TN Petróleo 121

OPINIÃO

A Política Industrial de Conteúdo Local: a problemática da competitividade, inovação e o PEDEFOR. Por Aldren Vernersbach, economista, especialista e consultor na indústria de Petróleo e Gás (P&G).

Investimentos

Equinor pretende investir US$ 15 bilhões no Brasil até 2030 Evento: Fórum GMIS Connect Brazil ANOS

Principais desafios da Indústria 4.0 para a política industrial do Brasil Perfil Empresa

Ano XX • 2018 • Nº 121 • www.tnpetroleo.com.br

Infotec Brasil inova em gestão estratégica

ESPECIAL: PRÉ-SAL 10 ANOS

ARTIGOS Voluntariado: engajar pessoas para transformar culturas, por Leticia Asturiano Inibidores de hidrato: Termodinâmico X Inibidor de Baixa Dosagem, por Mariana Graciolli De Assis Martins Perpétuo, Gabrielli Campos Divino e Thiago Ribeiro Takahashi

edição especial

hot news

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TN Petrรณleo 121

TN Petrรณleo 121

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TN Petróleo 121

IMPRESSO EM PAPEL COUCHÊ BRILHO, 115 gr. FORMATO: 1,0 m X 0,70 m

ENCARTE ESPECIAL DESTA EDIÇÃO: MAPA INFRAESTRUTURA E LOGÍSCOFFSHORE

nossas redes sociais

sumário

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edição nº 121 • 2018

Especial: Pré-sal 10 anos

No doce balanço do Pré-sal

34

Evento: Fórum GMIS Connect Brazil

Principais desafios da Indústria 4.0 para a política industrial do Brasil

38

Perfil Empresa

Infotec Brasil inova em gestão estratégica

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Caderno de Sustentabilidade

Voluntariado: engajar pessoas para transformar culturas

CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates

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Coffee Break

Mostra de Jean-Michel Basquiat chega ao Rio

João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva Mário Jorge C. dos Santos Maurício B. Figueiredo Nathan Medeiros Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo

artigos 44 Voluntariado: engajar pessoas para transformar culturas, 47 Inibidores de hidrato: Termodinâmico X Inibidor de

Baixa Dosagem, por Mariana Graciolli De Assis Martins Perpétuo, Gabrielli Campos Divino e Thiago Ribeiro Takahashi

seções 6 editorial

34 eventos

8 hot news

38 perfil empresa

10 indicadores

44 caderno de sustentabilidade

26 produtos e serviços

57 coffee break

28 perfil profissional

Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

por Leticia Asturiano

27 pessoas

Roberto Fainstein

59 opinião

Ano XX • Número 121 • 2018 Foto: Agência Petrobras

editorial

Para a frente é que se anda

H

á um provérbio chinês que diz “Não importa quantos passos você deu para trás, o importante é quantos passos agora você vai dar pra

Rua Nilo Peçanha, 26/904 Centro – CEP 20020 100 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 3786-8365 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br

frente”. Acredito que esse é o momento em que o Brasil, como um todo,

precisa deixar para trás a amargura e as incertezas dos últimos três, quatro anos, preservar as lições aprendidas e seguir em frente. E para isso, é sempre necessário dar o primeiro passo.

Para sair da inércia, a indústria petrolífera brasileira conta com uma força colossal, impelida pela ‘energia’ do pré-sal, que completa uma década com recordes de produção e de produtividade, desafios tecnológicos superados e vários paradigmas quebrados. É o que nos mostra a matéria de capa da TN Petróleo, na qual buscamos dar uma dimensão do que representa o pré-sal, não apenas para o país como também para a indústria mundial. Prova disso é o fato de que oil companies do mundo inteiro estão ‘aportando’ no país, mesmo em um cenário político de incertezas, para disputar um quinhão dessa nova fronteira, com reservas imensuráveis de hidrocarbonetos.

Riqueza que poderá alavancar a economia, gerar emprego e renda, promo-

ver o desenvolvimento sustentável e ainda assegurar ao país condições para consolidar a transição energética que o mundo demanda, para uma economia de baixo carbono.

Para os leigos, até parece uma contradição dizer que a indústria que explora o fóssil pode prover o ‘combustível’ da transição. Mas é justamente sobre esse tema que vai se debruçar as maiores cabeças pensantes da cadeia produtiva de óleo e gás durante a Rio Oil & Gas 2018. Com o lema “Transformando Desafios em Oportunidades”, o evento desse ano traz de volta as maiores oil companies do mundo, fornecedores de produtos e serviços de classe mundial, instituições financeiras e de pesquisa, universidades, órgãos de governo de vários países, entre outros. Todos motivados pelo desempenho do pré-sal, sem precedentes na história mundial.

Ocorre que os recursos gerados pelo pré-sal formaram um dos maiores ‘fundos de investimentos’ para pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) do planeta, graças à clausula de PD&I obrigatórios inserida nos contratos de concessão firmado com as petroleiras. De 1998 a julho de 2018, o valor total acumulado para investimentos em PD&I alcança R$14,28 bilhões – dos quais a Petrobras responde por cerca de R$13,08 bilhões.

Obviamente, se há tantos investidores interessados em participar dos leilões do pré-sal, ciente de que além da

DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz - beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE COMUNICAÇÃO Lia Medeiros (21) 99107-9603 liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso: (21) 99617-2360 beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio: (21) 99361-2876 dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz: (21) 99124-3326 beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Luiza Medeiros luizamedeiros@tnpetroleo.com.br REVISÃO Guilherme Araújo DEPARTAMENTO COMERCIAL Rodrigo Matias: (21) 99532-7061 matias@tnpetroleo.com.br REPRESENTANTE NO RN Adênio de Carvalho Costa: (21) 99649-4855 | (84) 99846-8770 adenio@gmail.com ASSINATURAS (21) 99269-4721 assinaturas@tnpetroleo.com.br CTP e IMPRESSÃO Rio Tinto DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados.

ISSN 1 415889-2 Filiada à ANATEC Os artigos assinados são de total responsabilidade dos autores, não representando, necessariamente, a opinião dos editores. TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores e compradores do setor de petróleo.

carga tributária (uma das mais pesadas do mundo) terão de investir obrigatoriamente em PD&I no país, é por que os ganhos são exponencialmente maiores, mesmo em um cenário emergente de transição. O que precisamos é fazer

Já curtiu?

com que o país, a população e o meio ambiente, sejam os maiores beneficiários dessa “Energia para transformar”, como diz o slogan da Rio Oil & Gas 2018.

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TN Petróleo 121

Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

www.facebook.com/tnpetroleo

A gente vive para transformar

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hot news

Foto: Agência Petrobras

Parceria cooperativa é assinada entre a BR Distribuidora, Amazon Web Services, Microsoft e Cisco

A PETROBRAS DISTRIBUIDORA se associou a três das maiores empresas de tecnologia do mundo em valor de mercado: Amazon Web Services (AWS), Microsoft e Cisco. O objetivo dos acordos é o desenvolvimento de soluções digitais, novos produtos, serviços e modelos de negócio que construam resultados em inovação tecnológica e potencializem a expe-

riência dos clientes. A parceria tem duração de três anos e vai promover ainda projetos relacionados a mobilidade, análise de dados, comportamento do consumidor e ganho de produtividade.

“Estamos reunindo insumos para a construção de inovações tecnológicas para a identificação de padrões e hábitos de consumo,

sempre buscando o aprimoramento da experiência dos clientes da Petrobras Distribuidora e a ampliação do nosso portfólio de negócios. Além da aproximação a startups, esta parceria com as grandes de tecnologia trará a agilidade demandada pelo mercado”, afirma o gerente executivo de Tecnologia da Informação (TI) da BR, Aspen Andersen.

Líder no mercado brasileiro de distribuição de combustíveis e lubrificantes, a Petrobras Distribuidora conta com mais de oito mil postos de serviço com sua bandeira, atuando também com as franquias de conveniência BR Mania e Lubrax+. No mercado corporativo, seu portfólio inclui aproximadamente 14 mil grandes clientes, em segmentos como aviação, asfaltos, transporte, produtos químicos, supply house e energia. Informações em: www.br.com.br.

Seminário UDOP de Inovação em Araçatuba, SP acontece no início de novembro AS INSCRIÇÕES para o Seminário UDOP de Inovação estão abertas. O encontro reunirá pesquisas e estudos conclusivos sobre inovações no setor bioenergético com importantes discussões e trocas de conhecimento. O evento, realizado pela UniUDOP, será nos dias 7 e 8 de novembro, em Araçatuba/ SP, com o apoio oficial da UNIP. O Seminário apresentará pesquisas e estudos inovadores para o setor dos principais Institutos de Pesquisa, Universidades, Agências de Fomento, Startups, Agroindústrias, Fornecedores 8

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de cana-de-açúcar, insumos e equipamentos. O público-alvo será formado por profissionais das agroindústrias, fornecedores de cana e interessados nos temas de todo o Brasil.

O evento contará com uma sala exclusiva para startups mostrarem as soluções inovadoras para o setor bioenergético. As startups e spin-offs serão agrupadas de acordo com as soluções que desenvolvam, dentro das áreas específicas, para que seus representantes façam uma apresentação na presença de um

moderador e de um orientador, que avaliarão suas soluções. As startups interessadas deverão preencher, até 20 de setembro, o formulário de inscrição, para seleção, disponível no site: www.udop.com.br/seminario/.

Seminário UDOP de Inovação Data: 7 e 8 de novembro Local: UNIP - Universidade Paulista Campus de Araçatuba Avenida Baguaçu, 1939 Jardim Alvorada, Araçatuba/SP Outras informações: (18) 2103-0528 ou uniudop@udop.com.br

Evolução da mistura obrigatória de 10% para 15% do biodiesel ao diesel em debate no MME NO PRÓXIMO DIA 21 de setembro, o Ministério de Minas e Energia (MME) realiza audiência pública para receber contribuições com objetivo de estabelecer o cronograma que eleva o percentual obrigatório de biodiesel ao óleo diesel. Atualmente, o percentual obrigatório mínimo é de 10% (B10) e pode chegar até 15% (B15) ao longo dos próximos anos, de maneira gradual e progressiva. As sugestões do debate serão base para a resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

A proposta define duas possibilidades para o avanço: mais lenta ou mais acelerada, a depender da sua competitividade em termos de preço e oferta, a partir de critérios transparentes. A proposta também condiciona à conclusão dos testes em veículos e motores para validação ampla da mistura B15, conforme determina a lei.

A definição do cronograma é fundamental para o planejamento público e privado na área de combustíveis, assim como para o desenvolvimento dos empregos e investimentos no setor.

A audiência é um mecanismo democrático e transparente para construção conjunta de políticas públicas entre governo e sociedade. É aberta à participação de quaisquer interessados, mediante prévia inscrição. As orientações para inscrição e demais documentos, como minuta do projeto de Resolução do CNPE, estão disponibilizados no Portal de Consultas Públicas da página do Ministério de Minas e Energia na internet.

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indicadores tn

Opep: mais 420 mil barris por dia em agosto

Produção de países-membros da Opep e não membros – Setembro/2016 a Agosto/2018 Produção de países-membros da Opep

mb/d (Opep) 95.3 | 33.1

34

31

29

Abril

Bacia de Campos

1.111,88

1.117,88

1.099,00

Outras (offshore)

828,03

811,56

852,00

873,00

856,82

875,33

Total offshore

1.939,91

1.929,43

1.952,00

1.930,00

1.899,05

1.881,60

Total onshore

144,24

138,50

138,00

135,00

135,57

132,76

2.084,16 2.067,93 2.090,00 2.065,00 2.034,63

2.014,36

Junho

Julho

1.057,00 1.042,23

1.006,27

Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Maio

Junho

Julho

Bacia de Campos 21.189,20 21.406,55 21.287,00 20.645,00 19.016,44 18.959,20 Outras (offshore) 42.511,10 40.181,09 40.811,00 42.639,00 41.886,29 40.867,33 63.700,30 61.587,63 62.098,00

63.283,00

60.902,73 59.826,54

Total onshore

16.775,20 16.521,83 16.943,00 17.654,00 17.300,48 17.025,20

Total Brasil

80.475,50 78.109,47 79.041,00 80.954,00 78.203,21 76.851,73

Fevereiro

Março

Abril

Maio

Junho

Julho

61,12

61,09

58,00

59,00

60,16

65,52

6.355,68

6.277,76

Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional Exterior

6.363,44

6.418,69

6.316,00

6.370,00

Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d) Brasil+Exterior

2.688,90 2.658,09 2.682,00

2.671,00 2.624,08 2.600,21

(*) Inclui gás injetado. (**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom). Fonte: Petrobras

10

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Jul 18

Ago 18

Jun 18

Maio 18

Abril 18

Fev 18

Jan 18

Dez 17

Nov 17

Mar 18

14.09.2018

0,34 0,55 Variação no período: -0,24%

BOVESPA (%) 14.08.2018

14.09.2018

1,43 0,99 Variação no período: -2,67%

DÓLAR COMERCIAL* 14.08.2018

14.09.2018

3,867 4,174 Variação no período: 7,471%

Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional Exterior

Set 17

14.08.2018 Maio

99 98 97 96 95 94 93 92 91

DJ OIL & GAS (%)

Março

Abril

Out 17

Jul 17

Ago 17

Jun 17

Maio 17

Abril 17

Fev 17

Mar 17

Jan 17

Dez 16

Nov 16

Set 16

28

Fevereiro

Total offshore

98.9| 32.6

30

Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil

Março

mb/d (total)

32

Período de 02/2018 a 07/2018

Fevereiro

Outros países produtores

33

Produção da Petrobras de óleo, LGN e gás natural

Total Brasil

da commodity no mundo, e seus aliados atuam rapidamente para preencher o espaço deixado na oferta global para manter o mercado equilibrado.

O salto na produção "compensa de longe as perdas do Irã, antes das sanções dos EUA", afirma a AIE. Os números sinalizam que a Arábia Saudita, maior exportador

Out 16

A ORGANIZAÇÃO dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) avançou na sua produção em agosto, mais que compensando a queda ocorrida na oferta do Irã, de acordo com relatório divulgado em meados de setembro pela Agência Internacional de Energia (AIE). Em seu levantamento mensal, a AIE registra que a produção da Opep subiu 420 mil barris por dia (bpd) em agosto, para uma média de 32,63 milhões de bpd. É a maior elevação mensal da produção da Opep em mais de dois anos, o que levou a oferta do grupo à máxima em nove meses. Os ganhos vieram sobretudo de Líbia, Iraque, Nigéria e Arábia Saudita.

EURO COMERCIAL* 14.08.2018

14.09.2018

4,387 4,854 Variação no período: 9,557% *Valor de venda, em R$

Entidade sediada em Paris, que assessora governos e corporações sobre as tendências no setor de energia, a AIE com que a alta na produção da Opep levou o ganho total na oferta global para o patamar recorde de 100 milhões de bpd em agosto.

A própria Opep, em seu relatório mensal, tinha antecipado que a produção do grupo havia aumentado 278 mil bpd no mês de agosto.

A AIE afirmou ainda que a produção do Irã recuou 150 mil bpd em agosto, caindo para 3,63 milhões de bpd, enquanto as exportações do país tiveram queda de 280 mil bpd, para 1,9 milhão de bpd. "Importantes compradores, China e Índia cortaram bastante" suas compras do país persa, apontou a agência.

O presidente americano, Donald Trump, retirou os EUA do acordo internacional de 2015 para conter o programa nuclear iraniano, o que abriu caminho para a volta de sanções econômicas contra Teerã.

A produção da Arábia Saudita subiu 70 mil bpd chegando em agosto, a 10,42 milhões de bpd, segundo a AIE. A da Rússia, por sua vez, manteve-se estável no mês, com pouco mais de 11,2 milhões de bpd, mas representa uma alta de 300 mil bpd na comparação com agosto de 2017.

A AIE ainda manteve suas projeções para o crescimento na demanda neste ano e no próximo, em 1,4 milhão de bpd para 2018 e 1,5 milhão de bpd para 2019.

PERÍODO: 14.08.2018 a 14.09.2018 | AÇÕES AÇÕES AÇÕES AÇÕES

PETROBRAS R$

R$

R$

ON 22,26 22,00 PN

R$

19,98 18,79

Variação no período: -1,57%

Variação no período: -6,00%

VALE (ON) 14.08.2018

R$

14.09.2018

52,76

55,20

R$

Variação no período: 5,59%

CPFL

BRASKEM

R$

R$

R$

R$

ON 16,04 16,50 PNA 56,99 61,50 Variação no período: 1,54%

Variação no período: 10,91%

PETRÓLEO BRENT (US$) 14.08.2018

72,46

14.09.2018

78,09

Variação no período: 7,55%

PETRÓLEO WTI (US$) 14.08.2018

67,04

14.09.2018

68,99

Variação no período: 2,66%

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indicadores tn

FRASES

"Durante o Fórum GMIS Connect Brazil que aconteceu em São Paulo, terça dia 11/09. “É difícil entender a 4ª Revolução Industrial porque está baseada em diversas tecnologias, não apenas em uma. E são tecnologias convergentes que mudam a estrutura da produção industrial e o consumo.”

Carlos Magariños, ex-diretor geral da UNIDO e Embaixador da Argentina para o Brasil - Agência CNI de Notícias, 12/09/2018.

"Hoje, a Petrobras não funciona como um braço do governo.

Ela busca maximizar lucro do acionista. E isso é legítimo", comentou Oddone. "Mas exige um acompanhamento regulatório maior. Isso é inédito e demanda da ANP uma responsabilidade maior", completou.

Revisão das regras de tributação podem atrair US$ 4,4 trilhões Estudo do CNI avalia que o Brasil pode receber a maior parte dos investimentos das multinacionais sem reduzir carga tributária.

A ADEQUAÇÃO das regras brasileiras de tributação da renda das empresas aos padrões internacionais e às diretrizes da Organização para Cooperação de Desenvolvimento Econômico (OCDE) é decisiva para o Brasil atrair mais investimentos e aumentar sua participação nas cadeias globais de valor. O alinhamento das regras à nova ordem mundial, estabelecida pelo Projeto Erosão da Base Tributária e Transferência de Lucros (BEPS), aumentará as chances de o Brasil receber uma parte maior dos US$ 4,4 trilhões que as multinacionais dispõem para investimentos produtivos em todo o mundo.

A conclusão está no estudo "Tributação da renda das pessoas jurídicas: o Brasil precisa se adaptar às novas regras globais", que integra o conjunto de 43 documentos que a Confederação Nacional da Indústria (CNI) apresentou aos candidatos à Presidência da República.

"O atual sistema brasileiro de tributação da renda das empresas desestimula os investimentos e nos afasta

das cadeias globais de valor", diz o gerente de Políticas Fiscal e Tributária da CNI, Mário Sérgio Telles. "Seguir as melhores práticas internacionais é o melhor caminho para resguardar a arrecadação e, ao mesmo tempo, tornar o país mais competitivo", completa.

Segundo ele, isso também depende da ampliação da rede de acordos bilaterais, para evitar a bitributação. Hoje, o Brasil tem tratados deste tipo com apenas 35 países.

O documento da CNI observa que a China e a Índia vêm colhendo os resultados da adoção dessas medidas.

Os dois países têm apresentado taxas de crescimento econômico invejáveis porque combinam características de grandes mercados consumidores e de disponibilidade de mão de obra com estratégias de atração de investimentos e de convergência às normas internacionais. "O Brasil apresenta características semelhantes com relação ao mercado consumidor e à mão de obra. Falta, porém, aprimorar regras tributárias para atrair mais investimentos", recomenda a CNI.

"Sobre a ofertas de áreas do pré-sal no sistema de Ofertas Permanente: “O CNPE propôs a inclusão de áreas já contratadas e devolvidas, ou já licitadas e não arrematadas, dentro do Polígono do Pré-sal, no sistema de Oferta Permanente. Essas áreas poderão ser estudadas pelas empresas, que terão nova oportunidade de arrematálas. Também foi decidida a inclusão da totalidade das áreas de bacias terrestres na Oferta Permanente, para atrair investimentos para as bacias maduras e de novas fronteiras.”

com o ICBC Leasing da China

A operação está em linha com a es-

em consideração a meta de desalavanca-

Décio Oddone, diretor geral da ANP

tratégia de gerenciamento de passivos da

gem prevista em seu Plano de Negócios

companhia, que visa à melhora do perfil de

e Gestão 2018-2022.

12

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P-52: pré-pagamento de financiamento A PETROBRAS comunicou que realizou o pré-pagamento de uma operação de leasing financeiro da plataforma P- 52, no valor de US$ 750 milhões, contratada em março de 2016 com o ICBC Leasing (Industrial and Commercial Bank of China Leasing), cujo vencimento original era em março de 2026.

amortização e do custo da dívida, levando

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indicadores tn

A EQUINOR planeja investir US$ 15 bilhões no Brasil, até 2030. O anúncio foi feito na Firjan, nesta quarta-feira (5/9), pela vice-presidente de Desenvolvimento e Produção da operadora no país, Verônica Coelho. Com isso, a empresa almeja produzir entre 300 e 500 mil barris diários de óleo equivalente (boe/d). Hoje, sua produção no país é de 100 mil boe/d. “Enxergamos o Brasil como uma área central para o crescimento a longo prazo”, disse.

A executiva detalhou as perspectivas da empresa no mercado de petróleo e gás no país em mais um encontro da série “Desafios e Oportunidades para o mercado de Petróleo e Gás” promovido pela federação. “Temos um portfólio diversificado, com atividades em todos os estágios de desenvolvimento, desde a exploração até a produção”, pontuou Verônica.

A Equinor atua no Brasil desde 2001 com início da produção no campo de Peregrino, na Bacia de Campos, em 2011.

Hoje, possui projetos também nas Bacias do Espírito Santo e de Santos. As mais recentes e promissoras descobertas foram os campos de Carcará e Pão de Açúcar, nos estados de São Paulo e Rio de Janeiro, respectivamente. Carcará apresenta elevado potencial para gás natural e sua produção deve iniciar a partir de 2023.

A empresa também apresenta investimentos no mercado de energias renováveis no país. Em sua estratégia, a Equinor enxerga um equilíbrio entre as fontes de energia de gás natural, petróleo e renováveis, com acompanhamento de indicador de emissão de gás carbônico. “Estamos atentos a essa transformação para uma economia de baixo carbono, mas entendemos que o

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Foto: Fabiano Veneza/Firjan

Equinor pretende investir US$ 15 bilhões no Brasil até 2030, diz Verônica Coelho

mercado de petróleo e gás será sempre essencial para a geração de energia e de insumos para outros produtos”, afirmou.

de Negócios da Rio Oil & Gas 2018, que acontece nos dias 25 e 26 de setembro, no Riocentro, no Rio de Janeiro.

Demandas para a indústria

Atuação Firjan em petróleo e gás

Para atingir as metas de produção, a Equinor deverá instalar mais uma unidade de produção no campo de Peregrino no início de 2020. A capacidade de produção da plataforma será de 60 mil barris de óleo por dia. Além disso, para o campo de Roncador, na Bacia de Campos, haverá demanda para o aumento do fator de recuperação de petróleo, já a partir de 2018, acrescentando 500 milhões de barris recuperáveis.

Para os blocos adquiridos nas Rodadas de Licitação de 2017 e de 2018, a empresa planeja realizar a perfuração de 5 poços exploratórios nessas novas áreas.

A Equinor também estará presente como empresa compradora na Rodada

Karine Fragoso, gerente de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, destacou durante a abertura do evento, a necessidade de maior aproximação com a indústria. Entre as iniciativas da Firjan para este mercado, estão o estreitamento de relação por meio da série “Desafios e Oportunidades para o mercado de Petróleo e Gás” e as publicações, como a terceira edição

do Anuário da Indústria de Petróleo, em julho, e os lançamentos dos documentos para área naval e para gás natural previstos para novembro.

“Conseguimos, assim, entender as demandas, apresentar nossas ações e, consequentemente, fortalecer essa indústria”, afirmou.

Diariamente, na tela do seu computador, as informações do setor naval e offshore. Assine em www.tnpetroleo.com.br

TN Petróleo 121

Por US$ 2,7 bilhões a Transocean fica com a Ocean Rig A transação foi aprovada por unanimidade pelo conselho de administração de cada empresa e deve ser concluída durante o primeiro trimestre de 2019. E está sujeita a aprovação dos acionistas da Transocean e da Ocean Rig e às aprovações regulamentares aplicáveis.

Após a conclusão da fusão, os acionistas da Transocean e da Ocean Rig terão cerca de 79% e 21%, respectivamente.

A frota da Ocean Rig é composta por nove navios-sonda de águas ultraprofundas de alta especificação e dois semissubmersíveis. Além disso,

Engenharia de Soluções Industriais

sua frota inclui dois navios-sonda para águas ultraprofundas de alta especificação, atualmente em construção na Samsung Heavy Industries. Estas duas novas construções deverão ser entregues no terceiro trimestre de 2019 e no terceiro trimestre de 2020, respectivamente.

Jeremy Thigpen, presidente e diretor executivo da Transocean, disse que “A proposta de aquisição da Ocean Rig nos oferece uma oportunidade única de continuar aprimorando nossa frota de flutuadores de águas ultraprofundas e agressivas, sem comprometer nossa liquidez ou a flexibilidade geral do balanço patrimonial".

A Reframax é uma empresa consolidada e reconhecida no mercado industrial devido à grande competência de sua equipe!

com

Foto: Divulgação

A TRANSOCEAN LTD. e a Ocean Rig UDW Inc. firmaram um acordo de fusão definitivo pelo qual a Transocean adquirirá a Ocean Rig em uma transação em dinheiro e ações avaliada em cerca de US$ 2,7 bilhões, inclusive a dívida líquida da empresa.

A contraprestação da transação é composta de 1.6128 ações recém-emitidas pela Transocean mais US$ 12,75 em dinheiro para cada ação ordinária da Ocean Rig, num valor total de US$ 32,28 por ação da companhia, com base no preço de fechamento em 31 de agosto de 2018, o que representa um prêmio de 20,4% para o preço médio ponderado de 10% das ações da Ocean Rig.

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pré-sal 10 anos

C

om uma produção média diária de 2,7 milhões de barris de óleo equivalente (boed), divulgada em setembro, a Petrobras está praticamente no mesmo patamar que gigantes como a norte americana Chevron (2,8 milhões de boed), da francesa Total (2,7 milhões de boed) ou da anglo holandesa Shell (2,7 milhões de boed, produzidos pelas operações dela em cerca de 40 países, nos cinco continentes), de acordo com relatórios de resultados dessas companhias no segundo trimestre do ano. A grande diferença está no fato de que a produção dela é oriunda, na sua quase totalidade, das operações nos campos offshore do país. Ou seja: em casa.

A companhia brasileira produz um volume de hidrocarbonetos superior a alguns membros da histórica Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), que há mais de 50 anos dita os passos do mercado. Ela gera mais petróleo que alguns países que figuram entre os grandes produtores, como México e Venezuela (cerca de 2,2 milhões de boed,), Noruega, Qatar ou da Nigéria, que extraem quase 2 milhões de boed.

Mais de duas vezes e meia a produção do Reino Unido (1 milhão de boed), que enfrenta declínio acelerado da produção no Mar do Norte.

A produção total operada pela Petrobras (parcela própria e dos diversos parceiros) no país, segundo comunicado da estatal divulgado no início de setembro, é de 3,17 milhões de boed. Volume superior à do Kuwait, outro integrantes da Opep). E cerca de 60% são oriundos do pré-sal. É esta nova fronteira, que se estende por aproximadamente 800 km de extensão por 200 km de lar-

18

TN Petróleo

gura, acompanhando a costa dos estados de Santa Catarina, Paraná, São Paulo, Rio de Janeiro até o sul do Espírito Santo, que em dez anos passou a responder por mais de 55% da produção nacional de óleo e gás - 1,8 milhões de boed –, de acordo com boletim de julho da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP).

Frota de plataformas Atualmente há 15 plataformas em produção no pré-sal da bacia de Santos, operando sistemas idealizados exclusivamente para este complexo e severo cenário, além de outras sete que operam tanto no pré-sal como pós-sal da bacia de Campos.

E a projeção da Petrobras é de entrada em operação de mais 13 unidades até 2022, aumentando exponencialmente a produção, que demandarão investimentos, já programados, da ordem de US$ 35 bilhões. De cada quatro projetos de produção da estatal nos próximos anos, três serão instalados pré-sal.

Há quem faça projeções ainda mais altas, como é o caso do diretor geral da ANP, Decio Oddone, que em apresentação feita em agosto, no Rio de Janeiro, projeta em torno de 60 plataformas entrando em operação até 2027 (uma década), boa parte delas no pré-sal, para produzir 5,5 milhões de barris de petróleo por dia (bpd).

Ao citar esse volume não faz qualquer referência ao gás natural, que está em produção acelerada, ainda que grande parte ainda seja reinjetado nos reservatórios do pré-sal devido a precária infraestrutura, tanto de exportação do energético até o continente, como de distribuição para o mercado.

Análises pessimistas Os números são expressivos considerando o pouco tempo – uma década. E contrariam a expectativa de diversos analistas, que em 2009 duvidavam de um desenvolvimento tão rápido da fronteira recém-descoberta.

Foto: Agência Petrobras

É o que sinalizava apresentação de analista de um dos principais bancos brasileiros no Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), em janeiro de 2090, sobre o real impacto no Brasil da crise financeira deflagrada em 2008 nos Estados Unidos, e as probabilidade de desenvolvimento do pré-sal em um cenário crítico.

Mesmo tendo ‘escalado vários degraus na lista de prioridades da maioria das empresas de petróleo’ e ser um país ‘relativamente estável do ponto de vista político e econômico, quando comparado a outras nações petrolíferas’, os analistas da instituição financeira questionavam a capacidade de o Brasil desenvolver o pré-sal.

“All of a sudden, God no longer seemed to be Brazilian…”, ironizava a apresentação. Para os analistas, a realidade parecia contradizer o dito popular de que Deus é brasileiro, uma vez que havia um forte questionamento quanto à a viabilidade econômica do pré-sal.

No cenário idealizado pela instituição financeira, ‘4 plataformas teriam que ser implementadas por ano, atingindo o número impressionante de 36 plataformas em menos de 10 anos’. Sem isso, não seria possível desenvolver as enormes jazidas encontradas até então.

Entre os inúmeros obstáculos para um desenvolvimento mais

rápido do pré-sal, além do financeiro, havia um tripé de barreiras: equipamentos (tecnologia), gestão e pessoas (mão de obra qualificada). ‘Se fôssemos classificar as razões que restringem o ritmo do desenvolvimento do pré-sal, a ordem seria: política energética pouco clara, capacidades técnicas (equipamentos, TN Petróleo 121 19

P-74 / Cortesia @reckziegel (Youtube)

pré-sal 10 anos

Bacia de Santos - Plataformas em operação no pré-sal Nome

Tipo

Início da operação

Localização (campo)

Lâmina d’água (m)

P-75

FPSO

2018

Búzios II

2.120

P-74

FPSO

2018

Búzios I

2.120

Produção Capacidade (bpd) de compressão de gás (m³/dia) 150.000 7 milhões 150.000

7 milhões

P-67 (Replicante)

FPSO

2018

Lula Norte

2.120

150.000

6 milhões

P-69 (Replicante)

FPSO

2018

Lula Sul

2.120

150.000

6 milhões

P-76

FPSO

2018

Búzios III

2.120

150.000

7 milhões

Pioneiro de Libra

FPSO

2017

Libra

2.120

50.000

4 milhões

Cidade de Saquarema

FPSO

2016

Lula Central

2.120

150.000

6 milhões

Cidade de Maricá

FPSO

2016

Lula Alto

2.120

150.000

6 milhões

Cidade de Caraguatatuba

FPSO

2016

Lapa

2.120

100.000

5 milhões

P-66 (Replicante)

FPSO

2016

Lula Sul

2.120

150.000

6 milhões

Cidade de Itaguaí Cidade de Ilhabela Cidade de Mangaratiba Cidade de Paraty

FPSO FPSO

2015 2014

2.120 2.120

150.000 150.000

8 milhões 6 milhões

FPSO

2014

2.120

150.000

6 milhões

FPSO

2013

Iracema Norte Sapinhoá Norte Iracema Sul (piloto) Lula NE (piloto)

2.120

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-

FPSO

2013

2.118

120.000

5 milhões

Cidade de São Paulo

20

TN Petróleo

Sapinhoá (piloto)

gestão, pessoas) e financiamento’, destacava o banco.

‘Em outras palavras, o financiamento pode acabar sendo uma questão menor para a Petrobras e, finalmente, para o Brasil neste momento’, concluía a análise pessimista, em meio à euforia gerada pela descoberta de Tupi, atual campo de Lula, recordista em produção – gera hoje 880 mil bpd de petróleo e 36,8 milhões de metros cúbicos de gás (mais do que o volume contratado com a Bolívia, que é de 30 milhões de metros cúbicos).

O FPSO Cidade de Maricá, com oito poços interligados a ele, extrai 150 mil bpd, sendo o maior produtor no país. É justamente por essa produtividade que a Petrobras e parceiros estão demandando plataformas flutuantes com maior capacidade, de até 180 mil bpd, e sistemas de injeção de gás natural.

O campo de Lula é operado pela Petrobras (65%) em parceria com a Shell Brasil Petróleo (25%) e Petrogal Brasil (10%).

Arrecadação recorde Os analistas financeiros acertaram apenas em um quesito, ao afirmarem que mesmo com a ‘atual estrutura tributária, o pré-sal geraria uma enorme quantidade de receitas para o país. Ou seja, ‘que a arrecadação de impostos poderia proporcionar uma compensação importante’, a despeito da forte tributação existente no país, prevendo que ‘o ritmo dos investimentos será determinado pela política energética do país’.

A arrecadação praticamente se multiplicou na última década, alcançando um recorde histórico no quarto trimestre de 2017, quando as participações especiais somaram R$ 5,4 bilhões – equivalente quase à soma de todo o ano de 2016, que foi de R$ 5,9 bilhões. A maior fatia das arrecadações foi gerada pelos

Foto: Agência Petrobras

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campos de Lula (R$ 3,375 bilhões), Sapinhoá (R$ 763,7 milhões) e Jubarte (R$ 437,3 milhões).

Em 2018, novos recordes consecutivos: R$6,4 bilhões no primeiro trimestre (1 bilhão acima do período anterior) e R$ 8,2 bilhões, no segundo trimestre – o que representa mais que o dobro do volume arrecadado no último trimestre de 2016, que foi de R$ 3,8 bilhões em participações especiais.

Esses recursos são distribuídos para União (50%), Estados (40%) e municípios (10%), ficando o Rio de Janeiro com R$2,5 bilhões, São Paulo com R$ 0,4 bilhão e Espírito Santo com R$ 0,3 bilhão. A participação especial é uma compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural para campos de grande volume de produção.

E devem continuar batendo recordes mês após mês. O Plano de

Negócios e Gestão da Petrobras para o período de 2018 a 2022, prevê a geração de mais de R$ 130 bilhões em participações governamentais a partir da produção nessa província.

Produção que deverá ser desenvolvida com investimentos pesados: a ANP projeta investimentos potenciais da ordem de US$568 bilhões (R$2,1 trilhão) para a próxima década somente no upstream (exploração e produção). Valor que supera o Produto Interno Bruto de países Noruega, Portugal, Bélgica, Dinamarca, Suécia e Suíça, entre outros.

gas boosters

Poços recordes As análises continuam ser feitas, não com a mesma ironia aplicada em 2009. O equilíbrio econômico-financeiro da estatal ainda é o foco dos analistas, que evitam hoje fazer questionamentos mais contundentes sobre desenvol-

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vimento tecnológico, capacidade técnica etc. Afinal, o pré-sal está produzindo sem maiores incidentes e com uma produtividade jamais vista no cenário global offshore.

A curva de aprendizagem no pré-sal foi acelerada, como nunca se viu antes em uma nova fronteira.

Os poços, que no início levavam aproximadamente 300 dias, entre a perfuração e completação, hoje são construídos por um terço desse tempo e com tecnologias cada vez mais avançadas, como a da completação inteligente.

A Petrobras destaca que o foco na otimização dos custos operacionais e na aceleração da produção, com a alta produtividade dos poços, está hoje refletido no custo médio de extração, que é abaixo de US$ 7 por barril de óleo equivalente.

A redução do tempo de perfuração e construção dos poços, que consomem cerca de 1/3 dos investimentos de um projeto de desenvolvimento de produção, gerou maio economia, o que aliado à maior eficiência dos sistemas submarinos, tornou os empreendimentos mais rentáveis. Isso por que, quanto mais rápido se monetizar uma reserva, antecipando a extração com um poço em TLD, por exemplo, mais acelerado será o retorno financeiro e menores 22

TN Petróleo

serão os custos unitários envolvidos com a produção. É isso vem sendo feito com sucesso no pré-sal, onde os poços apresentam uma produtividade ímpar. De acordo com o boletim da ANP de julho, dos 87 poços em operação no pré-sal, cerca de 30 estão no ranking dos maiores produtores offshore no mundo, com vazão acima de 30 mil boed. A produção de meio milhão de barris é alcançada com 13 poços. E de 1 milhão de boed, com 30 poços.

O campo com maior número de poços produtores é Lula: 45, que estão extraindo 1,1 milhão de boed por meio de seis plataformas.

Parque das Baleias (Jubarte, Baleia Franca e Azul), com 14 poços, produz 220 mil boed, enquanto Sapinhoá, com 13, gerando 300 mil boed. O campo de Lapa extrai hoje 47 mil boed por dois poços e Búzios, 35 mil por um único poço.

Mas o que causou um alvoroço na indústria mundial, em abril, foi o ativo de Mero, na parte noroeste do campo de Libra, primeiro concedido sob regime de partilha, em outubro de 2013, e o maior campo de petróleo do país. Na época do leilão estimavam que haveria até 12 bilhões de barris de óleo recuperável e que o campo poderia alcançar um pico de produção de 1,5 milhão de barris.

Com pouco menos de seis meses de operação, iniciada no final de novembro de 2017, o poço registrou um recorde histórico de 50 mil boed no Teste de Poço Estendido (EWT), que está sendo realizado pelo FPSO Pioneiro de Libra. Em junho, esse volume chegou a 58 mil boed, ficando em julho com a média de 55 mil boed.

Números que fazem a alegria do consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 40%), a francesa Total e a anglo-holandesa Shell (20% cada uma), e as chinesas China National Offshore Oil Corporation (CNOC) e China National Petroleum Corporation (CNPC), que têm 10% de participação cada uma.

A multiplicação das operadoras São vazões como a de Mero e seu reservatório, com uma coluna de 290 metros de óleo, a produtividade de Lula, e descobertas como a do campo de Sururu, onde a perfuração de um poço confirmou uma coluna de óleo de 530 metros (a média dos cinco poços do pré-sal com maiores colunas de óleo é de 436 metros), que continuam a atrair operadoras do mundo inteiro para os leilões do pré-sal, como o que se realiza em setembro, após o cerramento das portas da Rio Oil & Gas.

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TN Petróleo 121 23

Foto: Agência Petrobras

pré-sal 10 anos

Dos primeiros parceiros da Petrobras nos campos pioneiros, como Lula, até o último leilão, o número de oil companies mais que triplicou. O seleto grupo de players do pré-sal que reunia Petrobras, Shell (que comprou a BG), Petrogal e a sino-espanhola Repsol Sinopec, agregou novos players nos no primeiro leilão da partilha: Total, China National Offshore Oil Corporation (CNOC) e China National Petroleum Corporation (CNPC).

Nos três leilões seguintes entrou

para o time a gigante Exxon Mobil, a norueguesa Equinor, a inglesa BP, a norte-americana Chevron e ainda a Qatar Petroleum International (QPI).

Fora das licitações da ANP, já começou a disputa por fatias no pré-sal. A Total saiu na frente ao arrematar 35% da participação da Petrobras em Lapa, tornando-se a primeira estrangeira a operar um ativo no pré-sal. Já a norueguesa Equinor (ex-Statoil), adquiriu a fatia da Petrobras em Carcará, as-

sumindo a operação do campo, em uma negociação que gerou forte questionamento pois foi a primeira vez que a Petrobras abriu mão de qualquer participação.

O que se espera é uma forte disputa no 5º leilão da partilha, dia 28 de setembro, no qual serão oferecidas as áreas de Saturno, Titã, Pau-Brasil, na bacia de Santos, e Sudoeste de Tartaruga Verde, na bacia de Campos.

A Petrobras informou que vai exercer direito de preferência neste último, que está ao lado do campo em produção de Tartaruga Verde.

A estatal do qual a Petrobras iniciou em junho fase não vinculante do processo de cessão de 50% de seus direitos, sem transferência da operação, (concessão BM-C-36).

Até o fechamento dessa edição estavam inscritas 12 empresas: Chevron, CNOOC, CNOC, Ecopetrol (Colômbia), Equinor, ExxonMobil, Petrobras, BP Energy, QPI, Shell, Total e a alemã DEA Deutsche Erdoel AG, única que ainda não possui contrato para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Todas em busca de um quinhão dessa nova fronteira, que se transformou num ícone na indústria mundial de óleo e gás.

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TN Petróleo

TN Petrรณleo 121 25

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Porto do Açu

Açu Petróleo conclui 50ª operação ship-to-ship no Porto do Açu Foto: Porto do Açu

Com 25 metros de profundidade, terminal é o único privado no Brasil com capacidade para receber VLCCs.

A AÇU PETRÓLEO concluiu no final de agosto a 50ª operação de transbordo de petróleo (ship-to-ship) no seu terminal no Porto do Açu, em São João da Barra (RJ). O número representa um marco para a empresa, que começou a operar em agosto de 2016. Cada operação movimenta, em média, 1 milhão de barris.

“Em apenas dois anos, iniciamos a operação com VLCC (Very Large Crude Carrier) e avançamos no processo de desenvolvimento do Terminal de Petróleo. Hoje, o T-OIL é a melhor alternativa para as exportações de óleo do Brasil”, disse Victor Snabaitis Bomfim, presidente da Açu Petróleo. No total, o terminal já movimentou 50 milhões de barris para os clientes Shell e Petrogal.

Desenvolvido pela Açu Petróleo (parceria da Prumo Logística e a Oil26

TN Petróleo 121

tanking), o T-OIL é o único terminal privado brasileiro com capacidade para receber navios da classe VLCC. Este ano o Terminal já operou 4 navios tipo VLCC, petroleiros que estão entre os maiores do mundo e têm capacidade de armazenamento de até 2 milhões de barris de óleo cru.

As operações com este tipo de navio se tornaram possíveis devido ao investimento de R$ 400 milhões, realizado no ano passado, com as obras de dragagem que levaram a profundidade nominal do terminal para 25 metros.

Terminal No T-OIL, a operação de transbordo é realizada em área abrigada por quebra-mar, possibilitando uma operação rápida e segura, com eficiência e redução no custo final

para os clientes, o que aumenta a competitividade do petróleo brasileiro. A operação conta com um navio atracado e o outro a contrabordo, ambos cercados por barreiras de contenção a derrame no mar. Este tipo de operação permite maior segurança no transbordo durante todas as estações do ano.

O Terminal, que está licenciado para movimentar até 1,2 milhão de barris de petróleo por dia, também inclui uma área licenciada para o futuro investimento em armazenamento e tratamento de óleo cru. A futura construção da unidade de tratamento de petróleo com tanques de armazenamento irá contribuir na atração de outros clientes, que também necessitem deste tipo de serviço para consolidar seus produtos antes da venda.

pessoas

Repsol Sinopec Brasil tem novo CEO O ENGENHEIRO argentino Maria-

Performance de E&P do Grupo Repsol

do país. Nos últimos 3 anos, investi-

no Ferrari assume a presidência da

em Madri.

mos mais de R$ 50 milhões em pes-

Repsol Sinopec Brasil, a partir de 1º

Ferrari era CEO do Grupo Repsol

quisas com o objetivo de desenvolver

de setembro, substituindo o brasileiro

nos Estados Unidos, tendo passado

tecnologias capazes de maximizar os

Leonardo Junqueira, que comandou a

por diversas posições de liderança na

resultados de nossos ativos, priorizando

empresa nos últimos anos.

Colômbia, Argentina e Espanha. Ele

sempre a segurança das pessoas e a

Junqueira deixa o país para assu-

é graduado em Engenharia Civil pela

preservação do meio ambiente. Apoia-

mir a Diretoria Executiva de Portfólio e

Universidade Nacional do Comahue e

mos o desenvolvimento da indústria de

pós-graduado em Gestão Executiva do

óleo e gás no Brasil, focando nossos

PAD (Programa de Alta Direção) pela

esforços no gás natural, combustível

IAE Universidad Austral.

essencial para a diversificação da ma-

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Repsol Sinotec Brasil

triz energética brasileira e fundamental para a transição para um modelo mais

Em mais de 20 anos no Brasil, cons-

eficiente e sustentável. Fazemos parte

truímos uma trajetória sólida no país.

do Grupo Repsol, que possui experiên-

Fomos pioneiros na exploração do pré-

cia internacional na produção de gás

-sal e atualmente produzimos mais de

natural, que representa 63% de sua

80 mil barris de óleo equivalente por

produção global e 74% de suas reservas

dia, nos campos de Sapinhoá e Lapa,

provadas. No Brasil temos uma partici-

no pré-sal da Bacia de Santos, e Alba-

pação de 35% no bloco BM-C-33, que

cora Leste, na Bacia de Campos, sendo

tem grande potencial para produção

a 4ª maior produtora de petróleo e gás

do combustível.

TN Petróleo 121 27

perfil profissional

O ACASO virou paixão

por Beatriz Cardoso

O carioca Mario Jorge Coutinho dos Santos, que há 30 anos comanda a Navium Engenharia, Navegação e Comércio, sempre acreditou na vocação do Rio de Janeiro como polo da indústria naval e offshore. Tanto que chegou a propor que se organizasse a Baía de Guanabara Estaleiros S.A, reunindo todos os estaleiros locais para consolidar o renascimento dessa indústria, na época do programa de renovação de frotas da Transpetro (Promef). As coisas não aconteceram da forma que ele sonhou, mas, otimista incorrigível, o engenheiro mecânico que ‘embarcou’ no setor naval por acaso – ou por um chope - continua firme na área, apostando em novos projetos baseados no tripé inovação, economia e segurança.

U

ma carreira no setor aeronáutico parecia ser o caminho de Mário Jorge, quando cursava a Escola Preparatória de Cadetes do Ar, em Barbacena (MG), indo depois para o Centro de Formação de Pilotos Militares (Força Aérea Brasileira), em Natal (RN). “O conhecimento técnico que adquiri durante essa experiência acabou por me direcionar para a Engenharia Mecânica, que entendi ser a mais completa e que me permitiria trabalhar em todos os tipos de indústria”, revela.

Mário Jorge confessa que não tinha uma área específica em que quisesse atuar e que a indústria naval acabou entrando na vida dele por acaso, fruto de uma aposta entre dois ‘amigos da rede de vôlei’.

“O Michel, um grande gozador, apostou com o Paulo “Peru”, filho do então Almirante Jannuzzi e gerente do Reparo Naval da CEC Equipamentos (empresa do Grupo Mauá) que ele não me arrumaria um emprego. Perdeu um chope para o Jannuzzi e eu comecei na área naval mais dinâmica de todas, onde apliquei tudo que aprendera na Engenharia Mecânica”, conta ele.

Ampliando horizontes Mas o setor já estava entrando em declínio, pois se encerrava o II Plano da Construção Naval (II PCN, que foi de 1975 a 1979).

“Assim como hoje, tínhamos de buscar novos trabalhos para sustentar a indústria, usando o que aprendêramos a fazer. Entramos 28

TN Petróleo

em construção civil, produzindo varandas metálicas, vasos de pressão para a Refinaria Duque de Caxias (Reduc) e outras empresas químicas”, lembra o engenheiro.

Dos oito anos em que foi funcionário de empresas históricas do setor, como o grupo McLaren (1986/88), Mecanavi – Indústria Mecânica e Naval (1985) e CEC Metalurgia, atuando tanto na área de engenharia como na comercial (19811985), guardou uma lição para toda a vida. “O que aprendemos é sempre ampliar os horizontes, buscar conhecimento para evoluir e superar esses momentos”, afirma.

Ser dono do próprio nariz já era algo que passava pela cabeça dele desde a universidade. “A crise da década de 1980 me fez partir para o voo solo.

Sensação igual só quando solei o avião (pilotar sozinho pela primeira vez)”, lembra Mário.

Com estaleiros fechados e a crise no setor, ele decidiu buscar novas áreas.

“Tive a oportunidade de fazer trabalhos com um produto inédito de proteção contra o fogo, que me permitiu continuar na construção e reparo naval e offshore. Também voltei para a área civil, fazendo projetos e instalações de ar condicionado, exaustão mecânica, que faziam parte de trabalhos feitos na área naval”, explica.

Ele entrou firme na construção civil, reformando agências bancárias, fazendo obras em shoppings, lojas, etc. “O jeito é seguir em frente, observar o mercado, tendências, alternativas para as crises que sempre acontecem e, na verdade, são oportunidades de crescimento e inovação”, pondera.

FICHA TÉCNICA: Em que cidade nasceu? Rio de Janeiro É casado? Sim. Desde 95 com a Veronica.

Tem filhos? Se sim, quantos?

Quais os nomes? Sim, dois, Victor e Guilherme.

O que gosta de fazer nas horas vagas? Ver filmes repetidos.

Um livro que te marcou e porquê? A Cidadela, de AJ Cronin que trata da vida de um médico na Inglaterra e seus caminhos na vida profissional e pessoal. No meu entender, uma lição para profissionais de todas as áreas.

Uma viagem especial? Lua de mel em Caxambu, eu, minha mulher, dois filhos, minha sogra, minha cunhada e a baba. Inesquecível.

Um sonho ainda não realizado?

Vários. Quero que o Rio volte a ser o centro financeiro do Brasil, o centro de construção naval e náutica além do centro turístico.

Próprio negócio Com recursos próprios, estruturou a MCS Engenharia, Comércio e Representações Ltda. em 1988, que passou a se chamar depois Navium, para execução de projetos, instalações, operação e manutenção de

terminais oceânicos e empresa de navegação de apoio marítimo.

Desde então vem amealhando conquistas e superando as crises.

“As maiores conquistas foram os amigos e o conhecimento. Realizei serviços inéditos, trazendo tecnologia na área de proteção contra o fogo que apliquei em mais de quarenta plataformas de petróleo. Montei um estaleiro para construção de embarcações em fibra de vidro. Fiz o projeto e construí a lancha da Polícia Militar do Rio de Janeiro, quando ela estava formando o seu Grupamento Aeromarítimo”, enumera o empreendedor.

Com a abertura do mercado de petróleo para empresas estrangeiras, ele se dedicou a projetos e instalação de sistemas de ancoragem. “Instalei FPSO’s da Modec e Devon, fiz a primeira operação de offloading (transferência) do óleo produzido pela Santa Fé, operadora do campo de Caraúna (CE), e do FSO Estrela do Ceará para o NT Carioca, da Transpetro. Construí meus próprios barcos para apoio das instalações e comprei uma aeronave para atender a logística de pessoal e material para dar suporte com rapidez às atividades offshore”, revela Mário Jorge.

Ele criou ainda a ferramenta ‘Pelikelo’’ que otimizou o uso da estaca torpedo no projeto de instalação da P-50, apresentado pela Petrobras na OTC. “Fiquei muito contente pelo reconhecimento da contribuição da engenharia nacional, que fez a Petrobras economizar U$$8.5 milhões na instalação da P-50”, conta o empresário.

Recomeçar do zero Para o empreendedor, o problema maior é a falta de continuidade dos projetos. “Subimos e descemos de forma vertiginosa TN Petróleo 121 31

perfil profissional

enquanto no mundo, com todas as crises, a indústria continua ascendente, as vezes mais rápida ou mais lenta, mas sempre subindo”, afirma.

Ele reclama ainda que se investe muito para alcançar um bom nível e, de repente, é necessário recomeçar do zero.

“Perdemos muito dinheiro para formar profissionais todas as vezes que um projeto sofre descontinuidade. Temos de ter plano de país, não de uma pessoa.

E há outros desafios: impostos, burocracia”, pontua.

Critica ainda a vinda de empresas estrangeiras, de forma atabalhoada, sem conhecer o mercado brasileiro. “Muitas vieram, quebraram e se foram. Não querem mais voltar, porque se sentiram iludidos.

Mas a vinda de empresas que são bancadas pelas matrizes internacionais, acabou com as chances, para muitos, de com30

TN Petróleo

petir igualitariamente. Isso não é xenofobia. O mundo está mais global ainda e as tecnologias vêm de todas as partes.

Ainda assim, é afirma que valeu empreender. “Continuo otimista. Se comparamos o mapa do Brasil e dos Estados Unidos, temos o que e aonde empreender. Lá, a maior malha hidrográfica, o rio Mississipi, tem um tráfego assustador. Imagine a nossa malha integrada a outros modais? Temos mais riquezas minerais, mais áreas de agricultura, energia solar, eólica, renováveis, minérios raros, sem nevasca, tornado, furacão. É uma estrada longa, com muita emoção. Mas com um plano de país vamos longe. Por isso sou otimista e acho que vale a pena.

Experiências contínuas Estudar parece uma paixão para Mario Jorge, que pulou depois de pós-graduação em

pós-graduação. “Planejei a minha profissional de modo a ter experiências nas áreas que me dariam embasamento para cumprir as atividades comercial e de gestão como empreendedor que pretendia ser. Por isso fiz os cursos de Economia e Administração Industrial na UFRJ, depois na FGV e, de Tecnologia e Construção Naval, pela USP. Nesse último confirmei que a diferença entre o engenheiro mecânico e o naval é uma fita cassete de 30 minutos” (Rs).

Os diversos temas são complementares, na visão do empreendedor. “Um navio (ou plataforma) é uma cidade que flutua. Tem geração de energia, cinema, restaurante, academia de ginástica, hotel, escritório, planta de refino, tratamento de água e afluentes, etc. Então, a administração e gestão de uma empresa, como penso que ela deva ser, demanda essa diversidade”, acredita.

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TN Petróleo 121 31

perfil profissional

Retomada Para ele, os leilões são a chave da retomada. “Sem interrupção, tanto no pré-sal, como de bacias sedimentares e campos maduros. Temos o descomissionamento como opção, mas ainda a ser regulamentada”, pondera.

Atento a essa oportunidade, em 2017 a Navium foi a primeira empresa brasileira a se associar a DECOM –NorthSea, entidade que trata destas questões naquela região, para aprender como trabalhar nesse segmento. “Tive reuniões com várias empresas interessadas em vir para o Brasil, mas aguardando essa regulamentação do descomissionamento”, revela.

A Navium já está trilhando esse caminho, tendo hoje um portfólio com três projetos que

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são fruto da experiência e conhecimento do empresário, atendendo à demanda do mercado por inovação, economia e segurança.

“Tenho projetos de um barco de mergulho, um sistema de ancoragem para unidades marítimas e uma embarcação de manutenção de terminais oceânicos. Todos já apresentados às operadoras, com boa receptividade”, afiança, explicando que está trabalhando em conjunto com a COPPE para validação dos projetos.

Em relação ao setor naval e offshore, ele afirma que as expectativas poderiam ser melhores. “O Rio de Janeiro era para ser (e ainda poderá ser) o local de renascimento da indústria naval. Como eu já havia dito numa edição da TN, de 2005, época do Promef, deveríamos ter optado pelo mode-

lo europeu de construção, usando as instalações dos estaleiros do Rio de Janeiro para fabricar em módulos e montar os navios nos cinco diques existentes (Ishibras, Arsenal de Marinha, Mauá e os diques da RENAVE). Falei que seria a ‘’Baía de Guanabara Estaleiros S.A’’, a reunião de todos para o renascimento da indústria.

Defendi essa ideia à exaustão.

Não ouviram”, diz ele.

Mas segue tentando, afirmando que ainda não está realizado profissionalmente , “Tenho experiência e conhecimento para desenvolver mais ideias. Muito mais”, frisa o empreendedor, dando um recado a quem se aventura pelas águas turbulentas desse setor. “Estude com vontade. Não vá à escola para comer merenda”.

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eventos

Fórum GMIS Connect Brazil

PRINCIPAIS DESAFIOS

Foto: Paulo Fasanellan

da Indústria 4.0 para a política industrial do Brasil

A

4ª REVOLUÇÃO INDUSTRIAL desperta, ao mesmo tempo, fascínio e questionamentos acerca das consequências desse fenômeno para a economia e a sociedade. Por isso, o GMIS Connect Brazil, realizado no dia 11 de setembro, em São Paulo, membros do governo, acadêmicos, empresários e especialistas, a fim de discutir os impactos e os desafios da Indústria 4.0 para a política industrial. O evento foi promovido pela Confederação Nacional da Indústria (CNI), o Global Manufacturing and Industrialization Summit (GMIS) e a Organização das Nações Unidas para o Desenvolvimento Industrial (UNIDO), na sede da TOTVS. Entre os temas do fórum estavam os efeitos da inteligência artificial nos empregos e a relação entre Indústria 4.0 e proteção de dados.

O diretor de Desenvolvimento Industrial da CNI, Carlos Eduardo Abijaodi, destacou a importância da 4ª Revolução Industrial para o Brasil. “A Indústria 4.0 é uma oportunidade gigantesca para o país, ainda que apresente desafios para os setores público e privado”. Segundo Abijaodi, nesse cenário, é preciso levar em consideração a heterogeneidade da indústria brasileira e também, o potencial das empresas nacionais para integrarem esse processo. “O parque industrial nacional mostra que a tarefa é possível, mas há urgência. E a capacidade de a indústria competir internacionalmente dependerá de nossos esforços”.

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TN Petróleo

No mesmo sentido, o diretor-geral e membro do Comitê Organizador do GMIS, Namir Hourani, afirmou que a 4ª Revolução Industrial é complexa. “Precisamos entender qual é o impacto disso para nós, para o mundo e para as organizações. E nós estamos convidando as pessoas a refletir e a entender esse movimento global”.

Carlos Magariños, ex-diretor geral da UNIDO e Embaixador da Argentina para o Brasil, falou sobre inovação industrial e o futuro do desenvolvimento industrial na América Latina. Segundo Magariños, é preciso assegurar a difusão do conhecimento das tecnologias que compõem a Anúncio TN Petróleo 04.pdf 1 29/08/2018 10:47:48 Indústria 4.0. “É difícil entender

esse conceito porque ele está baseado em diversas tecnologias, não apenas em uma. E são tecnologias convergentes que mudam a estrutura da produção industrial e o consumo”.

Ao traçar um panorama do mercado diante da adoção das tecnologias habilitadoras da Indústria 4.0, o diretor da PwC Brasil, Rodrigo Damiano, por sua vez, evidenciou que o sucesso da implementação da Indústria 4.0 está atrelado a uma força de trabalho bem treinada. “A Indústria 4.0 vai trazer novas posições de trabalho e novos empregos. Mas isso vai demandar novas capacitações e habilidades dos profissionais”.

Política Industrial No primeiro painel do GMIS Connect Brazil, João Emilio Gonçalves, gerente-executivo de Políti-

ca Industrial da CNI e moderador do debate inicial, questionou os participantes sobre como esse fenômeno desafia o país na formulação de políticas públicas e lembrou os impactos esperados da Indústria 4.0 na economia, na produção industrial e no consumo.

Para José Borges Frias, diretor de Estratégia e Business Excellence da Siemens Brasil, a velocidade do avanço das inovações compõe um desses desafios. “Uma das questões nesse sentido é a rapidez com a qual temos que nos adaptar a esse processo”. Outro desafio para as empresas, de acordo com ele, é a adequação a novos modelos de negócios, já que a digitalização permite a entrada em outros mercados.

No que tange ao papel do Estado no cenário de adoção de tecnologias da Indústria 4.0, Andrea

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TN Petróleo 121 35

eventos

Foto: Paulo Fasanellan

Fórum GMIS Connect Brazil

Macera, secretária substituta de Desenvolvimento e Competitividade Industrial, do Ministério da Indústria, Comércio Exterior e Serviços (MDIC), considera que o Estado deve ser “facilitador e coordenador desse processo”. “É preciso desenhar uma política industrial que seja catalisadora de uma transformação industrial para acompanharmos todos esses avanços tecnológicos”.

Macera também defende mudanças educacionais que possibilitem a formação de mão de obra qualificada para trabalhar nesse contexto e o estabelecimento de uma parceria público-privada.

“Deve ser criado um ambiente regulatório adequado e ágil para acompanharmos os desafios impostos por essa nova revolução tecnológica”. No mesmo painel, Ana Cristina Rodrigues da Costa, chefe do Departamento de Bens de Capital, Mobilidade e Defesa do BNDES, diz que, “quando falamos em Indústria 4.0, estamos voltando a pensar no quanto a indústria é importante”.

Inteligência Artificial Quando o assunto é Inteligência Artificial – uma das tecnologias habilitadoras da Indústria 4.0 – vem à tona o debate sobre a necessidade de profissionais qualificados para trabalharem com 36

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esses sistemas. Para o Professor do Departamento de Sociologia da Universidade de São Paulo (USP), Glauco Arbix, a Inteligência Artificial ocupa um lugar preponderante na 4ª Revolução Industrial, e lembra a importância de se investir em recursos humanos para acompanharem tecnologias como essa. “Não se faz inovação sem pessoas. São as pessoas que criam as inovações. Então, é preciso pensar na formação de pessoas, e com qualificação”.

Por sua vez, Laercio Cosentino, CEO da TOTVS, explica que a Inteligência Artificial é um caminho sem retorno, e uma tecnologia revolucionária para a gestão dentro das empresas. “É necessário haver um esforço no Brasil para sermos, não apenas usuários de tecnologia, mas também, produtores de tecnologia, e isso demanda investimento em capacitação”.

Fabio Rua, diretor na IBM América Latina, reforça que o mercado brasileiro é carente de mão de obra técnica e ressalta os problemas do país na capacitação de profissionais. “Os cursos técnicos vão ajudar no preenchimento de vagas de emprego e fazer com que o mercado cresça para dar conta desses desafios que a Indústria 4.0 impõe”. Rua explica, também, que acredita no modelo de Inteligência Artificial

e na adequação do mercado a uma tecnologia tão relevante para o desenvolvimento da indústria. “A Inteligência Artificial vem para revolucionar a maneira como vivemos: a saúde, a educação, o sistema financeiro e os governos”.

Ainda no segundo painel do evento, Luciano Souza, diretor na Secretaria de Inovação e Novos Negócios do MDIC, frisa a importância da articulação de diferentes atores nesse contexto.

“Se a gente não tiver coordenação entre governo, academia e empresariado, a gente não consegue avançar em uma agenda tão complexa”, diz.

Regulação e Indústria 4.0 Como as tecnologias da Indústria 4.0 aumentam o fluxo e o tratamento de dados, os especialistas do terceiro e último painel do GMIS Connect Brazil falaram sobre privacidade e a Lei Geral de Proteção de Dados. “Há uma tendência mundial sobre a questão dos direitos de privacidade. A proteção de dados gera confiança no usuário. Quando o usuário sabe que os seus dados estão protegidos, ele tende a confiar mais nas plataformas digitais”, afirma Juliana Araujo, sócia no K&L Gates LLP. (Fonte: Agência CNI de Notícias).

Debates do Brasil - Os caminhos do futuro do óleo e gás no país

Décio Oddone da ANP participa de seminário em SP sobre o futuro do setor de óleo e gás tróleo e gás natural pode gerar para

lho Nacional de Política Energética

a sociedade.

(CNPE) que contribuirão para a con-

Décio Oddone fez palestra no

O DIRETOR-GERAL DA ANP, Dé-

quista desses objetivos.

painel “Setor de óleo e gás no Brasil,

“O CNPE propôs a inclusão de

impactos na economia”, que também

áreas já contratadas e devolvidas, ou

teve a participação do presidente do

já licitadas e não arrematadas, dentro

Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás

do Polígono do Pré-sal, no sistema de

Natural e Biocombustíveis (IBP),

Oferta Permanente. Essas áreas pode-

José Firmo.

rão ser estudadas pelas empresas, que

cio Oddone, destacou que o Brasil

O diretor-geral da ANP falou so-

terão nova oportunidade de arrematá-

vive um momento único, durante o

bre os desafios do setor de petróleo

-las. Também foi decidida a inclusão da

seminário “Debates do Brasil - Os

e gás no Brasil, como a necessidade

totalidade das áreas de bacias terres-

caminhos do futuro do óleo e gás no

de aumento da atividade explorató-

tres na Oferta Permanente, para atrair

país”, realizado em São Paulo, em

ria no país, com os players adequa-

investimentos para as bacias maduras

setembro.

dos para os diferentes ambientes, e

e de novas fronteiras”, afirmou.

O encontro reuniu especialistas

do aumento do fator de recuperação

Após as palestras, foi realizado

para discutir as perspectivas e de-

da produção em bacias maduras. Ele

em debate com integrantes da equi-

safios para os próximos anos, bem

citou medidas tomadas em reunião

pe econômica de três candidatos à

como os benefícios que o setor de pe-

realizada recentemente pelo Conse-

Presidência da República.

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perfil empresa

Infotec Brasil inova em gestão estratégica

Empresa brasileira líder em gerenciamento de serviços organizacionais amplia o portfólio para o setor de óleo e gás e parte para a internacionalização.

C

om expertise consolidada em mais de 30 anos de atuação e mais de 500 contratos executados, com reconhecimento da excelência em gestão, a Infotec Brasil se preparou para fazer frente às demandas futuras da indústria de óleo e gás no Brasil em um cenário de expansão.

Respaldada em 25 anos de atendimento ao Sistema Petrobras, a brasileira, líder em gestão de processos, amplia o portfólio de serviços para atender aos players globais que estão investindo em projetos de exploração e produção nas bacias brasileiras e ao redor do mundo.

Ao mesmo tempo, sedimenta um passo importante para a sua internacionalização, ao abrir o primeiro escritório internacional da empresa, em Miami (EUA), participando de ações, missões oficiais e feiras internacionais.

“Abrimos uma porta para buscar serviços em nível global, bem como para trazer novas tecnologias e alianças estratégicas para beneficiar o mercado brasileiro”, salienta o diretor comercial para O&G, Bruno Ghiatã.

Foco em O&G

INFOTEC BRASIL Matriz: Rua Teófilo Otoni 63, 11º andar – Centro – Rio de Janeiro - RJ Tel.: (21) 2240-1300 www.infotecbrasil.com.br 40

TN Petróleo

Em abril deste ano, surgiu uma nova divisão de negócios voltadas para as atividades de E&P. Justificada pelo crescimento da indústria de O&G no país, com o ingresso de novos operadores, concessão de áreas (inclusive no pré-sal) e, consequentemente, aquecimento das atividades de E&P, bem como a dinamização do desenvolvimento de projetos no pré-sal, impôs alguns desafios para a Infotec Brasil.

“Precisamos e vamos crescer de forma sustentável, lastreados em nossas competências, experiência e capacidade de gestão e inovação, para ajudar esse setor a superar os desafios crescentes em suas operações”, pontuou Bruno.

Com um novo posicionamento estratégico, a Infotec Brasil vem se firmando como um hub de gestão de multisserviços organizacionais, sendo uma facilitadora de serviços estratégicos para o segmento de O&G, com foco a otimização de processos, gerenciando diversas atividades da cadeia produtiva das empresas, que abrange desde o apoio logístico à fiscalização de contratos e gestão das informações.

Inovação no DNA é preciso Antecipando-se ao cenário que já vem se delineando em bacias maduras, como o Mar do Norte e a bacia de Campos, nos últimos quatro anos a empresa vem estudando as atividades de descomissionamento e abandono de poços e sistemas offshore. Na visão da Infotec Brasil é iminente o surgimento dessa indústria no Brasil, a exemplo do que ocorre em outras regiões em que é o declínio da produção está se acelerando, com centenas de instalações no fim de sua vida útil e os ativos se tornando deficitários, devido aos altos custos operacionais.

“Inovar está no nosso DNA. Buscamos sempre nos antecipar às tendências e cenários. Por isso criamos a divisão de E&P, fechando uma parceria com um player de descomissionamento com forte atuação no Mar do Norte. Nosso parceiro vai prover as soluções de engenharia conceitual e orçamentação, compartilhando a supervisão e o gerenciamento integrado de projeto com a Infotec”, ressalta o executivo.

Segurança, meio ambiente e Saúde A Infotec Brasil também vem se reposicionando na área de segu-

Áreas foco da Infotec Brasil • Gerenciamento e Fiscalização de Contratos; • Logística e Cadeia de Suprimentos; • Gestão de Informação; • Serviços de Engenharia e Manutenção Industrial; • SMS (Segurança do Trabalho, Meio Ambiente e Saúde); • Soluções customizadas de Business Process Outsourcing (BPO)

A INFOTEC BRASIL está capacitada a atuar em cada área foco, dispondo de uma equipe de especialistas presentes em mais de 15 estados brasileiros. Proximidade com o cliente, o correto entendimento de suas demandas, o uso das boas práticas mais modernas, as constantes avaliações de desempenho e a busca incessante pelo aumento de produtividade e eficiência são os pilares do desenvolvimento da Infotec Brasil. Nosso Sistema de Gestão Integrado (SGI) contempla as certificações NBR ISO 9001, NBR ISO 14001 e OHSAS 18001, visando garantir o nível de excelência e qualidade.

rança, meio ambiente e saúde do trabalho (SMS), buscando formas mais eficientes e eficazes de oferecer serviços voltados a área de meio ambiente, que é crucial para a sustentabilidade das empresas.

Na área de segurança do trabalho, a empresa está pleiteando um convênio com a conceituada Universidade de Coventry, de Londres, para ampliar a capacitação nas técnicas prevencionistas de incidentes/acidentes com ênfase no fator humano, incluindo as vertentes de estrutura e procedimentos organizacionais.

“O grande desafio é participar do crescimento da indústria de O&G brasileira, de forma que sua experiência e capacitação adicione valor”, conclui Bruno Ghiatã.

TN Petróleo 121 41

perfil empresa

VALLOUREC DESENVOLVE

A

Vallourec desenvolveu um novo modelo de fornecimento de soluções tubulares inteligentes, que combina serviços físicos e tecnologias digitais: o Vallourec.smart. Desenvolvidas de forma colaborativa – em parceria com o cliente – as soluções atendem suas reais neces-

sidades e são entregues de forma ágil e contínua. Isso significa que elas estão sempre em evolução, podendo ser adaptadas a cada nova demanda atendendo às especificidades de cada novo Projeto.

Dentre as soluções oferecidas por meio do Vallourec.smart para a linha de produtos PLP – Project Line Pipes, utilizados na fabricação de risers e flowlines está o conceito de “One Stop Shop”. Esse conceito busca oferecer um atendimento estruturado e, consequentemente, reduzir a complexidade e o tempo da execução dos projetos offshore. Para isso, a Vallourec reuniu, em Vitoria (ES), vários serviços que, de forma integrada, atendem às especificidades de cada projeto, desde o suporte na elaboração de especificações técnicas até a entrega da tubulação. A integração de produtos e serviços resulta na oferta de soluções completas, como: dimensionais padronizados ou sob medida, tolerâncias restritas nas pontas dos tubos através de moderno sistema de medição e usinagem (End Truing), serviços de soldagem (Double Joint ou Multi Joint), revestimentos anticorrosivos e isolamento térmico e, ainda, logística especializada para projetos.

Além disso, com o apoio de parceiros criteriosamente selecionados, a Vallourec

também oferece soluções de revestimento metálico interno, como por exemplo, o Mechanical Lined Pipes e o curvamento de tubulações.

Toda a gestão dessas soluções é de responsabilidade de uma equipe de especialistas multifuncionais, dedicada exclusivamente ao gerenciamento de Projetos Line Pipe assegurando uma comunicação direta e eficiente junto aos clientes. Essa equipe facilita ainda a tomada de decisão, tornando o processo rápido e assertivo.

A oferta das soluções integradas ao gerenciamento de projetos visa também reduzir a interface do cliente com diversos fornecedores e, consequentemente, simplifica a sua cadeia de fornecimento garantindo também entrega no prazo e no custo.

DIGITAL DATA BOOK No caminho da chamada Indústria 4.0, que se refere à transformação digital das empresas, a Vallourec tem apostado fortemente no uso da tecnologia para a integração digital das diferentes etapas da sua cadeia produtiva, a fim de facilitar a rotina do cliente. Com esse objetivo e, mais uma vez, em parceria com o cliente, foi desenvolvido o Digital Data Book.

O Digital Data Book é um sistema hospedado em nuvem que disponibiliza, via mobile e/ou web, todos os dados reais relacionados aos processos de produção do tubo – desde as barras de aço ao acabamento. Além disso, ele é capaz de integrar todas as informações do escopo de produtos e serviços oferecidos pela Vallourec, feito internamente ou através de parceiros – como os Lined Pipes, curvas, revestimento e solda – apresentando-os em uma interface digital única e amigável, o que agiliza as aprovações técnicas e proporciona aos clientes mais eficiência na gestão de projetos e ativos.

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TN Petróleo

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perfil empresa

Sistema de ancoragem com arranjo otimizado Solução inteligente para reduzir a quantidade de linhas de ancoragem dos FPSOs que irão operar na área do pré-sal.

A

ideia de se pensar em alternativas mais econômicas para os sistemas de ancoragem, surgiu quando, após a primeira instalação, fomos solicitados a reduzir o nosso pessoal de instalação a bordo visando reduzir o custo.

Na segunda instalação, além de mais uma redução de pessoal, também o ‘’container’’ que servia com paiol e oficina teria de ter o tamanho reduzido.

Com os novos desafios impostos pelo pre-sal, entendemos ser fundamental ter alternativas ao já consagrado Torpedo, criado pela Petrobras.

Enfim: o número de linhas aumentava , de 18 no início ,hoje chega a 24, indo para 26, o grupo de trabalho tinha de ser reduzido e o container virara uma mala de ferramentas. Ou seja, algo precisava ser feito.

Partimos então para o estudo de redução de linhas que, de 18 no início, hoje chega a 24, indo para 26.

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TN Petróleo

Ainda em meados dos anos 1990, a Petrobras deu início ao desenvolvimento de uma âncora denominada torpedo para ancoragem de plataformas. Esta tecnologia foi consagrada em 2006, após a instalação da plataforma P-50, do tipo FPSO, no campo de Albacora Leste, na bacia de Campos, numa lâmina d’agua (LDA) de 1.240 m e com 18 linhas de ancoragem.

Esta solução foi adotada para todas as unidades da Petrobras e das demais operadoras.

O primeiro sistema definitivo de produção de grande porte a operar no pré-sal da bacia de Santos foi o FPSO Cidade de Angra dos Reis (Piloto de Lula), em outubro de 2010 e com já 24 linhas de ancoragem em função da LDA de 2.140 m na locação

da unidade, aliado ao fato das condições ambientais reinantes na bacia de Santos serem mais adversas do que na bacia de Campos.

A partir de então, tornou-se comum para as unidades de produção que viriam a operar no pré-sal, possuírem porte de 320.000 TPB, planta de 150.000 barris/dia e 24 linhas de ancoragem no padrão 4x6 (quatro grupos de linhas com 06 linhas em cada cluster), conforme a figura 1.

Concluindo, como não houve modificações no padrão de ancoragem dos FPSOs que operam no pé-sal nos últimos oito anos, está sendo apresentada esta alternativa às operadoras que estão atuando no pré-sal brasileiro, de modo a reduzir a quantidade de linhas de ancoragem , otimizar o arranjo submarino dos projetos, utilizando concepções consagradas no mercado offshore para linhas de ancoragem obtendo-se redução de custo na sistema de ancoragem.

Nova solução Como destacado anteriormente,

o uso de torpedos T-120 é o tipo de fundação comumente utilizada para a fixação das linhas de ancoragem no leito marinho dos FPSOs do pré-sal. Entretanto, a capacidade destes torpedos, conhecida como poder de garra, hoje está limitada em 1.200 toneladas. Isto significa que o mesmo não pode sofrer uma carga superior a este valor, caso contrário será arrancado do solo e irá comprometer a segurança da plataforma.

A esta característica do torpedo T-120 está associada a resistência à ruptura na faixa de 1.400 toneladas dos componentes das linhas de

ancoragem, tanto as amarras (ou correntes) como os cabos de poliéster. Estes já existem há alguns anos no mercado com resistência superior a 2.000 toneladas, entretanto não surgiram ainda fornecedores para torpedos com capacidade superior a 1.200 toneladas.

O sistema de ancoragem proposto para diminuir a quantidade de linhas de ancoragem e otimizar o arranjo submarino dos projetos utiliza concepções já consagradas no mercado offshore: estacas marteladas (Driven piles), amarras, cabos de poliéster e equipamentos de ancoragem do tipo fairlead-chain stopper-chain jack.

O grande diferencial é o uso de Driven Piles de alto poder de garra (superior a 1.600 toneladas) e linhas de ancoragem com elevada carga de ruptura (superior a 2.000 toneladas), para reduzir a quantidade e o raio das linhas de ancoragem dos atuais FPSOs, principalmente na área do pré-sal.

A utilização de estacas marteladas (Driven Piles) de alto poder de garra permite diminuir a quantidade de linhas de ancoragem dos FPSOs de 24 para 16 (ou talvez até

12, a depender de um estudo mais detalhado que estamos realizando em conjunto com a ATNAV e o LOC-COPPE/ UFRJ). Consequentemente irá diminuir o espaço ocupado pelas linhas de ancoragem no leito marinho em pelo menos 40%, otimizando o arranjo submarino das tubulações de produção (risers, flow lines) e da localização dos poços.

Aplicação e maturidade da tecnologia Esta solução pode ser aplicada para qualquer unidade flutuante ancorada (FPSO, SS, Spar Buoys, etc.) de qualquer porte, em águas rasas, profundas e ultraprofundas. A tecnologia está pronta para utilização imediata e com capacidade de pleno atendimento as normas de projeto vigentes para sistemas de ancoragem.

A grande vantagem desta solução é a sua logística de instalação de baixo custo, aliada redução dos equipamentos a bordo da unidade flutuante, que permite a mesma ser técnica e economicamente mais viável do que as atualmente utilizadas no mercado de óleo & gás brasileiro.

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Ano 7 • nº 61 • setembro de 2018 • www.tnsustentavel.com.br

Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem

VOLUNTARIADO:

ENGAJAR PESSOAS PARA TRANSFORMAR CULTURAS uitas vezes, lições de vida acontecem de forma inesperada e produzem impactos surpreendentes. Recentemente, tive a oportunidade de viver por três anos (2014 até 2017) em Xangai, China, onde me envolvi em um serviço de voluntariado. Esse serviço acabou por me mostrar que o voluntariado, mesmo em áreas desconectadas com o tema central de um grupo (social, empresarial ou corporativo), pode influenciar profundamente a cultura—ou ethos—de tal comunidade. Essa vivência me levou a compreender que a carga emocional e psicológica que o serviço do voluntariado é capaz de despertar nos indivíduos tem, por sua vez, o poder de transformar uma cultura coletiva, onde nos percebemos como meros coadjuvantes, para outra, essencialmente participativa, no qual nos tornamos protagonistas da própria história, e todos engajam-se na geração de novos valores, dai a transformação cultural.

Antes da minha ida para China, tive a experiência de coordenar alguns projetos sociais na área de Licenciamento Ambiental para a indústria de óleo e gás, no estado do Rio de Janeiro. Nessa ocasião, meados de 2006 até 2014, o maior desafio foi gerenciar os interesses e as expectativas de atores tão diversos, as assim chamadas partes interessadas (stakeholders), e suas diferentes visões e dinâmicas de atuação, em direção ao objetivo desejado do projeto. Na prática pude perceber que, apesar do projeto responder a uma obrigação legal e contar com recursos financeiros garantidos, o seu impacto para a comunidade contemplada somente será Leticia Asturiano é pós-graduada em Gestão de Projetos pelo UFRJ, e Bacharel em Comunicação Social pela Facha. Atuou como coordenadora dos projetos socioambientais por oito anos, enquanto consultora terceirizada da Petrobras, sendo responsável pelo relacionamento com comunidades e stakeholders e pela gestão de processos de licenciamento ambiental offshore e onshore. Morou em Xangai, durante os últimos três anos e, atualmente, de volta ao Rio de Janeiro, contribui voluntariamente com a elaboração de projetos de melhorias de saneamento, junto com os diversos integrantes do Subcomitê do Sistema Lagunar da Lagoa Rodrigo de Freitas (SCS LRF).

44

TN Petróleo 121

relevante se houver efetiva transformação dos interesses particulares de cada ator social, com a motivação de gerar valor para todos, assegurando assim a sustentabilidade do projeto, e não, simplesmente, um benefício individual e pontual. Além disso, o projeto só produzirá impacto real, se houver ampla inter-relação com os atores locais, inter-relação esta que permita identificar aqueles mais engajados e capazes de multiplicar os benefícios perenes de um projeto socioambiental, para os interesses legítimos da comunidade em particular.

De volta ao Brasil, passei a acompanhar as reflexões do mundo corporativo sobre a importância de incorporar os valores da Responsabilidade Social e a prática da Sustentabilidade no sistema de gestão das atividades e processos da empresa e na cultura organizacional, de forma que estas vertentes gerem impactos socioambientais positivos para a sociedade e, naturalmente, valor econômico para empresa. Todavia, a construção desse modelo sustentável só é possível com a participação de colaboradores, ou seja, indivíduos verdadeiramente engajados e sensibilizados nessa “causa”.

Seguindo essa reflexão, a empresa

de uma ação voluntária em prol da

voluntariado. É por essa razão que o

que busca gerar impacto positivo para

Baobei Foundation, instituição sem fins

voluntariado beneficia tanto a socie-

todos seus stakeholders deve pensar

lucrativos, com o objetivo de arrecadar

dade quanto o indivíduo que volun-

em como incorporar mais um princípio

fundos para custear cirurgias de bebês

taria, proporcionando uma dinâmica

no tripé da sustentabilidade (Triple

órfãos chineses com anomalias físicas.

de mútuo reforço sobre a generosi-

Bottom Line ): o engajamento dos in-

Nesse grupo, ao qual a maioria se

dade, a confiança, e a solidariedade

divíduos, fator base para se construir

dedica praticamente o ano todo, para

e a reciprocidade entre os cidadãos,

uma nova consciência organizacional.

a realização de um bazar anual, pude

enquanto cria oportunidades de cons-

perceber as diferentes motivações

trução participativa.

1

Engajar pessoas pela solidariedade Mas como inspirar e sensibilizar

dessas mulheres, que buscam redefinir seus papeis, uma vez que a maioria acompanha seus respectivos maridos

Os benefícios gerados pelos programas de voluntariado Um estudo realizado pela United

pessoas para a mudança comporta-

na expatriação, abrindo mão de suas

mental? Como inserir, no dia a dia das

carreiras em prol de uma nova expe-

Nations Volunteers (UNV) intitulado

empresas, nos seus processos de negó-

riência, que lhes gera ganhos como

“2011 State of Volunteerism in China”

cios, e na rotina de seus colaboradores,

pessoas, ampliando seus horizontes e

mostra o valor do voluntariado na

por exemplo, a prática dos 17 objetivos

compreensões do mundo.

do Desenvolvimento Sustentável2 da

Nessa experiência, percebi que, no

construção do capital social e na criação de harmonia na sociedade, que só

ONU (Organização das Nações Uni-

início, o interesse da grande maioria

em 2011, teve mais de 120 milhões de

das)? Através de dinâmicas de grupo,

é conhecer pessoas, fazer amizades,

participantes em atividades voluntá-

oficinas, treinamentos, campanhas

introduzir-se na comunidade brasileira

rias. Na China, o voluntariado ganhou

de comunicação, ou inserindo esses

(que num país com hábitos e cultura

força nas olimpíadas de Pequim e no

princípios no código de ética da com-

tão diferente é fundamental). Porém,

terremoto de Wenchuan, ambos em

panhia? Na verdade, todas essas ações

à medida que as pessoas se envolvem

2008, e a partir daí demonstrou ter

contribuem, porém, fica uma sensação

mais no trabalho, a motivação se trans-

influenciado mudança de atitude no

de que ainda falta algo.

forma em querer se sentir útil, em se ter

governo, nas empresas e nas comuni-

um objetivo, se manter ocupada e, até

dades. Esta situação levou o governo

ficou claro que, para se alcançar o

mesmo, aprender a fazer coisas novas.

nacional e locais a reconsiderar a

impacto positivo e sustentável desejado,

Com a realização do bazar e a arreca-

influência e o valor social do serviço

e inserir essa nova forma de pensar nos

dação dos fundos, ou seja, no momento

voluntário, o que também levou as cor-

processos das organizações, precisamos

em que se observa o resultado propria-

porações chinesas a participarem de

pensar sistematicamente e estrategica-

mente dito, a emoção extravasava, e

diferentes tipos de serviço voluntário,

mente no desenvolvimento de pessoas,

transformava verdadeiramente a nossa

oferecendo apoio financeiro e material

suas competências: conhecimentos,

atitude, para a vontade de fazer o bem

de forma mais ampla.

habilidades e atitudes. Em outras pala-

ao próximo, a Responsabilidade Social,

vras, é preciso construir novas percep-

propriamente dita, para que todos nós

programas de voluntariado tem a

ções e promover o comprometimento

tenhamos as condições básicas para

capacidade de alterar a maneira como

de indivíduos, organizações e comuni-

uma vida com qualidade. E desse jeito,

indivíduos sentem e percebem-se no

dades. Neste contexto, a experiência

dávamos mais um propósito por estar

mundo. A ação voluntária, portanto,

do voluntariado vem se mostrando um

tão distante de nossa terra natal e fami-

por definição destituída de perspec-

efetivo instrumento de aperfeiçoamento

liares, salvar vidas daqueles bebês e dar

tiva de compensação material, leva o

das contribuições individuais e coleti-

dignidade para os mesmos, ajudando

indivíduo a mudar o seu próprio foco

vas, para internalizar as necessidades

no processo de adoção.

para concentrar-se mais no seu entor-

Foi exatamente nesse ponto que

atuais do mundo, com relação ao comportamento socialmente responsável.

Foi aí que entendi a profundida-

A participação engajada em

no e nas pessoas ao seu redor. Assim,

de da afirmativa de Rafael Medeiros

se o propósito da empresa se refere

(coordenador de voluntariado) em

à sustentabilidade, por exemplo, o

artigo publicado no Linkedin: “nin-

profissional com experiência em ações

guém nasce voluntário, mas torna-se

de voluntariado terá ampliado sua

voluntário”. De fato, na medida em

sensibilidade para entender o impacto

que nos envolvemos nos trabalhos de

de problemas sociais e ambientais,

a chance de participar, junto de um

um projeto voluntário somos, pouco

gerados pela atividade da companhia,

grupo da comunidade brasileira,

a pouco, tomados pelo “espírito” do

sobre as comunidades e seus indiví-

No Brasil ou na China, a base para gerar impacto social positivo é a mesma.

Quando estive em Xangai, tive

TN Petróleo 121 45

duos, levando a um comportamento

quanto os mais velhos não trabalham

proativo e participativo diante dessa

numa empresa só para estar emprega-

todos nós, não só podemos, como de-

problemática. Finalmente, na medida

do. Trabalham, também, por acreditar

vemos abraçar os valores da Responsa-

em que o processo de voluntariado

o que a empresa faz. Cada vez mais o

bilidade Social e da Sustentabilidade.

gera resultados positivos observáveis,

funcionário busca uma causa. É pre-

Para tal, os líderes devem inspirar

ele também transforma, aos poucos,

ciso, portanto, que a empresa ofereça

pessoas e ter a sensibilidade para

a própria cultura individual, gerando

uma causa que se identifique com

perceber as motivações particulares

mais motivação, enquanto aprimora

o valor do funcionário, ou seja, com

de cada um, de maneira a convergi-las

sua sensibilidade e sua empatia.

aquilo que ele já traz de casa. Assim

para o real propósito da sustentabi-

gera-se, no funcionário, orgulho por

lidade, e reforçar tanto o vínculo dos

concluir que, seja na China ou no Bra-

trabalhar na companhia. Outro ponto é

funcionários com questões sociais,

sil, a inserção estratégica e o incentivo

que, muitas vezes, o funcionário deseja

quanto a própria responsabilidade da

de trabalho voluntariado num contexto

participar de ações deste tipo mas

empresa. Assim, devem encontrar ca-

empresarial pode, efetivamente, con-

não tem tempo fora do seu horário de

minhos para esse engajamento. Nesse

tribuir para mudanças mais complexas,

trabalho. Dar a ele essa possibilidade

esforço, os líderes devem se orientar

capazes de produzir impacto social

é muito. No fim das contas, ele acaba

por responder: o trabalho voluntário

positivo na cultura empresarial e na

tendo um desempenho melhor”. No

em causas socioambientais pode ser o

sociedade. Assim, percebo de forma

Brasil, conforme dados divulgados pelo

caminho para uma nova consciência

clara, a importância de se incentivar,

IBGE (Instituto Brasileiro de Pesqui-

organizacional? Temos que refletir

em todas as áreas e níveis da empresa,

sa), 6,5 milhões de pessoas realizaram

sobre esse ponto.

o envolvimento dos colaboradores em

trabalho voluntário, em 2016, sendo 6

trabalhos voluntários. Tornar as ações

milhões (91,5%) por meio de empre-

com os princípios da Sustentabili-

de voluntariado em momentos de

sa, organização ou instituição. Em

dade incorporados no seu plano de

aprendizado, troca, construção e trans-

resumo, André reitera: “Programas

negócio, isto é, na proposta de valor

formação, o que traz para uma empresa

de voluntariado das empresas trazem

da empresa, estão buscando encon-

colaboradores como uma mente aberta

benefícios para todos os envolvidos”.

trar soluções para incorporar esses

Diante de tal observação, e fácil

e uma atitude positiva e proativa.

Já o colaborador da Chevron Paulo

Estamos num momento em que

As empresas que não nasceram

princípios de forma economicamente

Matheus, que participou pela primeira

viável. Contudo, os projetos susten-

cionais da Ampla, André Moragas,

vez de um serviço voluntariado, no

táveis de tais empresas precisam

também havia chegado a essa con-

projeto Trilha Empreendedora3, relata

partir da concepção de uma equipe

clusão, em 2010. Em artigo publicado

que: “Ver que, de alguma forma, você

formada por indivíduos sensíveis ao

no jornal O Globo, André afirma que

pode fazer a diferença na vida de

tema, que possam construir juntos,

oferecer um programa de voluntariado

alguém, é algo que não tem preço. A

com um novo olhar, um proces-

é importante para que a empresa gere,

sensação que fica é de satisfação por

so economicamente equilibrado.

inclusive, empatia com seus funcio-

dar um retorno mais visível para o

Seguindo essa linha de raciocínio, o

nários. “Vários estudos comprovam

desenvolvimento de uma sociedade

trabalho voluntário pode ser um dos

que tanto os empregados mais novos,

melhor para todos nós”.

caminhos.

O Diretor de Relações Institu-

Triple Bottom Line - criado pelo sociólogo britânico John Elkington, o conceito Triple Bottom Line – o tripé da sustentabilidade – expressão consagrada atualmente e também conhecida como os “Três Ps” (People, Planet and Profit). Segundo esse conceito, para ser sustentável uma organização ou negócio deve ser financeiramente viável, socialmente justo e ambientalmente responsável.

2 Os 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável foram definidos em 2015 pela ONU e trata-se da nova agenda de ação até 2030, fruto do trabalho conjunto de governos e cidadãos de todo o mundo. Tem como objetivo criar um novo modelo global para acabar com a pobreza, promover a prosperidade e o bem-estar de todos, proteger o meio ambiente e combater as alterações climáticas.

3 Projeto Trilha Empreendedora – tem como objetivo atender alunos do 1° e 2° ano do ensino médio, com uma sequência estruturada de programas nos eixos de empreendedorismo, educação financeira e preparação para o mundo do trabalho.

Os programas são aplicados pelos professores, com apoio de voluntários de 14 empresas do setor de óleo e gás associadas ao IBP (Aker Solutions, BP, Chevron, Ipiranga, Petrobras, QGEP, Repsol Sinopec, Equinor, Shell, Wilson Sons, Total, Weatherford, Karoon e Supergásbras).

1

46

TN Petróleo 121

inibidores de hidrato

Inibidores de hidrato: Termodinâmico X Inibidor de Baixa Dosagem

D

Dentre os desafios encontrados pela indústria petrolífera na produção de p, especificamente na elevação e escoamento, destaca-se a formação de hidratos. A menos que seja tomada uma ação preventiva, este pode dificultar o escoamento do petróleo chegando até mesmo a obstruir as linhas. O problema se agrava na exploração offshore, com aumento da pressão e redução de temperatura externa com lâminas d’água profundas e ultra profundas.

Nos últimos 50 anos foram desenvolvidos vários modelos matemáticos propostos nessa área visando a predição de condições favoráveis à formação de hidrato. Esta por sua vez depende de vários fatores, dentre eles: temperatura, pressão, composição do gás e BSW.1

O que são hidratos Os hidratos são compostos cristalinos semelhantes ao gelo formados por água e moléculas de gás aprisionadas nas cadeias formadas pelas moléculas de água (NOTZ et al., 1996). Segundo Sloan (1999), os hidratos são estáveis a altas pressões e baixas temperaturas, sendo linearmente dependentes da pressão e exponencialmente da temperatura.

O termo hidrato de gás refere-se a moléculas de água em torno de uma molécula central de gás, de baixo peso molecular, como aqueles que geralmente constituem o gás natural (metano, etano, propano e outros). Dadas as condições adequadas de temperatura e pressão, as moléculas de água formam uma rede geométrica repetitiva, comumente referida como uma gaiola. Esta estrutura é estabilizada pelas forças adicionais de Van Der Waals, que atuam entre a molécula de gás e as moléculas de água circundantes (PAEZ et al., 2001).

1

Basic Sediments and Water é uma indicação da contaminação existente no óleo em

Mariana Graciolli De Assis Martins Perpétuo é graduanda em Engenharia de Petróleo pela Universidade Santa Cecília (UNISANTA)

Gabrielli Campos Divino é graduanda em Engenharia de Petróleo pela Universidade Santa Cecília (UNISANTA)

Thiago Ribeiro Takahashi é engenheiro de Petróleo da Petrobras na área de Operação.

termos de sedimentos básicos (usualmente areia) e água. Ou seja, é a fração de água produzida, comparada com a produção total.

TN Petróleo 121 47

óleo e gas inibidores de hidrato

Quanto maior o teor de componentes leves no gás, como o metano e etano, maior é a tendência de formar hidrato. Por outro lado, os gases com maior teor de componentes pesados, como o butano e propano, possuem menor tendência de formar hidrato, já que sua cadeia molecular é maior.

A curva de hidrato ou o envelope de hidrato mostra em um gráfico (Pressão X Temperatura) a região na qual o hidrato é termodinamicamente estável (NOTZ et al., 1996). Na figura abaixo, pode-se observar um exemplo desta. O risco de hidrato existe na região esquerda da curva, que é função da densidade do gás e por isso influenciada pela composição do mesmo.

O risco de formação de hidrato em águas profundas e ultra profundas é alto, pois neste cenário, a temperatura da água do fundo do mar é cerca de 4°C (39,2 °F), e toda vez que a produção é interrompida por um longo período de tempo, a temperatura do fluido do interior da linhas equaliza com a temperatura do fundo marinho. No gráfico da figura 1, é possível verificar que nessa condição de temperatura basta ter uma pressão acima de 600 psi (caso conservador, considerando um gás 100% metano) para ter condições termodinâmicas para a formação de hidrato. Em produção offshore, em lâminas d’água profundas, esse patamar de pressão é facilmente ultrapassado.

Durante o escoamento, a temperatura do petróleo tem pouca variação no trecho da coluna de produção, porém na linha submarina ocorre uma redução contínua de temperatura até à plataforma, devido a troca de calor com o meio marinho.

48

TN Petróleo

Fatores como comprimento e isolamento da linha, vazão e existência de chokes submarinos devem ser considerados para calcular o perfil de temperatura da linha e avaliação da possibilidade de formação de hidrato do poço em fluxo.

Métodos de inibição da formação do hidrato A formação de hidratos, em si, não necessariamente representa um problema, já que os cristais podem ser transportados pelo fluxo multifásico. O grande desafio é manter essas partículas em solução, impedindo que estas se depositem à parede dos risers, flowlines e outros equipamentos submarinos, podendo causar obstruções e bloqueios ao escoamento, causando grandes perdas e até mesmo perda total da produção do poço.

Os principais problemas causados pelo hidrato ocorrem na repartida da produção. Nestes casos, a troca de calor por um longo período do fluido estático nas flowlines com o meio marinho, favorece as condições de formação do hidrato. Nesta situação, aumenta o risco de plugueamento da linha, uma vez que as fases que escoam de forma misturada durante o fluxo multifásico, se segregam quando o fluido fica parado. Dessa maneira, a água se concentra na parte inferior da linha, e caso ocorra o encontro com gás, existe o risco de bloqueio na linha por hidrato.

PREVENÇÃO DO HIDRATO São vários os métodos para a prevenção do hidrato. Dentre estes, os procedimentos mais simples consistem em manter a temperatura acima da qual ocorre a formação de hidrato, por meio de isolamento térmico ou

aquecimento elétrico da tubulação e manter a pressão abaixo da qual o hidrato é estável.

Todavia, nem sempre é possível manter a tubulação escoando nessas condições através desses métodos. Por isso, outra estratégia muito utilizada é a injeção dos chamados inibidores termodinâmicos, que são compostos químicos capazes de alterar as condições de formação de hidratos.

Na teoria, Szymczak et al.

(2005) afirmam que existem métodos térmicos e mecânicos para evitar a formação de hidratos. No entanto, nas operações offshore, a maneira mais eficiente para evitar a formação de hidrato é por métodos químicos. Historicamente, o produto que obteve os melhores resultados para inibição e dissolução de hidrato foi o metanol (MeOH).

Desta forma, se faz necessário extensivos testes laboratoriais para avaliação e determinação dos compostos químicos que serão utilizados, levando em consideração as condições ambientais e econômicas. O uso de uma ou outra tecnologia leva em conta a

eficiência de seu trabalho e acima de tudo, os custos associados (COCHRAN, 2003).

Inibidores termodinâmicos Os inibidores termodinâmicos são sais inorgânicos, álcoois e glicóis que reduzem a temperatura de formação de hidratos pela mudança do potencial químico da água. Metanol, etanol, monoetilenoglicol (MEG), dietilenoglicol (DEG) e trietilenoglicol (TEG) são os mais usados deste grupo (CARROLL, 2003).

Conforme Sloan et al. (2011), esses inibidores possuem como principal objetivo deslocar a curva de envelope de hidrato, de forma que a pressão e temperatura do fluido em toda extensão da linha fique na região livre do risco de hidrato. Segundo os autores, os inibidores mais comuns são o metanol e o MEG, sendo o último preferido em regiões, como no Oriente Médio e no Mar do Norte.

Davalath e Barker (1993), avaliaram os usos relativos de metanol e MEG para casos típicos.

Concluíram que embora as quantidades relativas de injeção fossem aproximadamente as mesmas, a perda de carga foi cerca de duas vezes maior para o MEG devido à sua maior viscosidade.

A figura 2 mostra as estruturas químicas do metanol (MeOH) e monoetilenoglicol (MEG).

Dentre as principais vantagens dos métodos termodinâmicos em relação aos outros inibidores, destacam-se: • A redução da temperatura de formação do hidrato; • Em quantidades adequadas, são capazes de prevenir hidratos em diversas condições; • Existência de simuladores (DBRHydrate, Multiflash, PVTSim, HWHyd, CSMGem) que

permitem a predição do efeito dos inibidores; • Alguns deles, permitem inibir tanto na fase vapor como na fase líquida, o que é de suma importância na repartida da produção.

Os inibidores termodinâmicos também apresentam algumas desvantagens, tais como: • Necessidade de grande capacidade de armazenamento e sistemas de bombeamento, além do serviço logístico, elevando os custos; • Risco de ocorrer incompatibilidade com outros produtos químicos, como inibidores de corrosão e parafina, por exemplo; • Risco de ocorrer incompatibilidade entre inibidores e umbilicais; • Risco de precipitação de sais da água produzida.

Segundo Frostman et al.

(2003), para aplicações em lâminas d’água profundas, as dosagens de uso do metanol (MeOH) são tipicamente da ordem de 0,25 a 1 bbl/ bbl de água.

Desse modo, a escolha deste aditivo depende de vários fatores como, capacidade de armazenamento do inibidor, limitações no topside, logística, custo, questões econômicas e ambientais, além da influência na qualidade do produto final.

Em alguns casos, não é possível aplicar os métodos convencionais por diversas variáveis, tais como características do fluido, custos operacionais, segurança, dentre outros. Por estes motivos, muitos estudos teóricos e matemáticos foram e vêm sendo realizados para solucionar os desafios mais complexos.

TN Petróleo 121 49

inibidores de hidrato

Inibidores de baixa dosagem (LDHIs – Low Dosage Hydrate Inhibitors) Os inibidores termodinâmicos como o metanol e MEG têm sido efetivo nos últimos 75 anos. A motivação para a mudança, é econômica (LORIMER, 2009).

Recentemente, vêm sendo desenvolvida uma nova técnica, independente das condições termodinâmicas, que requer baixa dosagem de produtos químicos para inibir a formação de hidrato.

A promessa dos LDHIs é proporcionar uma alternativa viável aos inibidores termodinâmicos (MEHTA et al., 2003). Duas classes em particular são conhecidas como inibidores de baixa dosagem: os cinéticos e os antiaglomerantes (PAEZ et al., 2001).

Inibidores cinéticos (KHIs – Kinetic Hydrate Inhibitors) De acordo com Kahn (2007), esta classe é composta por polímeros de alto peso molecular, que podem prevenir a nucleação e o crescimento de cristais de hidrato durante tempo suficiente para que possa ser retomada a atividade.

Conforme Sloan et al. (2011), o objetivo dos inibidores cinéticos é evitar que um bloqueio de hidrato se forme por um período que exceda o tempo de residência da fase de água livre na linha de produção. O desempenho do KHI pode ser considerado como dependente do tempo, ao contrário dos inibidores termodinâmicos (metanol e MEG). A janela de aplicabilidade para os KHIs não está limitada pelo BSW, mas pelo máximo subresfriamento do sistema (MEHTA et al., 2003).

O conceito do subresfriamento é fundamental para a análise da formação de hidrato. Ele representa o diferencial de temperatura 50

TN Petróleo

dentro do envelope de hidrato em uma determinada pressão (ANDREOLLI, 2016).

Após vários testes com mais de 750 combinações de diferentes inibidores químicos, Long et al (1994) encontraram polivinilpirrolidona de alto peso molecular (PVP) como um bom inibidor de hidrato.

A figura 4 indica que os KHIs são polímeros compostos de fios de polietileno, isentos de anéis químicos de lactama (com átomos de N e grupos C=O) ambos de forma aproximadamente esférica e polares. O segredo da função desses polímeros KHI é que eles se adsorvem na superfície do hidrato, com o grupo pendente do polímero como “pseudo-convidado”, em uma gaiola de hidrato que cresce na superfície de cristal.

Os grupos pendentes de lactama atuam para “ancorar ” a estrutura do polímero de polietileno na superfície das gaiolas 5 12, 64 e não permitirá que o po-

límero se desloque. Então, duas das principais propriedades dos KHIs são: (1) o grupo pendente no polímero deve caber em uma gaiola incompleta, crescendo 512, 6 4 e (2) o espaçamento do grupo pedante no esqueleto do polímero deve corresponder ao espaçamento das gaiolas crescentes 5 12, 64 na superfície do cristal de hidrato.

Cada ângulo de linha na figura representa um grupo CH2. A linha angular horizontal superior com um parêntese "(x ou y)" em cada estrutura sugere que a estrutura do monômero seja repetida x ou y vezes para obter um polímero.

Em relação a sua funcionalidade, são capazes de reduzir a quantidade de hidrato formado e de retardar sua formação, mas não alteram a posição do envelope de hidrato. São usados em baixas dosagens para possibilitar a redução de custos dos projetos de produção.

Antiaglomerantes (AAs – AntiAgglomerants) A segunda classe de inibidor, evita a aglomeração de cristais de hidrato de modo que uma pasta transportável seja mantida. Esta classe é conhecida como antiaglomerantes (KAHN, 2007).

Ao contrário de outros métodos, este tem a função de evitar bloqueio por hidratos, ou seja, estes serão formados, porém dispersos na fase oleosa e transportáveis como uma pasta.

Conforme Paez et al. (2001), aumentar a salinidade ou o BSW (até um máximo de 40% de água por volume) diminui o efeito de antiaglomerante, assim como a composição de óleo condensado também pode afetar seu desempenho. No entanto, os antiaglomerantes não parecem afetar adversamente as condições extremas de temperatura e pressão. O IFP (Instituto Francês de Petróleo) e a Shell são alguns dos pioneiros desta tecnologia.

Segundo Andreolli (2016), os inibidores antiaglomerantes apresentam limitação para altos BSW, porém alguns fabricantes de antiaglomerantes já indicam uso para sistemas com até 50% de BSW. Também não se aplicam para escoamentos de gás e gás-condensado, além da necessidade de testes em laboratório ou em campo, para apurar sua eficiência.

Conforme o autor, diferentemente dos cinéticos, os antiaglomerantes não dependem do subresfriamento, e um alto valor até contribui para inibição, havendo conversão rápida da água e gás em microcristais, o que dificulta a aglomeração.

Esta afirmação foi comprovada por um projeto realizado pela empresa Baker Petrolite, onde foi concluído que, sob condições severas, a dosagem necessária de um antiaglomerante, diferentemente

dos inibidores termodinâmicos e cinéticos, não é influenciada pelo aumento do sub-resfriamento.

Portanto, esse método de tratamento pode ser uma solução eficaz em termos de custo para controlar hidratos (MOKHATAB, 2014).

De acordo com Firoozabadi e Sun (2014), a empresa Lubrizol Corporation produziu um antiaglomerante que contém entre 80-89% de cocamidopropil dimetilamina (principal componente), além de 5-10% de glicerina e uma pequena quantidade de amina. A figura 5 ilustra a estrutura química do inibidor.

APLICAÇÕES DOS INIBIDORES De maneira geral, a figura 6 representa a ação de cada inibidor na prevenção do hidrato.

A literatura indica que o método termodinâmico é mais estudado que os métodos cinéticos. No entanto, estes vêm evoluindo e conquistando cada vez mais sua relevância na indústria petrolífera, e por consequência, uma possível reversão dessa realidade.

Segundo Paez et al. (2001), técnicas de simulação, como Molecular Dynamics (MD), Lattice Dynamics (LD) e Monte Carlo (MC), têm sido usadas para estudar o comportamento da cinética do hidrato em escala microscópica.

Estas podem ser usadas para ajudar a explorar possíveis mecanismos de inibição e podem ser uma ajuda no projeto de novos produtos químicos que possam atuar para inibir a nucleação, o crescimento ou a aglomeração de hidratos. Atualmente são mais úteis na modelagem das interações de inibidores de baixa dosagem com a estrutura da gaiola de hidratos.

Estudo de caso 1: exemplo de aplicação Frostman et al. (2003) publicaram um estudo no qual definem algumas premissas de dados de campo e a partir delas realizam cálculos comparativos entre as aplicações de dosagens dos inibidores termodinâmicos e os de baixa dosagem, bem como uma análise econômica. Segue abaixo as premissas: • Linha submarina de aproximadamente 40,2 km de comprimento e uma profundidade de 2.000 ft (609,6 metros); • Necessidade de injeção continua de inibidor de hidrato, para tratar até 860 barris de água por dia, considerando sub-resfriamento >30 °F (16,67 °C); • Pressão de descarga da bomba de 8.000 psig (562,45 kgf/ cm²), pressão na cabeça do poço de 3.800 psig (267,17 kgf/cm²); TN Petróleo 121 51

inibidores de hidrato

• Capacidade de armazenamento para 14 dias de inibidores de hidrato.

Com base nos pressupostos e na experiência operacional, a dosagem de MeOH é de 0,41 bbl/bbl de água, enquanto a correspondente dosagem de antiaglomerante é de 0,012 bbl/ bbl de água. Os resultados estão apresentados na tabela 1.

Ao analisar a tabela, pode-se observar que a taxa de injeção de LDHI é aproximadamente 97% menor que a taxa de injeção de MeOH. Para tratar este sistema com a vazão máxima esperada de produção de água, seria requerido 350 bpd de MeOH e uma linha de injeção química com diâmetro interno (ID) de 1”.

O ID da linha de injeção química é estimada calculando a perda de carga do MeOH através da linha a 350 bpd e alterando o diâmetro interno da linha até que o fluxo possa ser alcançado usando os pressupostos fornecidos. Um fornecimento de 14 dias de produto exigiria 4.900 bbls de armazenamento equivalente a 1.400.000 lbs (635.029,32 kgs) de inibidor.

Em contraste, a taxa de LDHI correspondente é de 10 bpd e necessita de uma linha de injeção química com diâmetro interno de 3/8". Um suprimento de 14 dias de inibidor é equivalente a 146 bbl e pesa 44.000 libras (19.958,064 kgs). Segundo Frostman et al. (2003), a economia CAPEX estimada considerando as reduções de custo na linha umbilical, bomba, tanque de armazenamento e peso, é da ordem de US$ 5-10 MM para o sistema descrito. Além do mais, isto não estaria incluso quaisquer melhorias de infraestrutura necessárias para fornecer o MeOH de 4.900 bbl por semana.

52

TN Petróleo

A figura 7 mostra uma análise de sensibilidade do diâmetro da linha de injeção química em função do comprimento da linha de produção.

Como esperado, o diâmetro interno requerido aumenta com o aumento do comprimento da linha. É possível fornecer um LDHI através de uma linha de 1/2" a 50 milhas (80,47 km) de distância, enquanto uma aplicação de MeOH exigiria uma linha com diâmetro interno superior a 1”, na mesma distância.

Estudo de caso 2: exemplo de aplicação Golczynski e Niesen (2002), apresentaram um caso sobre os volumes e vazões de injeção de MeOH necessárias para inibição de hidrato. O modelo do sistema incluiu as seguintes premissas: • 5-24 km de linha submarina e uma lâmina d’água de 7.000 ft (2.133,6 metros);

• Necessidade de injeção de inibidor de hidrato apenas em fechamento e reabertura do poço, a uma taxa de 0,4-0,60 bbl MeOH/ bbl de água; • Pressão de descarga da bomba de 5.000 psia (351,53 kgf/cm²) e pressão de shut in de 2.800 psia (196,86 kgf/cm²); • Taxa de produção total de 2 poços, na faixa de 5.000-30.000 bpd.

Nessas condições, os autores observaram a capacidade de injeção de MeOH para iniciar o sistema. Por exemplo, no caso de um bloqueio a uma distância de 24,14 km; seriam necessários 6,5 gpm (35,5 m³/d) de MeOH através de uma linha com diâmetro interno de 3/4".

Golczynski e Niesen (2002) assumiram uma dosagem de LDHI de 0,015 bbl/bbl de água, 97% inferior a dosagem do metanol.

Essa mesma linha com diâmetro interno de ¾” seria satisfatória para fornecer LDHI suficiente para iniciar os poços em sua vazão máxima (30.000 bpd) com um BSW superior a 30%. Desse modo, o LDHI reduz a vazão ao ponto de possibilitar a utilização de linhas de injeção de menor diâmetro.

Os autores estão envolvidos em projetos de sistemas especificamente para usar LDHIs, tanto KHIs e AAs, em locais ao redor do mundo, incluindo o Golfo do México, Mar do Norte, África Ocidental e Sudeste Asiático. Golczynski e Niesen afirmam que houve interesse da BP em avaliar os LDHIs como uma alternativa ao MeOH para seus projetos em águas profundas no Golfo do México, como em Thunder Horse.

De acordo com Paez et al.

(2001), a implantação bem sucedida de inibidores de baixa dosagem ao invés de inibidores termodinâmicos, foi relatada no setor britânico do Mar do Norte, no Golfo do México, no Texas e no sudoeste da Wyoming (EUA), no Golfo de Paria perto de Trinidad e no sudoeste da França, enquanto que no Canadá e no Oriente Médio, os ensaios não obtiveram o resultado esperado. A implementação bem-sucedida de inibidores de baixa dosagem depende de testes rigorosos e boa compreensão das condições de campo.

Estudo de caso 3: campo de Roncador Conforme os estudos publicados por Cochran (2003), também ocorreu um caso de aplicação dessa técnica no Brasil, mais especificamente no Campo de Roncador, localizado na porção Norte da Bacia de Campos, à aproximadamente 125 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em lâmina d'água que varia de 1.500 a 1.900 m. Informações importantes:

• Desenvolvimento de campo de óleo; • Comprimento da linha submarina de 8 km; • 31° API para óleo e ponto de orvalho do gás de 14°C; • Flowline individual isolado com polipropileno, UID de 5,95W/ m²/K para flowlines.

Baseado em experiências de operações anteriores e em testes de escoamento com amostras de óleo, acredita-se que cristais de hidrato se formam, mas não em blocos, e algumas operações contínuas dentro da região de hidrato seriam toleradas. Desse modo, a injeção de inibidores cinéticos foi planejada para alguns poços no intuito de obter um maior tempo de produção com BSW alto.

Como resultado, Azevedo et al.

(2001) concluíram que se reduziu drasticamente a necessidade de troca de fluido das linhas de produção, assim como a perda de produção devido a essa operação também foi reduzida. Tanto o sistema de isolamento de tubos de aço quanto de tubos flexíveis foram qualificados e provaram ser eficientes, sendo opções comprovadas em campo, para uso em linhas de fluxo de produção.

Estudo de caso 4: exemplo de aplicação combinada Em alguns casos, os inibidores termodinâmicos tradicionais podem ser substituídos pelos inibidores de baixa dosagem. Porém, em determinadas situações, optam-se por usar inibidores termodinâmicos e de baixa dosagem combinados (PAEZ et al., 2001).

Um exemplo de combinação de inibidores publicado por Lovell (2002), mostra um caso de sucesso ao aplicar 10-20% dos inibidores de baixa dosagem (AA + KHI) em uma solução de metanol, necessitando de equipamentos, armazenamento e bombeamento adequados.

Segundo os resultados dos testes realizados, o produto combinado duplicou o tempo livre de hidrato (sem injeção de gás e sem redução de pressão) em comparação com um teste realizado nas mesmas condições apenas com o polímero KHI. Quando o hidrato se formou, foi disperso na fase aquosa.

Simular condições de campo no laboratório é uma boa maneira de iniciar uma implantação de inibidores de baixa dosagem. As condições de pressão e temperatura do sistema, a composição do gás, o tempo de residência dos fluidos na tubulação, a compatibilidade com outros produtos químicos de tratamento, a tendência de emulsão e composição da água, são algumas das principais variáveis a serem consideradas nos testes de laboratório de campo simulados.

Estudo de caso 5: Golfo do México A Nalco Champion é uma das empresas pioneiras no desenvolvimento de inibidores de hidratos de baixa dosagem, operando desde 1990. A principal vantagem desses inibidores é a redução do consumo de produtos químicos inibidores de hidratos, além das baixas taxas de dosagem significarem menor custo logístico, bombeamento e armazenamento offshore (SILVINO et al., 2015).

De acordo com Nalco Champion (2017), foi realizada uma aplicação de seus produtos no poço produtor no Golfo do México, que operava escoamento de gás sob condições de formação de hidrato. Este poço produzia no regime permanente aproximadamente 350 bpd de água, 350 bpd de condensado, 27 MMCF de gás por dia com 8°F de sub-resfriamento.

Inicialmente, era injetado metanol continuamente para inibir a formação de hidrato nas flowlines.

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inibidores de hidrato

Porém, esse método apresentava limitações devido a restrições na linha umbilical e o aumento da produção de água. O cliente também estava preocupado com o aumento dos níveis de metanol no petróleo produzido, levando a possíveis multas e também na redução do valor do seu petróleo bruto.

Para resolver o problema, a Nalco Champion avaliou a utilização de inibidores antiaglomerantes (AA), porém tecnicamente não era viável, devido a necessidade de uma fase significativa de hidrocarbonetos líquidos para o transporte desse inibidor, e nessa situação, a fase de hidrocarbonetos líquidos era limitada na cabeça do poço.

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TN Petróleo

Desse modo, a Nalco Champion recomendou o uso do produto KHI HYDT10222SP em uma aplicação KHI-Max, que usa KHI como aditivo ao metanol em vez de substituí-lo completamente. Esta solução obteve um bom resultado, uma vez que permite trabalhar com sub-resfriamento maior, diminui a vazão de metanol e permite que o produto seja transportado na água produzida.

Como resultado, a adição do HYDT10222SP no metanol representou uma redução aproximada de 50% do total de metanol estimado pelo modelo tradicional.

Estudo de caso 6: Golfo do México Outra aplicação desenvolvida por Nalco Champion (2016), também no Golfo do México, em águas profundas a 4°C e pressão de 2.000 a 4.000 psi, inclui duas grandes operadoras e dois campos, um produzindo condensado de gás com baixos volumes de água condensada (BSW < 5 %) e o outro produzindo óleo condensado e água com baixa salinidade.

Nesta situação, na tentativa de evitar a formação do hidrato, os dois operadores tentaram a injeção de monoetilenoglicol (MEG) por meio de uma linha umbilical. Era necessário injeção de MEG com

uma concentração superior a 60% (por volume de água) numa vazão de 1.500 galões por dia. Para gerenciar esses grandes volumes de produtos químicos, um dos operadores resolveu investir em uma unidade de regeneração de MEG, porém a planta não teve a performance esperada.

Após extensos testes laboratoriais e consulta aos clientes, a Nalco Champion recomendou injetar continuamente uma de suas mais recentes tecnologias - HYDT12000SP - em toda a operação. Este AA oferece inibição de hidrato com uma eficiência superior em sistemas de condensado de óleo e gás e em dosagem mais baixas que as gerações anteriores de LDHI. Como resultado, este novo produto permitiu evitar problemas com hidratos de forma mais eficaz para os dois campos. As taxas de dosagem são significativamente menores, reduzindo os custos de entrega e armazenamento do produto, diminuindo a demanda na capacidade da bomba, além de eliminar a necessidade de instalações extras, como uma unidade de regeneração de MEG.

Comparativo dos estudos de casos Na tabela 2 é possível verificar de forma mais clara e objetiva a comparação feita por meio dos estudos de casos apresentados, entre os inibidores cinéticos e os inibidores termodinâmicos.

Alternativas eficazes A partir do momento em que a indústria do petróleo e gás passou a investir em tecnologias para extrair petróleo em águas com lâminas d’água cada vez maiores, o aparecimento do hidrato de gás se tornou cada vez mais comum.

Por consequência, enfrentou custos

crescentes em relação a inibição da formação do mesmo, que por sua vez, deve ser resolvida de forma econômica e ambientalmente apropriada. Os inibidores de baixa dosagem fazem parte da evolução dos inibidores de hidrato.

Foram apresentados seis estudos de casos de sucesso do inibidor de baixa dosagem. Além da otimização em relação à sua funcionalidade e aplicação, os exemplos também retratam que a redução de custo em relação aos inibidores termodinâmicos foi expressiva. Como consequência, o produto final não apresentaria riscos de contaminação, devido às altas dosagens de inibidores termodinâmicos, e desse modo, a companhia não ficaria sujeita a multas ou redução de valor do produto final.

Em relação aos custos, como o uso de inibidores termodinâmicos implica em unidades de regeneração, envolve custos operacionais mais elevados, além do custo da quantidade de LDHI ser significativamente menor, incluindo gastos com logísticas e infraestrutura.

A utilização do metanol é complicada devido à sua toxicidade e inflamabilidade, além da possibilidade de contaminar o hidrocarboneto, podendo comprometer o valor do produto e gerar problemas de processamento. De acordo com Assis et al (2016), no Brasil, a Norma Regulamentadora nº 15 (NR-15) estabelece um limite de tolerância de 156 ppm para o metanol. Entretanto, efeitos sobre o sistema nervoso, tais como dores de cabeça, tonturas, náuseas e visão turva, já estão presentes nesses níveis de concentração.

Na indústria de petróleo e gás, os principais riscos inerentes à exploração e produção são de incêndio e explosão.

Os etilenoglicois como o MEG são menos inflamáveis, são mais caros e menos disponíveis que o metanol. Os inibidores de baixa dosagem, por sua vez, demandam baixas doses de compostos químicos, reduzindo o custo e consequentemente se tornando mais atraente e vantajoso nessa competição.

Em relação ao funcionamento, os inibidores de baixa dosagem atuam independente das condições termodinâmicas.

A primeira classe, os inibidores cinéticos, podem prevenir a nucleação e o crescimento de cristais de hidrato durante tempo suficiente para que o escoamento chegue até seu destino; e a segunda classe, os antiaglomerantes, têm a função de evitar a formação de plugs de hidrato, além de não dependerem do sub-resfriamento.

A implantação bem sucedida de inibidores de baixa dosagem depende de uma seleção adequada de inibidores, uma compreensão completa do sistema, além de testes realizados em laboratórios e em campo.

Ainda que os inibidores termodinâmicos persistem como pilar da indústria, por meio de pesquisas e ensaios de campo, os inibidores de baixa dosagem vêm conquistando cada vez mais as empresas petrolíferas devido à sua relação custo/benefício.

Portanto, a implantação comercial de inibidores de baixa dosagem está sendo oferecida para reduzir o consumo de inibidores termodinâmicos, podendo substitui-los ou ser usados em conjunto. Desse modo, os inibidores de baixa dosagem, cinéticos e antiaglomerantes, são alternativas diretas, eficientes e econômicas que já estão sendo aplicadas com sucesso.

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inibidores de hidrato

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coffee break

A

exposição traz mais de 80 obras do gênio Jean-Michel Basquiat, um dos mais famosos artistas norte-americanos, que ocupa o prédio histórico do CCBB, localizado na rua Primeiro de Março no Centro do Rio. A entrada é gratuita e o visitante poderá conferir uma reunião inédita de quadros, desenhos, gravuras e pratos pintados pelo artista que até hoje exerce uma influência sem precedentes na cultura pop, mesmo considerando seu curto, porém intenso, período de atividade. Basquiat morreu aos 27 anos, vítima de overdose.

A mostra que o CCBB organizou é a maior exposição de Basquiat já realizada na América Latina e está em turnê pelas quatro unidades dos centros culturais do Banco do Brasil desde o início do ano.

Sua passagem pelos CCBB de São Paulo, Brasília e Belo Horizonte foi motivo de sucesso de público e de crítica, reunindo milhares de pessoas. No Rio de Janeiro a exposição será inaugurada no próximo dia 12 de outubro e permanece até janeiro de 2019.

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Peças raras

Vida curta, produção marcante

Com curadoria de Pieter Tjabbes, da Art Unlimited, a retrospectiva Jean-Michel Basquiat é procedente da família Mugrabi, dona das maiores coleções de Basquiat e também de Andy Warhol – amigo e influência direta do pintor, com quem, inclusive, produziu inúmeras obras em parceria.

Resultado de ação conjunta entre o Banco do Brasil e a produtora Art Unlimited, a vinda desse acervo para quatro capitais brasileiras levou cerca de dois anos de negociações e envolveu uma disputa de vários países; entre eles, Coreia do Sul, Japão e Rússia. A exposição tem patrocínio da BB Seguros, da Brasilcap e do Grupo Segurador Banco do Brasil e Mafre.

“A iniciativa de apresentar a maior retrospectiva do trabalho de Basquiat na América Latina, em quatro capitais brasileiras, ao longo de um ano, com ingressos gratuitos, reforça o compromisso do Banco do Brasil na formação do público para as artes visuais, no acesso à cultura e no valor da diversidade”, afirma Alexandre Alves de Souza, diretor de Marketing do Banco do Brasil.

Filho de imigrantes afro-caribenhos, o nova-iorquino Jean-Michel Basquiat (19601988) foi, de acordo com Pieter Tjabbes, uma “personificação das transformações de sua cidade nas décadas de 1970 e 1980”. Sua técnica, inovadora para a época, mesclava sobre a tela elementos como colagens, cópias reprográficas, palavras e imagens da anatomia humanas – estas, inspiradas no livro Gray’s Anatomy, lido por Basquiat na infância, enquanto se recuperava de um acidente.

O resultado, como sublinha Tjabbes, são “obras que refletem os ritmos, os sons e a vida urbana nova-iorquina, sintetizando o discurso artístico, musical, literário e político da época”.

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Tudo isso atraiu a atenção de críticos, curadores e compradores da época. Basquiat tornou-se celebridade das ruas da Big Apple, ganhou notoriedade nas maiores galerias do mundo e, antes mesmo de sua morte súbita, já era comparado a gênios como Picasso, Pollock e Warhol.

Recentes exposições em Nova Iorque, Milão, Roma e Londres valorizaram ainda mais sua produção e suas obras. Em 2017, uma tela

sua – Sem título (1982) – foi leiloada por mais de US$ 110 milhões, fazendo deste trabalho a mais cara obra de arte norte-americana já vendida. Neste ano, além do Brasil, Alemanha (Frankfurt) e França (Paris) recebem mostras representativas do artista.

Uma voz contra e discriminação Basquiat foi um dos raros artistas negros de sucesso, no contexto das artes plásticas, em um universo predominantemente branco.

Em sua carreira, trouxe à tona a negritude e as vicissitudes e traumas experimentados pelos negros nos EUA. “Eu percebi que não via muitas pinturas com pessoas negras”, explicou o próprio Basquiat, fazendo um adendo depois: “o negro é o protagonista da maioria das minhas pinturas”.

Tjabbes destaca ainda que um dos elementos essenciais na obra de Basquiat é sua composição multi-idiomas: “a justaposição de inglês e espanhol é um dos muitos contrastes culturais dentro da obra, criando sua energia singular. Ele conseguiu incorporar todos os diversos elementos de sua formação cultural e do seu sofisticado auto aprendizado para dentro de pinturas explosivas”, descreve.

Por Aldren Vernersbach, economista, especialista e consultor na indústria de Petróleo e Gás (P&G).

opinião

A Política Industrial de Conteúdo Local: a problemática da competitividade, inovação e o PEDEFOR

A

política de conteúdo local (PCL) foi formulada com o intuito de ampliar a participação da indústria nacional em bases competitivas dentro do setor de petróleo e gás do Brasil.

Suas regras sofreram modificações na última década, período em que ocorreram as últimas 15 rodadas de licitação de blocos de exploração de hidrocarbonetos e as rodadas de partilha da produção do pré-sal.

Tais mudanças ocorreram no âmbito dos instrumentos indutores da elevação de conteúdo local; no âmbito da conceituação de CL e das regras estabelecidas; e no âmbito do processo de certificação do conteúdo local na produção. Nesse período de implementação e modificações regulatórias, a política suscitou o debate sobre a possibilidade de, quando mal formulada e executada, gerar efeitos negativos para a indústria de fornecedores, pois pode torná-la não competitiva e causar prejuízos à cadeia produtiva em decorrência dos maiores custos na produção nacional de insumos, bens e serviços, além de represar investimentos.

A concepção de uma política de conteúdo local deve considerar os limites impostos à sua efetivação.

Um primeiro limite é o relativo à sua viabilidade, pois deve ser avaliado se existe uma oferta doméstica de bens e serviços ou se é possível que essa oferta seja criada em um interregno de tempo previsível. O segundo corresponde aos seus efeitos sobre custo e prazo de conclusão do investimento e/ou sobre o custo da produção dos agentes econômicos submetidos ao CL, o que influi na sua competitividade e na viabilidade dos investimentos.

Em estudos já realizados e em estudo recente de 2018 (Vernersbach, 2018) acerca da política de conteúdo local, evidenciou-se a necessidade do seu redirecionamento, em decorrência da identificação da problemática da competitividade da cadeia de fornecedores, pois foi verificado que determinados segmentos não conseguem ser competitivos e, dessa forma, não atendem a demanda da cadeia petrolífera.

Essa incapacidade é preocupante, pelo fato da perda da oportunidade de desenvolver a cadeia nacional de fornecedores com o novo horizonte de investimentos que se apresenta com as grandes descobertas de

reservas do pré-sal. A urgência de políticas para a capacitação dessa cadeia nacional de fornecedores e aumento de sua competitividade é motivada pelo atual quantum de reservas de petróleo provadas em 2016 – 12.633,7 bilhões de barris de petróleo – pelo consequente volume de investimentos a serem realizados para a exploração dessas reservas e pela demanda de bens e serviços prevista para o setor.

O país, em 2018, atingiu a posição de 9º maior produtor de petróleo no mundo, logo, é imprescindível que a cadeia de fornecedores locais seja competitiva, a fim de suprir a demanda que será criada com a expansão das atividades do setor.

A baixa competitividade de determinados segmentos de fornecedores locais é proveniente do seu reduzido nível de inovação, pois os segmentos de fornecedores que menos investem em P&D foram identificados como os menos competitivos, ao passo que os segmentos de fornecedores que mais investem em P&D foram classificados como os mais competitivos e capazes de atender à demanda setorial. Essa constatação indica que a política de conteúdo local não consegue um êxito satisfatório por não concenTN Petróleo 121

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opinião

trar seus esforços em desenvolver dispositivos que incentivem a inovação na cadeia de fornecedores. O resultado dessa fraca política para o fomento à inovação e consequente aumento da competitividade e capacidade dos fornecedores locais, é a dificuldade de cumprimento do conteúdo local por parte dos operadores do setor de P&G, devido ao preço não competitivo dos bens e serviços nacionais e às lacunas de oferta no mercado brasileiro.

Portanto, uma política de conteúdo local efetiva deve se concentrar no incentivo à inovação na cadeia de fornecedores locais, visando elevar a sua competitividade, o que consequentemente permitirá o atendimento das demandas do setor de P&G brasileiro e mundial. Assim, a ampliação da viabilidade e efetividade da PCL está vinculada ao seu direcionamento para a elevação da competitividade da cadeia fornecedora de bens e serviços do setor de P&G. Visando reajustar a política de conteúdo local, o Governo Federal criou o Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural (PEDEFOR), instituído pelo Decreto nº 8.637, de 15 de janeiro de 2016.

A criação do PEDEFOR, com suas propostas para o conteúdo local e a definição de percentuais mí-

nimos dos investimentos da Cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) dos contratos de exploração de petróleo e gás, destinando recursos às instituições nacionais e programas tecnológicos e para a capacitação de fornecedores nacionais, revela uma reconfiguração da PCL compatível com as indicações de estudos já realizados, a fim de ampliar a efetividade da política de conteúdo local.

Essa iniciativa cria a possibilidade de expansão da cadeia de fornecedores brasileiros da indústria de P&G, como consequência do aumento da parcela de empresas capazes de atender às suas demandas, por apresentarem o nível de capacidade tecnológica e eficiência exigidos. Porém, é importante ressaltar que essas proposições quanto à Cláusula de PD&I ainda estão sendo discutidas e carecem de regulamentação pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A reformulação da política de conteúdo local e o seu direcionamento à inovação são prementes e essenciais para o setor. Os reflexos serão observados na capacidade dos fornecedores de competir em preço, adequação tecnológica e prazos de entrega, ampliando a sua captura de demandas internas e externas do setor de P&G e acelerando os investimentos previstos.

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