordo com dois subprogramas: o de Infraestrutura

FASE 1: DESENVOLVIMENTO DEFINITIVO 1A

PERÍODO: 2008-2016

PERÍODO: 2013-2016

PERÍODO: a partir de 2016

OBJETIVO: Delimitação das descobertas e caracterização geológica das áreas.

OBJETIVO: produção superior a 1 milhão de barris por dia (bpd) de petróleo em 2017

OBJETIVO: completar o desenvolvimento do Polo Pré-sal com uso intensivo de novas tecnologias

MARCOS: Além de novos levantamentos e reprocessamentos sísmicos, serão perfurados até 37 poços de delimitação e realizados até 18 testes de longa duração (TLDs). O Piloto de Tupi está inserido nessa etapa.

MARCOS: Instalação dos pilotos de produção antecipados de Guará e Tupi Nordeste, ambos com capacidade para produzir até 120 mil bpd, além de outras oito unidades de produção

MARCOS: Entre essas novas tecnologias, estarão unidades de produção com sondas de perfuração dedicadas, sistemas de completação seca e injeção alternada de água e gás e/ou CO2 nos reservatórios

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Roberto Rosa / Banco de Imagens Petrobras

Petróleo do pré-sal possui boas características, como baixo teor de enxofre

Logística e de Escoamento; e o de Transporte e Utilização do Petróleo, com instalação prevista de dois modais de transporte: por navios e dutos. O transporte por navios empregará sistemas que permitam o transbordo de embarcações aliviadoras de posicionamento dinâmico para navios convencionais, os quais transportarão a carga de petróleo até o destino final, dentro ou fora do Brasil. Esta opção atenderá integralmente à necessidade de escoamento da produção prevista para a Fase 1A e, parcialmente, para a 1B. O escoamento por dutos poderá dispor de um conjunto de oleodutos que complementará a capacidade de escoamento para a produção da Fase 1B. Em função de suas boas características, tais como baixo teor de enxofre e produção de derivados com alto grau de valor agregado, o petróleo do pré-sal poderá reduzir significativamente as importações brasileiras de petróleo médio/leve. O gás natural a ser comercializado será escoado por meio dos projetos previstos nos subprogramas de Infraestrutura Logística e de Escoamento e de Transformação e Comercialização de Gás. Inicialmente, o escoamento será feito por um gasoduto marítimo, que interligará Tupi à malha de gás de Caraguatatuba. Posteriormente, será necessário implantar uma nova rota de escoamento, que poderá ser feita por meio de uma planta de gás natural liquefeito embarcado (GNLE) ou de um novo gasoduto para o Terminal de Cabiúnas, situado na Bacia de Campos. Essas alternativas estão sendo avaliadas para subsidiar a futura decisão sobre a melhor opção a ser instalada. O suporte operacional será feito pelo subprograma de Infraestrutura Logística, cuja estratégia básica será a otimização dos custos de apoio. Será necessário instalar portos, aeroportos, anéis de fibra ótica, estações intermediárias para movimentação de fluidos e, eventualmente, uma plataforma intermediária de apoio logístico.

Objetivo do Plansal é produzir mais de 1 milhão de barris por dia em 2017

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FPSOs replicantes serão construídos no Estaleiro Rio Grande

PROGRAMAS E INICIATIVAS

MAIS FÔLEGO À INDÚSTRIA

A Petrobras conta com diversas iniciativas e programas que contribuirão para viabilizar os objetivos almejados para os próximos anos. Como, por exemplo, o Programa de Desenvolvimento de Tecnologias para o CO2 (PRO-CO2), que tem por objetivo viabilizar a captura, o transporte e o armazenamento geológico do dióxido de carbono. Sendo a preservação do meio ambiente, além da segurança operacional, prioridade em todos os projetos, o programa desenvolve iniciativas para não ventilar para a atmosfera o CO2 produzido juntamente com o gás do pré-sal. Um novo modelo de operação denominado GIOp-Gerenciamento Integrado das Operações será aplicado, com foco no monitoramento remoto e integrado das operações, visando à excelência em segurança e eficiência operacional. O Programa Tecnológico para o Desenvolvimento de Reservatórios do Pré-Sal (Prosal) foi criado com o objetivo de maximizar a recuperação de hidrocarbonetos na área, identificar a geometria de poço mais adequada aos reservatórios e garantir que os fluidos produzidos escoem, sem problemas, dos reservatórios produtores até as unidades de produção.

Com a implantação dos projetos do Polo Pré-sal da Bacia de Santos, haverá um aumento significativo da demanda por bens e serviços no Brasil. Com isso, deverão ser geradas grandes oportunidades para o crescimento da indústria nacional, seja pela expansão do parque fabril existente, seja pela criação de novos atores nesse segmento. Uma das estratégias do Plansal que viabiliza essa política de conteúdo nacional é a construção seriada de unidades de produção: a chamada “Fábrica de FPSOs”. É uma iniciativa inédita na indústria de petróleo e gás, que permitirá a antecipação da entrega das unidades e, consequentemente, viabilizará a antecipação da curva de produção e do retorno econômico dos investimentos realizados. Um dos desafios do pré-sal naquela área é a quantidade de poços a serem perfurados. Considerando que, em média, cada unidade de produção das Fases 0 e 1A poderá ser interligada a até 20 poços, haverá algo em torno de 200 poços a serem perfurados nos próximos anos. Com esse intuito, aliado à demanda gerada pelo esforço exploratório e pelo desenvolvimento da produção do extenso portfólio de oportunidades da Petrobras, foram contratadas diversas sondas para operar em águas ultraprofundas e está em processo de licitação a aquisição de até 28 unidades adicionais, a serem contruídas no Brasil, de acordo com a estratégia de todos os equipamentos estarem disponíveis dentro do prazo previsto. Tanto a “Fábrica de FPSOs”, quanto a aquisição de sondas integram um conjunto de estratégias que possibilitarão elevar os índices de conteúdo nacional, gerando escala para promover a expansão da indústria brasileira em termos competitivos. As demandas por bens e serviços para os projetos do pré-sal sustentarão a criação de milhares de novos empregos, a melhoria da qualificação da mão de obra existente e o aumento da renda de diversos setores existentes no país. Nesse contexto, torna-se cada vez mais evidente a valiosa contribuição do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp) nos esforços para maximizar a participação da indústria nacional em bases competitivas e sustentáveis. A Petrobras criou, também, o Programa de Desenvolvimento das Competências para o Pré-sal (Prodesal), com o objetivo de disseminar e perpetuar o conhecimento de sua força de trabalho adquirido sobre o acúmulo de tecnologias desenvolvidas e práticas inovadoras.

José Luis Rodrigues da Cunha/Banco de Imagens Petrobras

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Aquisição de sondas possibilitará elevar os índices de conteúdo nacional

Geraldo Falcão/Banco de Imagens Petrobras

Demandas por bens e serviços sustentarão a criação de milhares de novos empregos, a qualificação da mão de obra e o aumento da renda de diversos setores no Brasil A EXPANSÃO DA BACIA DE SANTOS

Com o pré-sal, as atividades da Petrobras no entorno da Bacia de Santos serão intensificadas nos próximos anos. Para dar apoio ao crescimento da atuação da empresa na região foi adquirida uma área de 25 mil m² no bairro histórico do Valongo, na cidade de Santos, em 2008. No terreno serão construídas três torres, de onde serão coordenadas as operações da bacia. As instalações da futura sede da Unidade de Operações da Bacia de Santos terão capacidade para acomodar cerca de 6 mil pessoas. Com o projeto, em conjunto com outros realizados na região, o bairro passará por profundo processo de revitalização. Será o primeiro prédio com certificação verde da cidade e que prevê, em seu projeto, o uso inteligente de recursos naturais. Esse empreendimento ilustra uma história bemsucedida que começou quando, no início da

década de 2000, a Petrobras decidiu expandir as suas atividades exploratórias para além do núcleo central da Bacia de Campos, intensificando as pesquisas a Norte e Sul daquela área, avançando pelas bacias de Santos e do Espírito Santo. Para o apoio logístico, já são utilizadas, hoje, quatro áreas de apoio aéreo às operações da Bacia de Santos: em Jacarepaguá e Cabo Frio, no Rio de Janeiro; Itanhaém, em São Paulo; e Navegantes, em Santa Catarina. Para apoio marítimo, são utilizadas três outras áreas: porto do Rio de Janeiro e porto de Imbetiba/Macaé, no estado do Rio de Janeiro, e porto de Itajaí, em Santa Catarina Além disso, está sendo considerada a instalação de duas bases logísticas com infraestrutura portuária e aeroportuária em Itaguaí, no Rio de Janeiro, e em parte da base aérea de Santos, no Guarujá, em São Paulo. 2 0 1 0 petrobras magazine

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Transformando a indĂşstria brasileira Petrobras conta com fornecedores nacionais para o desenvolvimento do Polo PrĂŠ-sal.

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A PETROBRAS CONTA COM A CONSOLIDAÇÃO DO

Brasil como um polo fornecedor de bens e serviços de engenharia com padrões internacionais de competitividade. Prova disso é a meta global de 67% de conteúdo local nos novos empreendimentos da Companhia, estipulada no Plano de Negócios 2010-2014. Estão previstas compras no valor de US$ 142,2 bilhões no mercado nacional nos próximos cinco anos, o que representa um nível de contratação anual no país de cerca de US$ 28,4 bilhões. Investimentos no Brasil (US$ Bilhões) Investimentos no Brasil

Colocação no Mercado Nacional

Conteúdo Nacional (%)

E&P

108,2

57,8

53%

Abastecimento

78,6

62,8

80%

Gás e Energia

17,6

14,4

82%

Distribuição

2,3

100%

PBio

2,3

100%

3,3

2,6

80%

213,3

142,2

67%

Área de Negócio

Corporativo Total

+ US$ 46,4 BILHÕES DE PARCEIROS

A maior prova da confiança que a Petrobras deposita na indústria nacional reside no fato de que um dos recursos mais críticos para a exploração do pré-sal, a contratação de sondas de perfuração para águas profundas, está centralizada no mercado brasileiro. Está prevista a construção, no Brasil, de 26 sondas até 2014 (serão 53 até 2020), com conteúdo nacional crescente. Dois outros programas demonstram os esforços que a Petrobras vem empreendendo para estimular a indústria nacional: o Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef) e o Programa de Mobilização da Indústria de Petróleo e Gás Natural (Prominp). PROMINP

O Programa de Mobilização da Indústria de Petróleo e Gás Natural (Prominp), que possui estratégias focadas no fortalecimento da com-petitividade da indústria nacional e na geração de empregos, também tem obtido resultados significativos. O aumento do conteúdo nacional na execução de projetos passou de 57%, em 2003, para 75% em 2009. O crescimento representou encomendas adicionais de US$ 17,8 bilhões no mercado nacional, gerando 755 mil empregos no período.

Fonte: Plano de Negócios Petrobras 2010-2014 Alunos do Prominp

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Prominp forma novos profissionais para a indústria

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Através do Plano Nacional de Qualificação Profissional (PNQP), com um investimento de aproximadamente R$ 260 milhões, o Prominp vai formar, até o final de 2010, 78 mil profissionais em cursos ligados às atividades do setor de petróleo e gás natural, em 15 estados do país. Segundo o coordenador executivo do Prominp, José Renato de Almeida, até o ano de 2013, devido aos investimentos na área do Pré-Sal, a demanda de qualificação profissional será de 207 mil pessoas, sendo boa parte ligada à indústria naval. A necessidade de novos profissionais é mensurada de acordo com o Plano de Negócios da Petrobras, cuja média de investimento anual cresceu mais de sete vezes desde 2003. Passou de US$ 5,8 bilhões para US$ 42,4 bilhões em 2010. “Isso significa para a indústria uma oportunidade e um desafio sete vezes maiores. Para conseguir fazer isso no Brasil, com empresas nacionais, é fundamental um alto nível de competitividade, de forma a prover os serviços necessários a esses projetos”, afirma o coordenador do Prominp. PROMEF

O Promef tem como principal objetivo oferecer condições para os estaleiros nacionais conquista-

rem competitividade em nível global. O programa determina que a construção dos navios ocorra no Brasil com um índice de nacionalização mínimo de 70%. “O Promef é o exercício de uma política industrial. O Brasil, hoje, tem a 4ª maior carteira de encomendas de petroleiros do mundo. O objetivo é caminhar no mesmo sentido de sustentabilidade da Petrobras, para que os estaleiros exportem navios e adquiram novos clientes”, diz o gerente executivo do Promef, Arnaldo Arcadier. O programa recebeu um investimento de US$ 4,7 bilhões em suas duas primeiras fases (Promef I e II), tendo gerado cerca de 200 mil empregos entre diretos e indiretos. O Promef III, que deve iniciar os processos de licitação entre 2012 e 2013, levará em conta as demandas do pré-sal e a entrada em funcionamento das quatro novas refinarias do Nordeste (Pernambuco, Ceará, Maranhão e Rio Grande do Norte) e do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). O esforço de resgatar a tradição e a qualidade da indústria naval brasileira já rendeu frutos. Em agosto de 2010, durante um seminário no evento Navalshore, um grupo de fornecedores da Japanese Marine Equipment Association (JSMEA) apresentou seus produtos e demonstrou interesse

O esforço de resgatar a tradição e a qualidade da indústria naval brasileira já rendeu frutos 2 0 1 0 petrobras magazine

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em participar do Promef. Alguns deles já fornecem para a Transpetro, subsidiária da Petrobras, e pretendem investir no Brasil por conta da reativação da indústria local de construção naval. Ao investir em programas como o Promef e o Prominp, a Petrobras busca contribuir para a revi-

talização da indústria brasileira, estagnada desde a década de 90. Dessa forma, o esforço de introduzir conteúdo nacional nas demandas da Companhia irá contribuir para a consolidação do segmento naval no Brasil, país que tem hoje o maior programa de investimentos offshore do mundo.

Encomendas do PROMEF:

Dos 49 navios das duas primeiras fases do Promef, 46 já foram licitados e contratados. Os últimos três navios estão em fase final de licitação: • 10 navios Suezmax – US$ 1,2 bilhão • 5 navios Aframax – US$ 693 milhões • 4 navios Panamax – US$ 468 milhões • 9 navios de produtos – US$ 552,5 milhões • 4 navios aliviadores Suezmax DP – US$ 746 milhões • 3 navios aliviadores Aframax DP – US$ 477 milhões • 3 navios de bunker – US$ 46 milhões Encomendas com o resultado definido, à espera da assinatura dos contratos: • 3 navios gaseiros – US$ 536 milhões Encomendas em fase final de licitação: • 3 navios de produtos Total já contratado: US$ 4,7 bilhões Estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ) Ari Versiani/Banco de Imagens Petrobras

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O Estaleiro Atlântico Sul O Estaleiro Atlântico Sul S.A., criado em novembro de 2005 na região de Suape, em Pernambuco, é o maior estaleiro do Hemisfério Sul. Detém a maior carteira de encomendas do Promef, 22 navios. O empreendimento, um marco na revitalização da indústria naval no Brasil, gerou cerca de 60 mil empregos, entre diretos e indiretos. O EAS recebeu investimentos de R$ 1,4 bilhão e tem capacidade instalada de processamento da ordem de 160 mil toneladas de aço por ano. O estaleiro tem como sócios brasileiros os grupos Camargo Corrêa e Queiroz Galvão e a empresa PJMR. A sócia internacional é a sul-coreana Samsung Heavy Industries (SHI).

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Parcerias para crescer Articulação entre Petrobras, empresas fornecedoras e meio acadêmico para desenvolver o Polo Pré-sal incentiva o surgimento de um dos mais avançados parques tecnológicos do mundo no setor de energia. 18

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A ARTICULAÇÃO DA PETROBRAS COM O MEIO

acadêmico e fornecedores de bens e serviços tem sido fundamental para o desenvolvimento das soluções tecnológicas necessárias aos negócios da Companhia. Aperfeiçoadas ao longo dos anos, e agora ainda mais estimuladas pelos imensos desafios do pré-sal, essas parcerias têm provocado uma verdadeira revolução nas instituições de pesquisa brasileiras e estão propiciando o surgimento, no Brasil, de um dos mais avançados parques tecnológicos do mundo nos segmentos de petróleo, gás e energia. Com o pré-sal, a escala e a complexidade das demandas da Petrobras têm crescido constantemente. Em função disso, fornecedores tradicionais, incluindo grandes multinacionais, estão procurando a Companhia para estabelecerem parcerias de longo prazo para fornecerem bens e serviços, muitas vezes envolvendo tecnologias avançadas. Para o desenvolvimento destas tecnologias, a Petrobras estimula estas empresas a construírem centros de pesquisas no Brasil, em locais próximos a suas instalações e universidades parceiras, intensificando a integração e a troca de conhecimentos. As parcerias também resultam na criação de empregos e na formação de mão-de-obra brasileira altamente qualificada para o setor. Este incentivo está sendo especialmente bem sucedido no Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), localizado próximo ao Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes). O parque já recebeu o anúncio da construção de centros de pesquisa de pelo menos três importantes fornecedoras de equipamentos e serviços na área de petróleo e gás: FMC Technologies, Schlumberger e Baker Hughes. As empresas são líderes de mercado nas suas atividades e irão investir milhões de dólares em instalações e pesquisas, principalmente voltadas a exploração e produção offshore. Entre estas pesquisas previstas, está o teste de integração do primeiro sistema de separação submarina água-óleo (SSAO), fruto de um acordo de cooperação tecnológica entre a Petrobras e a FMC. O sistema está em fase de construção no

exterior e, depois de concluído, será montado na futura unidade de teste em escala real da FMC no parque. A UFRJ avalia, ainda, a solicitação de outras empresas que têm interesse em instalar seus centros no parque, além de já ter confirmada a construção de um centro de P&D da Usiminas. Esse movimento vem se ampliando: General Electrics (GE), IBM e Cameron são outras empresas que já anunciaram a intenção de construir centros de pesquisa junto a universidades brasileiras, além de firmar acordos de cooperação tecnológica com a Petrobras. “Atualmente, o Parque Tecnológico da UFRJ é o único que tem acordos firmados e anunciados com empresas que fornecem bens e serviços para a Petrobras, mas outros acordos certamente serão estabelecidos ao longo dos próximos anos”, afirma o gerente executivo do Cenpes, Carlos Tadeu da Costa Fraga. COLABORAÇÃO EM REDE A Petrobras é, hoje, a empresa que mais investe em pesquisa e desenvolvimento no Brasil. Entre 2007 e 2009, U$ 2,5 bilhões foram destinados a essa área, na busca por soluções tecnológicas para os desafios da Companhia. Estes investimentos devem chegar a US$ 5,1 bilhões entre 2010 e 2014. Investimentos da Petrobras em P&D entre 2007 e 2009, por área 4%

3% 3%

Produção Abastecimento

10%

Exploração

47%

Meio Ambiente Biocombustíveis Gás & Energia

12%

Outros

21%

Devido ao pré-sal, a escala e a complexidade das demandas da Petrobras têm crescido 20

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A inovação como diferencial tem sido um dos pilares para a obtenção de resultados pela Petrobras Além de desenvolver pesquisas internamente e incentivar empresas parceiras, a Petrobras trabalha em articulação com universidades e institutos de pesquisa. De 2006 a 2009, a Companhia investiu cerca de US$ 200 milhões anualmente em parcerias com essas instituições. Estes investimentos são estimulados por uma cláusula presente nos contratos de concessão de exploração e produção entre a Petrobras e a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), que prevê que pelo menos 1% da receita bruta gerada pelos campos de grande rentabilidade ou grande volume de produção deve ser investido em pesquisa e desenvolvimento. Para que estes recursos pudessem ser aproveitados de forma adequada, a Petrobras criou, em 2006, o modelo das Redes Temáticas. Cada rede abrange diversas universidades e instituições de pesquisa, que atuam, de forma integrada e sob coordenação da Petrobras, voltados para temas definidos pela Companhia. Atualmente, existem 50 redes, nas quais cerca de 100 instituições de P&D trocam experiências, compartilham infraestrutura e desenvolvem atividades de pesquisa. No início, o maior volume de recursos foi destinado à melhoria da infraestrutura dos laboratórios, que passaram a ter padrão equivalente ao dos melhores laboratórios no mundo. Com a capacidade física já instalada, tem aumentado de forma constante o valor empregado na realização dos projetos de pesquisa e na qualificação dos pesquisadores. Alguns resultados dessa estratégia já podem ser percebidos na prática. Um exemplo é a pesquisa desenvolvida no Laboratório de Corrosão e Ensaios Não Destrutivos (LNDC), da UFRJ, que faz parte da Rede Tecnológica de Materiais e Controle da Corrosão e tem contribuído para os estudos de definição dos materiais mais adequados para os equipamentos que serão empregados nos campos do pré-sal. Por meio da estratégia das Redes Temáticas, a área laboratorial construída nas universidades brasileiras já é cerca de quatro vezes maior que a área existente do Cenpes. E, em função

das parcerias com estas instituições, para cada pesquisador do Cenpes há cerca de nove pesquisadores trabalhando em projetos de interesse da Petrobras na academia brasileira.

Técnico trabalhando no Laboratório de Corrosão e Ensaios Não Destrutivos (LNDC)

Leonardo Borba / Banco de Imagens Petrobras

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O Centro de Pesquisas da Petrobras também está sendo preparado para os desafios dos próximos anos. O espaço físico está sendo duplicado, conforme projeto arquitetônico que é referência em ecoeficiência e propicia espaços colaborativos que incentivam a inovação. Além das instalações

no Rio de Janeiro, o Cenpes conta com cinco núcleos experimentais instalados junto a unidades operacionais da Companhia, para testes em escala semi-industrial, possibilitando maior aproximação entre pesquisa e atividades industriais (veja figura abaixo).

Instalações de P&D da Petrobras e focos de pesquisa

BIOLUBRIFICANTES Fortaleza (CE) BIOCOMBUSTÍVEIS Guamaré (RN) GARANTIA DE ESCOAMENTO E PROCESSAMENTO Aracaju (SE) TECNOLOGIA DE POÇO Taquipe (BA)

CENPES Rio de Janeiro (RJ)

REFINO São Mateus do Sul (PR)

Reconhecimento internacional Desde o sucesso inicial em exploração e produção em águas profundas na Bacia de Campos, a Petrobras é reconhecida internacionalmente pelo seu desenvolvimento tecnológico. A estratégia tecnológica atual, com a intensificação dos investimentos em instituições de C&T e a crescente cooperação tecnológica com parceiros, vem evidenciando ainda mais esse reconhecimento. Não por acaso, a Companhia foi considerada a quinta empresa mais admirada do setor de petróleo, sendo a primeira no quesito “inovação”, de acordo com ranking da revista Fortune divulgado em março deste ano. O reconhecimento provém da opinião de altos executivos de empresas de todo o mundo e de analistas financeiros ouvidos para a elaboração do ranking, publicado anualmente. Já o ranking das “50 Empresas Mais Inovadoras do Mundo”, divulgado em abril pela revista Bloomberg Business Week em parceria com o Boston Consulting Group, destaca a Petrobras como 41ª empresa mais inovadora. É a única empresa do Hemisfério Sul e também a única do setor de óleo e gás a constar nessa lista, que levou em consideração uma pesquisa com altos executivos e os resultados financeiros das empresas.

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O Parque Tecnol贸gico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)

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Segurança nas operações

Juarez Cavalcanti / Banco de Imagens Petrobras

Gestão de contingência reforça prevenção e assegura soluções rápidas em caso de acidentes.

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PARA AUMENTAR A SEGURANÇA DE SUAS OPERAÇÕES

em terra e no mar, a Petrobras conta com a atuação integrada e sinérgica de suas unidades operacionais e áreas e trabalha em articulação com instâncias governamentais, fornecedores, outras empresas de energia e comunidades do entorno de suas instalações. Além disso, a Companhia participa da elaboração do Plano Nacional de Contingência, a ser instituído ainda este ano no Brasil, por decreto presidencial. Internamente, cada unidade da Petrobras, seja refinaria, terminal, ou o conjunto de plataformas e ativos na Bacia de Campos, por exemplo, tem um Plano de Resposta a Emergência que define o que fazer no caso de cada possível cenário de incidente ou acidente e estipula os recursos necessários e a respectiva quantidade de que a unidade deve dispor para atuação local. Em âmbito mais amplo, a Petrobras tem um Plano de Contingência Regional que contempla o Brasil dividido em seis regiões – Amazônia; Pernambuco e Maranhão; Bahia, Sergipe e Alagoas; Rio de Janeiro, Espírito Santo e Minas Gerais; São Paulo e Centro-Oeste; Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul – e prevê o intercâmbio de recursos entre unidades. Dão suporte às ações deste plano os dez Centros de Defesa Ambiental (CDAs) da Companhia espalhados pelo Brasil, os quais contam com pessoal treinado e de prontidão 24 horas por dia para atuar em casos de derrames de óleo. O CDA de São Paulo, devido a sua proximidade em relação ao Aeroporto Internacional de Guarulhos, o maior do Brasil, também dá suporte a unidades da Petrobras no exterior. Bases Avançadas dos CDAs, muitas vezes localizadas em áreas inóspitas do Brasil, reforçam a estratégia de segurança da Petrobras. No caso de os recursos regionais não serem suficientes, é posto em prática o Plano de Contingência Corporativo, que tem mapeada toda uma rede de relacionamento com outras empresas de energia, fabricantes de equipamentos, voluntários cadastrados treinados para atuar em caso de emergências, instâncias governamentais e nãogovernamentais. “O objetivo é mobilizar todas as instâncias de forma rápida e eficaz. Contratos ou acordos nacionais e internacionais são um reforço a mais e possibilitam, por exemplo, o apoio de empresas como a Clean Caribbean & Américas (CCA) no caso de ocorrências nos EUA e na América Latina e da Oil Spill Response (OSR) em

ocorrências na África e no Oriente Médio”, explica o gerente setorial de Contingência da Petrobras, Marcio José de Macedo Dertoni. Somente nos CDAs, onde trabalham cerca de 300 técnicos, a Petrobras dispõe de 200km de barreiras de contenção, 100km de barreiras absorventes, 85km de mantas absorventes, 200 mil litros de dispersante, 40 mil kg de biorremediadores, 350 tanques infláveis, 222 recolhedores de óleo portáteis, além de 130 barcos de apoio e 30 embarcações de grande porte, entre outros recursos. AÇÕES DE RESPOSTA

Tendo interface com os três planos, vigora na Petrobras, desde 2006, o Projeto Estratégico de Excelência em SMS, que tem como pilares gestão integrada de SMS; ecoeficiência de operações e produtos; prevenção contra acidentes, incidentes e desvios; saúde dos trabalhadores; prontidão para atuar em situações de emergência, e minimização de riscos e passivos. Nesse projeto, estão previstas ações que reforçam a capacidade de resposta da empresa a derramamentos de óleo de qualquer proporção. Primeiramente, adota-se o Incident Command System (ICS), sistema de gerenciamento de incidentes desenvolvido nos EUA que objetiva responder de maneira integrada e sustentável, sem impedimentos de jurisdições políticas e alfandegárias, a qualquer tipo de acidente. Nesse caso, padronizam-se terminologias, comunicação e procedimentos, integrando planejamento, logística, operações, finanças, segurança e informações. O compartilhamento de recursos materiais e humanos, entre diferentes instâncias e empresas, deve estar internalizado em cada um dos pares e ser feito de forma rápida. Afinal, no caso de um acidente de grandes proporções, seria muito pouco provável que uma empresa tivesse todos os recursos necessários disponíveis na quantidade necessária no exato local do ocorrido, sem precisar deslocá-los de outro endereço para lá. Fica valendo, também, a internalização de recursos em regime de excepcionalidade para que, em caso de necessidade, não haja demora na liberação de equipamentos importados e na concessão de vistos para especialistas trazidos do exterior para atuar nas contingências. Redimensionam-se os recursos de todos os CDAs da Petrobras, tendo em vista a internacionalização da Companhia, a criação prevista de novas unidades e a possível incorporação de outras. Para

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tanto, mais equipamentos serão adquiridos. Vale lembrar que, como afirma o consultor técnico da área de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da Petrobras Marcus Vinícius Lisboa Brandão, “hoje, a Petrobras sozinha tem mais recursos materiais e humanos disponíveis do que todas as empresas internacionais que atuam em caso de derrames de óleo, com exceção da MSRC, porque trabalha em associação com cerca de outras 50 empresas de menor porte”. A capacidade de resposta da Petrobras a acidentes e o acionamento de todas as possíveis instâncias envolvidas para atuação em rede, já avaliados periodicamente, passam a ser testados também por meio de exercícios simulados, para que sejam asseguradas soluções rápidas e eficazes em contingências reais. Novas tecnologias passam a ser buscadas para modelar manchas de óleo cada vez melhor, isto é, definir com mais precisão sua origem, sua trajetória e seu destino, o que agiliza o trato da questão. O intercâmbio constante mantido com outras empresas de energia do mundo contribui para a atualização de todos os pares. E o compromisso com a inovação e a tecnologia de ponta também na prevenção de acidentes se mantém, por intermédio

do centro de pesquisas e desenvolvimento da Petrobras (Cenpes) e de parcerias com universidades e outros institutos de P&D em todo o mundo. Por fim, trabalha-se em articulação total com o governo brasileiro para que, em emergências, estejam previamente autorizadas medidas excepcionais que não podem ser morosas, de modo que os impactos gerados sejam os menores possíveis. Todas essas iniciativas ocorrem em sintonia com o Plano Nacional de Contingência em finalização no Brasil, de cujas discussões a Petrobras participa, por intermédio do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis. A Petrobras também participa das discussões de elaboração do Plano Nacional de Prevenção, Preparação e Resposta Rápida a Emergências Ambientais com Produtos Químicos Perigosos, o qual, dentre outras medidas, objetiva regrar melhor o uso de dispersantes de óleo in situ, alternativa muitas vezes descartada no Brasil devido à falta de clareza na regulamentação. Como se vê, a Petrobras está equipada para atuar em caso de incidentes e acidentes de grandes proporções, informada em relação à vanguarda da tecnologia mundial, de modo a adquirir e/ou desenvolver o que há de melhor nesse âmbito, e apta

Treinamento de contenção de acidentes na Amazônia Bruno Veiga / Banco de Imagens Petrobras

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Thelma Vidales / Banco de Imagens Petrobras

Terminal da Ilha D’água (RJ)

Petrobras participa da elaboração do Plano Nacional de Contingência, a ser instituído ainda este ano no Brasil a atuar em rede com instâncias governamentais, fornecedores de bens e serviços e outras empresas de energia no Brasil e no exterior por conta de parcerias e contratos internacionais. Essa é a sua segurança em um negócio que, por envolver petróleo e gás, é de risco e onde todo o cuidado é pouco. Além disso, lança mão de uma importante ferramenta. “A Companhia trabalha intensamente para reduzir riscos, controlar desvios, diminuir a quantidade de acidentes, tornar suas respostas mais eficientes e rápidas e atuar em rede de forma sinérgica. Destaca-se, no setor de energia mundial, principalmente nos âmbitos da prevenção e da capacidade de resposta. E, para isso, é necessária uma gestão eficaz, o que hoje temos e estamos continuamente aperfeiçoando”, finaliza o gerente de Articulação e Contingência da área de SMS da Petrobras, Jayme de Seta Filho.

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Um dos dez Centros de Defesa Ambiental da Petrobras

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AndrĂŠ Valentim / Banco de Imagens Petrobras

Integrar para evoluir 28

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Petrobras implanta nova filosofia de trabalho para integrar suas operaĂ§Ăľes. 2 0 1 0 petrobras magazine

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Banco de Imagens Petrobras

Centro de Suporte à Decisão na atividade de construção de poços

COM O CRESCIMENTO E A DISPERSÃO GEOGRÁFICA

das atividades, além da complexidade cada vez maior das operações nos últimos anos, a Petrobras prepara-se para um salto ainda maior na forma de trabalhar e no gerenciamento de suas operações. A mudança se propõe a integrar um conjunto de ferramentas e sistemas gerenciais criados principalmente ao longo da última década. Para que isso aconteça, a empresa começa a implantar uma nova filosofia de trabalho e gerencial: o Gerenciamento Integrado de Operações – GIOp. Todas as boas práticas e lições aprendidas na longa caminhada da Petrobras para se tornar referência mundial em exploração e produção de petróleo em águas profundas, nas últimas décadas, contribuíram para que a sua área de exploração e produção possa, agora, enfrentar os enormes desafios definidos em seu ambicioso Plano Estratégico 2020. O desenvolvimento das grandes acumulações de hidrocarbonetos descobertas na camada pré-sal da Bacia de Santos é um bom exemplo desses desafios e das oportunidades que a Companhia tem pela frente. Ao mesmo tempo, o plano estratégico estabelece que a produção total de petróleo e gás da Petrobras deverá ser superior a 5 milhões de barris de óleo equivalente por dia até 2020. É uma meta ousada, que exigirá formas inovadoras de gerenciamento e de trabalho. O conceito básico dessa nova filosofia é a integração das operações, com foco em pessoas, pro30

cessos e tecnologia, com o objetivo de aumentar a segurança operacional, a eficiência e reduzir custos. Com o foco nas pessoas, a Petrobras espera estimular uma forma de trabalhar mais colaborativa, que elimine interfaces e barreiras. Em relação aos processos, a Companhia entende que é necessário redefini-los e simplificá-los. E, sempre que possível, integrar disciplinas e planejar em terra, já que a maior parte de suas atividades é no mar, além de adotar prioritariamente a manutenção preventiva. Em relação à tecnologia, o GIOp privilegiará soluções cada vez mais inteligentes e inovadoras, dando preferência a tecnologias já existentes. Prevê, também, a adoção de tecnologias desenvolvidas por parceiros, tanto da indústria de petróleo e gás, quanto de universidades. Para alcançar esses objetivos, a área de Exploração e Produção contará com a participação de importantes parceiros tecnológicos. Entre estes, o Centro de Pesquisas da própria Petrobras (Cenpes) e universidades nacionais e internacionais, como a Norwegian University of Science and Technology (NTNU). Além disso, contará com o reforço intelectual da Cambridge Energy Research Associate (Cera), consultoria independente norte-americana que faz análise de implantações de projetos em grandes empresas. As unidades operacionais da Companhia já começaram a implantar essa nova filosofia de trabalho. Uma das prioridades no cronograma de

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O Gerenciamento Integrado de Operações (GIOp) tem como objetivo aumentar a segurança operacional, a eficiência e reduzir custos implantação foi, inicialmente, atender aos novos desafios para o desenvolvimento do Polo Pré-sal na Bacia de Santos. No primeiro trabalho em conjunto, a Cera já avaliou como excelente, por exemplo, o projeto conceitual do Piloto do GIOp para a Unidade de Operações da Bacia de Santos. PRINCIPAIS ÁREAS AFETADAS

O GIOp promoverá a integração das informações na área de Exploração de petróleo da empresa, criando um ambiente colaborativo que englobará geologia, geofísica, perfuração exploratória, laboratórios, gestão de projetos e SMS. Os ganhos esperados com essa nova forma de trabalhar serão o melhor acompanhamento dos processos exploratórios, a racionalização das atividades e a redução dos custos operacionais e de investimentos. Na área de Produção, o objetivo será a integração dos processos próprios da produção de petróleo e das interfaces com o gerenciamento das outras áreas, de modo a aumentar a segurança, a eficiência operacional, para melhorar o fator de recuperação (volume de petróleo extraído dos reservatórios), e reduzir custos de operação e investimentos. Outra área que deverá ser beneficiada será a construção de poços, com o objetivo de reduzir o tempo de construção. Para isso, entre outras coisas, serão modernizados os Centros de Suporte à Decisão, que possibilitam o monitoramento remoto, a modelagem e o controle dos processos em tempo real nas operações de perfuração e intervenção em poços. Na área de instalação e manutenção de sistemas submarinos de produção de petróleo, serão promovidos o aprimoramento do já existente Centro de Controle Integrado, assim como a programação e o monitoramento das operações de engenharia submarina, com ênfase nas atividades das embarcações de apoio. Essas mudanças se propõem a otimizar o atendimento às demandas dos diversos ativos de produção da empresa. Outro objetivo é disponibilizar, em tempo real, informações de todas as etapas do processo de for-

necimento e transporte de materiais para as diversas áreas de exploração e produção. Com isso, a área operacional da empresa poderá planejar, controlar e ajustar seus processos, a fim de priorizar o atendimento às suas demandas logísticas. Mais que uma ferramenta de trabalho, o GIOp é uma mudança cultural que permeará transversalmente toda a cadeia de valor da área de Exploração e Produção da Companhia, preparando-a para cumprir sua visão empresarial de tornar-se uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo.

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Sala de visualização sísmica 3D

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Bruno Veiga / Banco de Imagens Petrobras

O GIOp cria um ambiente colaborativo e multidisciplinar

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Lições aprendidas O GIOp deverá, ao longo dos próximos anos, integrar ferramentas e sistemas gerenciais de exploração e produção de petróleo no País já desenvolvidos pela Companhia nas últimas décadas. Abrange salas de realidade virtual, centros que controlam as operações, equipamentos que monitoram plataformas a distância, entre outras tecnologias. Caberá ao GIOp coordenar tudo isso, de forma a possibilitar uma visão integrada de todo o processo produtivo da área. Entre as ferramentas e sistemas desenvolvidos pela Companhia nos últimos anos que serão integrados, incluem-se: • Monitoração e Controle de Processos – A trajetória da Petrobras, até chegar ao estágio atual de automação, teve início nos anos 80, época em que a Companhia introduziu os primeiros sistemas de Monitoração e Controle de Variáveis de Processos. O aprendizado culminou, em 1996, com a instalação da primeira plataforma automatizada, no campo de Ubarana, no Rio Grande do Norte. Na Bacia de Campos, esse processo ocorreu com a instalação, em 1998, do cabo submarino integrado de energia elétrica e telecomunicações no Polo Nordeste e do anel de fibra ótica com perímetro de 490 km. Era a espinha dorsal para outras redes de acesso por radiovisibilidade que atendem, hoje, 83 unidades de produção da Companhia. Em 2000, foi montada uma base tecnológica para possibilitar acesso seguro e em tempo real às informações operacionais integradas nas plataformas. Nascia ali o Plant Information, que posteriormente seria disseminado pela Companhia. • Processamento de Alto Desempenho de Dados – Dali em diante, muitas outras ferramentas e sistemas gerenciais surgiram. Em 2001, foi inaugurada a primeira sala de visualização 3D da Companhia. Com o objetivo de dar suporte aos estudos de caracterização de reservatórios de petróleo, outras salas do gênero foram inauguradas em diversas regiões do Brasil. • Monitoração integrada de campos – Com a crescente inter-relação das diferentes disciplinas nos processos de E&P e a necessidade de tomar decisões de forma integrada, a Petrobras começa a implantar, a partir de 2006, seis projetos-pilotos de Gerenciamento Digital Integrado, o GeDIg. Essa iniciativa permitiu avaliar diferentes tecnologias e melhorar a monitoração e o controle das operações diárias de produção, com uma visão integrada dos campos. No ano seguinte, foi instalado o Centro de Controle Operacional (CCO) na Bacia de Campos, com o objetivo de facilitar as decisões de controle da produção em toda a bacia. Já em 2008, foram instaladas, na sede da Bacia de Campos, salas que permitem o monitoramento e controle remoto das operações offshore, as SCR. Essas salas garantem maior interação com os Centros de Gerenciamento Digital Integrado e as Salas de Controle das Plataformas, facilitando a tomada de decisões e o envolvimento imediato dos especialistas em terra. • Construção de Poços – Em 2006, foram criados os Centros de Suporte à Decisão (CSD), que permitem monitoração remota, modelagem e controle de processos em tempo real nas operações de perfuração e intervenção em poços. Essa nova abordagem aumentou a segurança e a eficiência, além de reduzir tempo, riscos e custos nessas atividades. • Integridade das instalações – Ainda em 2006, começou a ser implantado um projeto-piloto de Manutenção Baseada na Condição, que consiste no acompanhamento, sistemático e em tempo real, das variáveis e dos parâmetros que indicam o desempenho de turbinas, geradores, compressores e bombas. Dois anos depois, foi implantado o Centro Integrado de Monitoramento de Turbomáquinas (CIM-TBM). Esses projetos buscam definir a necessidade de intervenção em equipamentos críticos, permitindo a realização de ações preventivas e contribuindo para que operem por mais tempo.

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Geraldo Falcão / Banco de Imagens Petrobras

Plano de Negócios 2010-2014 prepara Petrobras para ficar entre as cinco maiores empresas produtoras de petróleo do mundo.

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especial PLANO DE NEGÓCIOS

A PRODUÇÃO TOTAL DE ÓLEO E GÁS DA PETROBRAS,

incluídos os campos de petróleo no Brasil e no exterior, deverá aumentar da média diária de 2,7 milhões de barris de óleo equivalente (boe), este ano, para 3,9 milhões em 2014 e para 5,3 milhões em 2020. As projeções são do Plano Estratégico 2020 da Companhia, que fixa um crescimento de 9,4% ao ano para a produção de petróleo entre 2010 e 2014 e de 7,1% ao ano entre 2010 e 2020. A estratégia da empresa é chegar a 2020 como uma das cinco maiores empresas produtoras de petróleo do mundo. O investimento total da Companhia nos próximos cinco anos, abrangendo todas as áreas de negócios, atingirá US$ 224 bilhões, dos quais US$ 212,3 bilhões (95%) serão aplicados no Brasil e US$ 11,7 bilhões, no exterior. Esse volume de recursos garantirá, entre outras aplicações, a execução de 686 projetos. Do total a ser investido, US$ 31,6 bilhões corresponderão a projetos novos. “Nenhuma outra grande empresa tem um programa de crescimento da produção de petróleo e gás tão acelerado”, anunciou o presidente da

Companhia, José Sergio Gabrielli de Azevedo, ao lançar o Plano de Negócios da Petrobras para os próximos cinco anos. A área de Exploração e Produção da empresa continuará a absorver a maior fatia dos recursos programados. Serão US$ 118,8 bilhões, entre 2010 e 2014, englobadas as aplicações no Brasil e nos demais países onde a Petrobras atua. Esse volume de investimentos corresponde a 53% do total programado para toda a Companhia. As aplicações na Área Internacional, nos próximos anos, corresponderão a 5% dos investimentos totais programados pela empresa. Serão, basicamente, projetos voltados para o desenvolvimento da produção no Golfo do México, na Costa Oeste da África e nos países onde a Petrobras atua na América Latina. As atividades exploratórias fora do Brasil estarão concentradas na área do Atlântico. Como consequência, principalmente, do crescimento acelerado da produção, os investimentos no segmento de refino, transporte e comercialização (RTC), totalizarão, proporcionalmente, o

A estratégia da Petrobras é chegar a 2020 como uma das cinco maiores produtoras de petróleo do mundo Ehder de Souza / Banco de Imagens Petrobras

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maior aumento percentual em relação ao Plano de Negócios anterior. Serão US$ 73,6 bilhões, no período, 69,5% a mais que o valor nominal do PN 2009-2013, divulgado em janeiro do ano passado, que previa aplicações de US$ 43,4 bilhões. A expectativa da empresa é chegar a 2014 com uma capacidade de refino de 2,26 milhões de barris por dia. E a 3,19 milhões de bpd em 2020. A área de gás e energia é outra cujos investimentos foram bastante aumentados do plano de negócios anterior para o atual. Enquanto o PN 2009-2013 reservava US$ 11,8 bilhões para esse segmento, o de 2010-2014 prevê aplicações de US$ 17,8 bilhões, o que corresponde a um aumento de 50,8%. APOSTA NA INDÚSTRIA NACIONAL

Uma decisão estratégica importante da Companhia, ao formular o novo Plano de Negócios, foi dar prioridade à indústria brasileira na elaboração dos projetos a serem executados. Do total a ser investido entre 2010 e 2014, nada menos que US$ 142,2 bilhões serão destinados a compras de bens e serviços no mercado nacional. Essa cifra é 40% maior que a prevista no PN 2009-2013, que destinava US$ 100,9 bilhões para as indústrias e empresas prestadoras de serviço brasileiras. Essa estratégia deverá ter enorme repercussão em diversos setores produtivos da indústria nacional. Serão, na média, US$ 28,4 bilhões por ano de aquisições no mercado interno, com reflexos não só na produção, como também de empregos no País. Na média, os projetos programados terão mais de dois terços de conteúdo nacional, ou 67%. Essa política de investimentos terá repercussão direta na demanda por mão de obra, tanto na Petrobras quanto nas indústrias e empresas fornecedoras de bens e serviços. O novo Plano de Negócios calcula que, entre 2010 e 2014, esses investimentos terão gerado 1 milhão 456 mil novos postos de trabalho, dos quais 380 mil na própria Companhia, 542 mil nas empresas fornecedoras e 534 mil decorrentes do aumento do consumo gerado pela renda dos empregos criados. INVESTIMENTOS EM E&P

Dos US$ 108,2 bilhões previstos para a área de Exploração e Produção no Brasil, US$ 77,9 bilhões serão investidos no desenvolvimento da produção. Os projetos no pós-sal absorverão US$ 75,2 bilhões. E os do pré-sal, que está em fase inicial de desenvolvimento, US$ 33 bilhões.

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Geraldo Falcão / Banco de Imagens Petrobras

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especial PLANO DE NEGÓCIOS Geraldo Falcão / Banco de Imagens Petrobras

Para o segmento de Exploração estão reservados US$ 18 bilhões, dos quais US$ 13,7 bilhões para o pós-sal e US$ 4,3 bilhões para o pré-sal. Todos esses números referem-se exclusivamente às áreas já concedidas. Até 2013, a empresa deverá ter contratado 26 novas sondas de perfuração, 465 barcos de apoio e especiais, 53 plataformas de produção, entre semissubmersíveis e FPSOs, além de 81 outros equipamentos. Até 2015, esses números subirão, não cumulativamente, para 31 sondas, 491 barcos de apoio, 63 plataformas e 83 outros equipamentos. Até 2020, serão 53 sondas, 504 barcos, 84 plataformas e 85 outros equipamentos. Dos 5,3 milhões de barris de óleo equivalente (boe) diários produzidos previstos para 2020, quase 4 milhões serão de petróleo. Desse total, 1 milhão será extraído das áreas do pré-sal. Para isso, nos próximos cinco anos, a empresa já deverá implementar, nessas áreas, 21 projetos, com 15 testes de longa duração, quatro pilotos de produção, um projeto definitivo e um de produção antecipada. MAIOR CAPACIDADE DE REFINO

Para acompanhar o crescimento acelerado da produção de petróleo, o novo plano propõe, tam-

bém, aumento considerável da capacidade de refino da empresa. “A razão entre produção e refino, que hoje é de 1,08 vezes, passará para 1,32 vezes em 2014 e para 1,23 em 2020”, ressaltou Gabrielli. Com isso, a empresa manterá o equilíbrio na relação entre produção de petróleo e capacidade de refino. Parte do excedente será exportada. Entre os principais projetos programados para ampliar a capacidade de refino, estão previstos, para 2010, a conclusão da refinaria Clara Camarão, no Rio Grande do Norte, e a conclusão do projeto de ampliação da Refinaria de Paulínia, em São Paulo. No período 2010-2014, deverão entrar em operação a Refinaria do Nordeste e a refinaria de derivados do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). Em 2014, deverá entrar em operação, também, a primeira fase da refinaria Premium I, no Maranhão. Entre 2014 e 2020, o plano prevê a conclusão da segunda fase da refinaria Premium I, o início da operação da Premium II, que está sendo construída no Ceará, e o começo da operação da área de petroquímica do Comperj. Com esses projetos, a capacidade de refino da Companhia chegará a 2,26 milhões de barris por dia em 2014 e a 3,19 milhões de barris por dia em 2020.

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MAIS GÁS E ENERGIA

Dos US$ 17,8 bilhões a serem aplicados na área de Gás e Energia da empresa, US$ 2,7 bilhões serão investidos em novas plantas de regaseificação de gás natural liquefeito; US$ 4,1 bilhões na ampliação do parque gerador de energia elétrica; e US$ 5,7 bilhões nos segmentos de gás-química, fertilizantes e amônia. Os US$ 5,3 bilhões restantes serão aplicados na ampliação da malha de dutos. A Petrobras pretende chegar ao fim de 2014 com uma capacidade instalada de energia elétrica de 7.892 MW, um crescimento de 9% em relação à capacidade atual, que já chega a 7.227 MW.

Os ciclos de investimentos na carteira de projetos da empresa tendem a se reduzir na área de infraestrutura e aumentar na de gás-química. São projetos que permitirão aumentar o valor agregado ao gás produzido. A demanda por gás natural projetada pela empresa chegará a 130 milhões de metros cúbicos em 2014. Desse total, 53 milhões de metros cúbicos se destinarão à geração elétrica, 41 milhões, à geração industrial e 4 milhões, à produção de fertilizantes. A produção de fertilizantes da Companhia deverá passar de 1 milhão de toneladas por ano, em 2010, para 3,74 milhões de toneladas/ano em 2020.

Geraldo Falcão / Banco de Imagens Petrobras

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ETANOL E BIOCOMBUSTÍVEIS

O Plano de Negócios prevê, também, crescimento de quase 200% na produção de etanol. O objetivo da empresa é chegar a 2014 totalizando produção anual de 2,6 bilhões de litros de etanol e a capacidade de produção de biodiesel, no Brasil, de 747 milhões de litros/ano. A estratégia da empresa na área de biocombustíveis é atuar de forma integrada no Sistema Pe-

trobras, buscando sinergias, potencializar novos mercados e garantir os existentes. Nessa linha, a Companhia prepara-se para aumentar a exportação de etanol, por exemplo, passando dos 330 milhões de litros, do ano passado, para 449 milhões este ano e para 1 bilhão e 55 mil litros em 2014. Com isso, a empresa se firmará como a maior produtora e exportadora do produto no Brasil.

André Valentim / Banco de Imagens Petrobras

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Equador

EUA - Houston

10350 Richmond Ave., Suite 1400 - Houston, TX 77042 - USA Tel: (1 713) 808-2000 / fax: (1 713) 808-2017 / e-mail: orlandomelo@petrobras.com.br General Manager: José Orlando Melo de Azevedo

EUA - Nova York

570 Lexington, 43rd floor - New York, NY 10022-6837 - USA Tel: (1 212) 829 1517 / fax: (1 212) 832 5300 / e-mail: helms@petrobras.com.br General Manager: Theodore Helms

Holanda

Endereço: Petrobras – Av. Chile, 65 – sala 1001 Rio de Janeiro – RJ – CEP: 20031-912 – Brasil

Weenapoint, toren A - Weena 722, 3e. verdieping - 3014 DA - Rotterdam - The Netherlands Tel: (31 010) 206-7000 / e-mail: samir.awad@petrobras.com.br CEO: Samir Passos Awad

E-mail: petromag@petrobras.com.br – web: http://www.petrobras.com

Japão

Líbia

Al Fateh Tower, 2 - rooms 156 and 157 - Tripoli - Libya Tel: (218 91) 215-0634 / e-mail: irangarcia@petrobras.com.br General Manager: Iran Garcia da Costa

México

ESCRITÓRIOS DA PETROBRAS

Angola

Rua Pedro Felix Machado, 51 - 2º andar - Caixa Postal 2665 - Luanda - Angola Tel: (244 2) 39 0330 / fax: (244 2) 39 0480 / e-mail: mmurilo@petrobras.com.br Gerente Geral: Manoel Murilo Silva

Argentina

Av. Maipú, nº 1 - 22º piso - C1084AB - Buenos Aires - Argentina Tel: (54 11) 4344-6072 / e-mail: cdacosta@petrobras.com.br CEO: Carlos Alberto da Costa

Bolívia

Chile

China

Cingapura

Nigéria

Paraguai

España e Brasilia - Edif. España - piso 3 - Casilla de Correos, 942 - Asunción - Paraguay Tel.: (595 21) 249-1405 / e-mail: jotavio@br-petrobras.com.br Gerente General: Jose Otavio Alves de Souza

Peru

Amador Merino Reyna 285, piso 5, San Isidro - Lima - Perú Tel: (51 1) 222 4455 / fax: (51 1) 221 7921 / e-mail: pedro.grijalba@petrobras.com Representante: Pedro Grijalba

Reino Unido

4th floor, 20 North Audley Street - London W1K 6WL - UK Tel: (44 0 20) 7535 1100 / fax: (44 0 20) 7467 5800 / e-mail: messeder@petrobras.com.br General Manager: Marcelo Malta da Costa Messeder

Tanzânia

Turquia

435 Orchard Road, 17-05 Wisma Atria - Singapore 238877 Tel: (65) 6550 50 80 / fax: (65) 6734 9087 / e-mail: odilia@petrobras.com Managing Director: Odilia Dauzacker

Colômbia

Uruguai

Cuba

Venezuela

Plaza Independência 831 - piso 10, CP11100 - Montevideo - Uruguay Tel: (598 2) 500-84-00 / e-mail: iranivarella@petrobras.com.br Gerente General: Irani Varella

Av. Venezuela del Rosal - Edificio Torre Lamaletto - piso 8 - 1060 Caracas - Venezuela Tel: (58 212) 957-7300 / e-mail: jfigueira@petrobras.com Gerente General: João Carlos Figueira Araújo

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EDIÇÃO ESPECIAL DE NEGÓCIOS

Conheça em detalhes o Plano de Negócios 2010-2014 Petrobras impulsiona indústria e parque tecnológico brasileiro

Pré-sal pra valer Sistemas definitivos dão a largada para produção em escala comercial na acumulação de Tupi

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