Revista TN Petróleo 133

OPINIÃO

de André Luiz Barros, Corporate Communication Manager at Ocyan

Comunicar nunca foi tão estratégico para o ambiente offshore

Plano Estratégico 2021-2025

O plano DDD Entrevista exclusiva

com Mauro Destri, presidente da Destri Consulting ARTIGOS

'Remando' contra o pessimismo

O dever de renegociar contratos e a humanização das relações de negócios, por Alexandre Scherman e Lia Medeiros A fúria do poço Little & Merrick, por Roberto Cézar M. Mauricio Novo foco das empresas implica em novos ganhadores e perdedores, por Cleveland M. Jones “O Estudo Ambiental de Área Sedimentar (EAAS) da Bacia de Sergipe-Alagoas e Jacuípe como subsídios ao desenvolvimento sustentável das atividades de exploração e produção de óleo e gás natural.” por Elianne Pessôa Omena Navios de transferência de carga permitem o carregamento offshore de navios convencionais, por David Patterson

nossas redes sociais

sumário

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edição nº 133 • 2020

Entrevista Especial com Mauro Destri

'Remando' contra o pessimismo

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Especial: PE 2021-2025 Petrobras

O plano DDD

Artigo técnico

A fúria do poço Little & Merrick

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Artigo Técnico

CONSELHO EDITORIAL

Novo foco das empresas implica em novos ganhadores e perdedores

Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine

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Opinião de André Luiz Barros

Josué Rocha

Comunicar nunca foi tão estratégico para o ambiente offshore

Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier 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 22 O dever de renegociar contratos e a humanização das relações de negócios, por Alexandre Scherman e Lia Medeiros 24 A fúria do poço Little & Merrick, por Roberto Cézar M. Mauricio 28 Novo foco das empresas implica em novos ganhadores e perdedores, por Cleveland M. Jones 34 “O Estudo Ambiental de Área Sedimentar (EAAS) da Bacia de Sergipe-Alagoas e Jacuípe como subsídios ao desenvolvimento sustentável das atividades de exploração e produção de óleo e gás natural.” por Elianne Pessôa Omena 40 Navios de transferência de carga permitem o carregamento offshore de navios convencionais, por David Patterson

seções 4 editorial

6 hotnews

42 opinião

Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

Ano XXII • Número 133 • 2020 Foto: TN Petróleo

editorial

O TLD DE RESILIÊNCIA

A

pandemia de Covid-19 (do inglês, Coronavirus Disease 2019) impactou o mundo, que, no entanto, parece não ter se dado conta de que os efeitos dessa nova ‘versão’ de SARS (sigla em inglês para Severe Acute Respiratory Syndrome), vírus descrito como coronavírus em 1960 e que causou uma epidemia em 2003, vão se estender por um bom tempo. Não somente pelo número de pessoas infectadas, que se aproximam de 80 milhões, como pelos mais de 1,7 milhão de mortos e mais 100 mil em estado crítico.

Mal saíamos da maior crise da história da indústria brasileira de óleo e gás quando fomos literalmente ‘varridos’ pela onda do coronavírus, que não mostra sinais de estar perdendo a força. No entanto, como em todas as crises, essa também nos mostrou os pontos fortes desse setor, que tem um importante papel no Brasil do pré-sal. A cadeia produtiva de óleo e gás deu uma demonstração inequívoca da maturidade de suas políticas de saúde, segurança e meio ambiente, pois conseguiu rapidamente estabelecer diretrizes diante desse novo risco biológico, principalmente nas operações offshore ou que implicam em algum tipo de confinamento.

Mais do que isso, a indústria não somente criou e incorporou novas ferramentas para monitorar e controlar a saúde do capital humano como assumiu um papel social crucial no combate à Covid-29, apoiando, financiando e participando ativamente de iniciativas para auxiliar o tratamento das pessoas infectadas – desde a instalação de hospitais de base à produção de equipamentos, como respiradouros, entre outras medidas.

Mesmo impactada pelos efeitos da Covid-19 na economia, acirrada pelas divergências entre os grandes produtores mundiais - Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) e os Estados Unidos -, a indústria brasileira demonstrou sua resiliência. Principalmente de seus projetos offshore no pré-sal, que vem registrando sucessivos recordes de produtividades por poço e hoje responde por mais de 70% da produção nacional de óleo e gás.

Uma nova fronteira exploratória na qual as petroleiras vêm investindo continuamente em novas tecnologias, apostando no potencial de retorno desses ativos. É o caso da Petrobras, que reformulou seu portfólio, aumentando a carteira de desinvestimentos e priorizando projetos com breakeven (ponto de equilíbrio) com preços de US$ 35 o barril do Brent, com a proposta também de pagar mais dividendos aos acionistas, como o leitor vai aferir na matéria de capa.

Mas não é somente o pré-sal que revela essa resiliência da indústria brasileira, que tem ainda na revitalização de campos maduros offshore bem como no mercado emergente do descomissionamento oportunidades para todos, como destaca o nosso entrevistado Mauro Destri, que teve uma proposta apresentada em eventos digitais materializada no Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar), aprovado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em 9 de dezembro.

O fato é que esse ‘teste de longa duração’ (TLD) da pandemia deixou provas claras de que a quarentena foi produtiva para essa indústria e nos deixou importantes lições de que é preciso avançar, de forma segura, diante das adversidades. O Brasil e os brasileiros precisam de todos nós.

Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

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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.

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INFORME COMERCIAL

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Ferramentas complementares

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Por US$ 250 milhões, Ouro Preto fica com quatorze campos terrestres de E&P do Polo Recôncavo, BA A PETROBRAS ASSINOU no dia 17/12 contrato com a Ouro Preto Energia Onshore S.A., subsidiária integral da 3R Petroleum Óleo e Gás S.A., para a venda da totalidade de sua participação em quatorze campos terrestres de exploração e produção, denominados Polo Recôncavo, localizados no estado da Bahia.

O valor da venda é de US$ 250 milhões, sendo US$ 10 milhões pagos na presente data; e US$ 240 milhões no fechamento da transação. Os valores não consideram os ajustes devidos e o fechamento da transação está sujeito ao cumprimento de condições precedentes, tais como a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Para o diretor de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade, Roberto Ardenghy, os desinvestimentos são vantajosos para a região onde fica o ativo. “A estratégia da Petrobras é desinvestir para reduzir nossa dívida e focar em ativos de classe mundial. As concessões que

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estamos vendendo produzirão ainda mais sob o comando das novas empresas. Os novos compradores farão os investimentos necessários para desenvolver essas áreas, aumentando a produção e consequentemente gerando mais arrecadação de impostos e mais empregos para a população do entorno”, afirmou Ardenghy.

De acordo com Ricardo Savini, CEO da 3R, a aquisição abre o caminho para a empresa estabelecer juntamente com o Polo Rio Ventura uma operação relevante na Bacia do Recôncavo. “O ativo apresenta grande potencial de aumento no fator de recuperação e de incremento de reservas de óleo e gás. Estamos aumentando nossa atuação no Estado da Bahia”, disse Ricardo.

Sobre o Polo Recôncavo O Polo compreende os campos terrestres de Aratu, Ilha de Bimbarra, Mapele, Massui, Candeias, Cexis, Socorro, Dom João, Dom João Mar, Pariri, Socorro

Extensão, São Domingos, Cambacica e Guanambi, localizados no estado da Bahia. A Petrobras é operadora com 100% de participação nessas concessões, com exceção de Cambacica e Guanambi, em que possui participação majoritária de 75% e 80%, respectivamente. A produção média do Polo Recôncavo de janeiro a novembro de 2020 foi de aproximadamente 2.145 barris de óleo por dia (bpd) e 465 mil m³/dia de gás natural.

Essa operação está alinhada à estratégia de otimização de portfólio e à melhoria de alocação do capital da companhia, passando a concentrar cada vez mais os seus recursos em ativos de classe mundial em águas profundas e ultra-profundas, onde a Petrobras tem demonstrado grande diferencial competitivo ao longo dos anos.

Parceria Até o Último Barril e TN Petróleo A TN PETRÓLEO, vem há 12 anos trabalhando com o público de jovens profissionais através da geração e gestão de conteúdos pensados e elaborados exclusivamente para eles.

E agora, temos o orgulho de apresentar uma parceria que só virá a fortalecer mais esse trabalho. A partir de hoje vamos publicar no on e no off da TN Petróleo os PODCASTS produzidos pelo "ATé o Último Barril". O canal se chama WattCast e já conta com quatro episódios publicados além da apresentação do time de entrevistadores.

Bom, não é mesmo?

Acesse todos os episódios agora através do QR Code no final da matéria e nos diga o que achou.

ATÉ O ÚLTIMO BARRIL Até o Último Barril: grupo de jovens profissionais do setor energético engajados a expor os problemas da indústria e do mercado de trabalho, fomentar o debate e propor soluções.

Além de compartilharem seu conteúdo através da página no Linkedin e Instagram, agora, lançam mais uma plataforma de divulgação: o PODCAST. Por meio de episódios breves e descontraídos, o grupo traz 4 quadros diferentes tratando de assuntos interessantes para quem trabalha na área de petróleo e energia, e também para leigos e curiosos.

O caminho até aqui: Iremos fazer uma pequena jornada pela construção profissional, visando

habilidades não técnicas e padrões pessoais que formaram carreiras de excelência, para além das informações do LinkedIn. Passando pelos momentos marcantes de sua carreira e compartilhando um pouco do caminho até aqui que quase ninguém conhece. O objetivo é iluminar o caminho dos que ainda estão iniciando sua trajetória profissional, mostrando que muitas vezes passamos por problemas semelhantes e que somos resultado das boas e más escolhas durante este processo. Apresentado por: Larissa Nery, 25 anos, mineira morando em Salvador-BA, engenheira de Regulação pela Petrorecôncavo.

Além do O&G: Sabemos que um

falada, mas também a questão racial, orientação sexual, idade, condição física, cultura... Além de mostrar os diferentes desafios enfrentados e como cada um tem lidado com as situações do dia a dia, a intenção é evidenciar os aspectos positivos da diversidade dentro das equipes e com exemplos reais, provar que a união de pontos de vista distintos é capaz de desenvolver soluções melhores.

Apresentado por: Isabella Moresco, 24 anos, paranaense morando em Macaé-RJ, engenheira de Perfuração pela Halliburton.

dos maiores desafios enfrentados por jovens estudantes e recémformados em Engenharia de Petróleo é encontrar um estágio ou emprego na área. Tendo essa "dor" em vista, o "Além do O&G" visa trazer boas e inspiradoras histórias de engenheiros e engenheiras de petróleo que seguiram por áreas de atuações distintas de suas formações acadêmicas.

Apresentado por: Arthur Müzel, 27, natural de São Paulo-SP. Atua como Executivo de Relacionamento na COMERC Energia.

F5: Visando manter os ouvintes atualizados, o esquete do "F5" contará com resumos de notícias do setor energético, tendências e temas que estão em alta, e também contará com a presença de convidados ilustres. A apresentação ficará por conta de Filipe Duarte (AUB) e Lia Medeiros (TN Petróleo).

Apresentado por: Filipe Duarte, 27 anos, natural de Linhares-ES. Atualmente atua como engenheiro de Pré-comissionamento de Dutos na Halliburton e líder no "Até o Último Barril".

A soma das diferenças: Trazendo em pauta os recortes na indústria de petróleo e energia, como o disparidade de gênero, que já é muito

Acesse todos episódios aqui!

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hot news

Atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural têm resolução renovada e publicada pela ANP A DIRETORIA DA ANP aprovou no último dia 17/12 resolução tendo em vista a necessidade de manter as medidas temporárias de enfrentamento da emergência decorrente da Covid-19. O novo regulamento estabelecerá prazos e procedimentos a serem adotados pelos agentes que atuam nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, após o término da vigência da Resolução ANP nº 816/2020, que foi prorrogada por 90 dias. Também altera a Resolução ANP nº 812/2020 (sobre distribuição e revenda de combustíveis) e a Resolução nº 822/2020 (sobre audiências públicas), ampliando sua vigência.

A Resolução ANP nº 816/2020, voltada ao segmento de E&P, permanecerá em vigor até 31/3/2021, quando será substituída pela nova resolução.

O novo ato normativo reproduz e

reorganiza uma série de dispositivos previstos, conferindo maior clareza ao arcabouço regulatório da Agência. A Resolução ANP nº 816/2020 estabeleceu medidas referentes à flexibilização de algumas obrigações contratuais na fase de exploração e na fase de produção, incluindo acesso ao Banco de Dados de Exploração e Produção da ANP (BDEP), segurança operacional, preço de referência do gás natural, investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) e também ao conteúdo local.

A Resolução ANP nº 812/2020 passou a vigorar até 31/12/2021. Ela definiu procedimentos a serem adotados pelos agentes regulados pela ANP que atuam no segmento distribuição e revenda de combustíveis.

As medidas reforçam o cuidado com a garantia do abastecimento nacional e flexibilizam algumas obrigações, entre elas o horário de funcionamento dos postos de combustíveis. Com a prorrogação, fica mantida a determinação de que os postos devem estar abertos, no mínimo, de segunda-feira a sábado, das 7h às 19h, com base na Resolução ANP nº 41/2013. Eventual funcionamento em horário inferior ao indicado deverá ser solicitado e previamente autorizado pela ANP. Já a Resolução ANP nº 822/2020, que autoriza a realização de audiências públicas por videoconferência, também passou a vigorar até 31/12/2021.

Shell irá suprir de gás natural a Copergás pelo período de 2022 a 2023 A COPERGÁS FINALIZOU o processo da Chamada Pública 2020 e definiu a Shell como a empresa que será uma de suas supridoras de gás natural em 2022 e 2023. Uma das maiores companhias de energia do mundo, a Shell atua em mais de 70 países e está no Brasil desde 1913.

Copergás e Shell avançam agora para as etapas de aprovações internas e negociação contratual.

“Este resultado mostra a Copergás sintonizada com as mudanças em desenvolvimento no setor e preocupada em propiciar melhores condições mercadológicas para os usuários do gás e 8

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para o desenvolvimento do Estado de Pernambuco”, disse André Campos, presidente da Copergás.

A decisão – anunciada nesta quinta-feira (17) – ocorre num momento em que o setor do gás natural encontra-se sob a perspectiva de abertura, com a provável aprovação da nova Lei do Gás, ora em apreciação no Congresso.

O edital foi lançado em 17 de setembro, com o objetivo de diversificar os supridores do combustível e buscar preços mais competitivos, favorecendo o mercado em geral e os consumidores finais. Oito empresas

se inscreveram, apresentando 18 propostas. Em 26 de outubro seis dessas empresas foram habilitadas para continuar na seleção. Na etapa seguinte o grupo foi reduzido para quatro empresas – e daí saiu a vencedora.

No geral, a quantidade e qualidade das ofertas deixou a Copergás bem satisfeita com o resultado do processo.

“Foi um processo muito criterioso em todas as etapas, que levou em conta a competitividade, segurança operacional e maturidade das propostas”, disse Fabrício Bomtempo, diretor técnico-comercial da Copergás.

Odebrecht muda de nome, agora se chama Novonor A ODEBRECHT ACABA DE anunciar que a partir de agora se chama Novonor, uma empresa "inspirada no futuro". O anúncio foi feito pelo representante do acionista majoritário do Grupo, Maurício Odebrecht, durante reunião anual com transmissão online para todos os funcionários.

A mudança do nome e da marca é o ponto culminante da transformação empreendida nos últimos cinco anos pela empresa. Nesse período, à medida em que ia mudando os seus processos internos e os seus métodos de atuação, rigorosamente pautados pela ética, integridade e transparência, a empresa implantou um sistema de conformidade no padrão das grandes corporações internacionais, e que foi certificado há dois meses por um monitor independente do Departamento de Justiça dos Estados Unidos.

"Esta é uma decisão histórica para nós. Estamos apresentando a marca de uma empresa inteiramente transformada, e que passa a contar a sua história a partir de agora sempre olhando para o futuro", afirmou Maurício Odebrecht.

Ele acrescentou: "Não estamos apagando o passado. Passado não se apaga. Passado é exatamente o que

ele é -- passado. Depois de tudo o que promovemos de mudanças e de correção de rumos, estamos agora olhando para o que queremos ser: uma empresa inspirada no futuro.

Este é o nosso novo norte".

A Novonor nasce como uma holding de um grupo empresarial com 25 mil empregados e seis empresas nas áreas de engenharia e construção, mobilidade urbana e rodovias, petróleo e gás, mercado imobiliário, petroquímica e indústria naval.

Propósito e Visão 2030 Na mesma reunião do anúncio da marca, foram apresentados o Propósito e a Visão 2030 da Novonor, definidos em reuniões, seminários e pesquisas que envolveram neste semestre mais de 3 mil integrantes, sob a coordenação de uma consultoria internacional, a GlobeScan.

O Propósito da Novonor, revelando a dimensão de longo prazo da empresa, é este: "Servir à sociedade pela atuação das nossas empresas, ajudando a construir um futuro sustentável."

A Visão 2030 estabelece a estratégia de atuação do Grupo Novonor para os próximos 10 anos. É esta:

"Ter a confiança dos clientes e da sociedade para conceber e concretizar com ética soluções inovadoras que criam valor para todos."

Compromissos Estes compromissos com a sociedade guiarão as empresas do Grupo Novonor em sua atuação: * Operar com os mais altos padrões éticos, técnicos, de governança e de eficiência para promover crescimento e prosperidade. * Impulsionar a inovação e o desenvolvimento tecnológico. * Atuar com diversidade, inclusão e equidade, contribuindo para a redução das desigualdades. * Viabilizar e concretizar projetos sustentáveis de infraestrutura para atender as necessidades das atuais e das futuras gerações. * Direcionar as operações para que sejam carbono neutras e apoiar os clientes no desenvolvimento de soluções climáticas positivas. * Alinhar as ações aos Objetivos do Desenvolvimento Sustentável da ONU e apoiar iniciativas e melhores práticas na sociedade com esta finalidade.

Por R$1,235 bilhão, Petrobras está próximo de concluir venda da BSBios para RP Participações A PETROBRAS, em continuidade ao comunicado de 27 de abril de 2020, informa que sua subsidiária integral Petrobras Biocombustível S.A. (PBio), como parte do processo competitivo, concluiu a fase de negociação com a empresa RP Participações em Biocombustíveis S.A. para a venda da totalidade das suas

ações (50%) de emissão da BSBios Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S/A (BSBios).

A Diretoria Executiva da PBio aprovou o encaminhamento da matéria para deliberação dos órgãos competentes da Petrobras.

A transação ainda está sujeita à aprovação da Assembleia Geral da PBio e ao cumprimento de

outras condições precedentes usuais.

O valor atribuído a 100% da BSBios é de R$ 1,235 bilhão na data base de 30/11/2020. Com as deduções da dívida líquida e demais ajustes de preços, o valor líquido a ser recebido pela PBio (50% da BSBios) será da ordem de R$ 319 milhões, caso a transação seja aprovada.

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entrevista exclusiva indicadores tn

‘REMANDO’ CONTRA O PESSIMISMO Foi uma quarentena extremamente produtiva para o consultor Mauro Destri, que tem participando de diversos eventos digitais nos quais apresentou uma proposta ousada: a de um programa governamental que impulsionasse a revitalização de campos mauros e marginais no ambiente offshore.

O incansável Destri,que soma mais de 30 anos na Petrobras, mobilizou tanta gente em torno da proposta, que ele batizou de REMAR, que ela foi ‘apadrinhada’ pelo secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia (MME), José Mauro Ferreira. Resultado: remando contra o pessimismo e a inércia causada pela pandemia de Covid-19,Destri viu sua ideia se materializar sob o nome de Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar), pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O lançamento formal será feito em janeiro em Macaé, base estratégica do polo de produção da bacia de Campos, na qual estão os grande ativos que o Promar pretende alavancar.

Como dizia o general romano Pompeu, para encorajar marinheiros receosos, “Navigare onecesse, vivere non est necesse”, que o italiano Petrarca imortalizou na expressão “Navegar é preciso, viver não é preciso.”

Afinal estamos falando de uma indústria que aprendeu a navegar, mesmo contra a correnteza: a de óleo e gás!

Por Beatriz Cardoso TN Petróleo - O CNPE aprovou no dia 9/12, resolução criando o Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar). Ou seja, incorporou sua proposta, alcunhada de Remar, de um programa com foco em campos maduros e marginais, similar ao Reate (Programa de Revitalização da Atividade de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres).

O nome não importa, pois sabemos a 10

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paternidade desse programa. Como você se sente com essa importante vitória?

Mauro Destri – Analisando o Reate, que tem o mesmo objetivo, que é revitalizar campos maduros, mas em terra, e inquieto com os caminhos que o segmento de campos maduros e marginais estão tomando, pensei em “rebater” o programa para o mar. A despeito de muitos pensarem, minha ideia original não se restringe a campos maduros e

marginais em águas rasas, mas abrange todo offshore brasileiro que esteja nesta condição; então até Marlim, por exemplo, se enquadra na série de modernizações e/ou adequações regulatórias (não gosto do termo benefício, me remete a assistencialismo e operadoras não precisam disso) que um programa dessa envergadura pode proporcionar, desde problemas com licenciamentos ambientais, passando por desafios no

Entrevista exclusiva com Mauro Destri, presidente da Destri Consulting

midstream e downstream até lides com fornecedores de bens e serviços. Ainda bem que encontrei ‘coro’ no secretário José Mauro Ferreira, do MME, que em tempo recorde alavancou o programa.

Temos agora pela frente 180 dias (prorrogável por igual período) para que as propostas sejam apresentadas ao colegiado. O que pode levar um ano ou mais, como já vimos acontecer com outros programas, que demoraram para sair do papel. Como agilizar esse processo, uma vez que é importante alavancar a revitalização de campos maduros, postergando seu abandono e gerando retorno para os investidores?

Ainda levando em consideração o Reate, vimos que a mobilização dos mais significativos representantes da Indústria, associações, entidades de classe, órgãos reguladores, advogados, operadoras, fornecedores de bens e serviços, poderes legislativos e executivos de estados e municípios, gerou um verdadeiro tsunami em torno do programa: as etapas foram aceleradas, tivemos uma série de reuniões, eventos e ainda a mobilização do próprio CNPE, que em tempo recorde criou a RCNPE 04/2020, que orienta a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a criar nova resolução, ora em andamento, para modernizações na forma de arrecada-

çãode royalties. Então, se tudo isso foi feito com celeridade elogiável para o onshore, porque não esperar o mesmo para o offshore brasileiro, cujas perspectivas de ganhos são muito maiores?

Quais os pontos principais que devem constar desse programa, cujo objetivo é "o melhor aproveitamento dos recursos petrolíferos nacionais, o aumento no pagamento das participações governamentais, a geração de empregos e a ampliação da indústria de bens e serviços voltados para a atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas marítimas"?

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entrevista exclusiva indicadores tn

Eu considero cruciais os pontos abaixo, que podem e serão estudados por todos os subcomitês ou GT (grupos de trabalho) que, acredito, deverão ser criados.

Quando apresentei minha proposta em diversos fóruns, entre eles a ANP e o MME, destaquei que era necessário: • Criar arcabouço regulatório adequado a campos maduros e marginais no mar; • Fomentar o aproveitamento de recursos em reservatórios de baixa permeabilidade; • Aumentar a competitividade da indústria petrolífera offshore nacional de médio e pequeno porte; • Estimular o desenvolvimento local e regional; • Geração de emprego e renda; • Manutenção e/ou aumento da demanda por pessoal, infraestrutura e serviços locais; • Manutenção e/ou desenvolvimento da rede de fornecimento de bens e serviços locais e regionais; • Uso adequado das verbas provenientes das atividades de produção de petróleo e gás; • Aprimoramento e inovação de tecnologia para o aumento do FR; • Novos critérios licitatórios para tornar blocos exploratórios da oferta permanente mais atrativos; • Revitalizar as atividades de E&P em áreas marinhas maduras e marginais.

O leitor mais atento verá que alguns dos pontos aqui colocados já começaram a acontecer, não propriamente em função do programa, mas porque era evidente a necessidade de tal modernização, como por exemplo, os leilões de ofertas permanentes.

Quando propôs o Remar, hoje Promar, para o MME e a ANP, a ideia era que a indústria de O&G, de operadoras aos diversos fornecedores de bens serviços, associações, entidades, município, entre outras, pudessem se apropriar das vantagens que um programa dessa envergadura pode trazer de modernização para o setor. Neste contexto, como enxerga o programa? Quais modernizações 12

TN Petróleo 124

regulatórias gostaria de ver serem realizadas??

Quando pensei o programa, vi diversas vantagens como, por exemplo, a preservação do interesse nacional; manutenção e/ou aumento da demanda por pessoal, infraestrutura e serviços locais; geração de renda e emprego, uma vez que as atividade offshore de campos maduros e marginais contribui para o fomento da atividade econômica; manutenção e/ ou incremento na arrecadação permite melhorias em educação, saúde e segurança e valorização e crescimento dos recursos energéticos nacionais, dentre várias outras. Todas elas seriam, por si, ligadas aos objetivos citados anteriormente, elementos de colimação dos mais diversos atores, a exemplo do que ocorreu no Reate. Porém, nos diversos fóruns dos quais participei, pude ver outros valores e vantagens que poderiam ser incorporados ao longo do tempo.

Voltando à sua pergunta, em relação às modernizações necessárias, em termos de tecnologias para reduzir/otimizar os custos das operadoras independentes que chegam ávidas em revitalizar campos maduros, elas precisam estar acompanhadas de um ambiente sadio e juridicamente sustentável e crível para esses players investirem. Quanto a aspectos regulatórios, temos a questão das garantias financeiras, ora em estágio da avaliação das contribuições durante a consulta pública, que foram valiosas demais para a indústria e que, eu espero, também o sejam do ponto de vista da ANP. Some-se a isso, a necessidade da modernização de resoluções que tratam da categorização de empresa como micro ou pequenas (Resolução ANP 32/2014) e da adequação da arrecadação e royalties, ora em andamento, na esteira da Resolução CNPE 04/2020.

No início do ano a Rystad Energy estimava que os investimentos em descomissionamento poderiam atingir US$ 42 bilhões até 2024, a maior parte no mar do Norte (com previsão de 23 ativos de produção hibernados

anualmente até 2024). Com 20 planos de instalações offshore aprovados e outros seis em análise na ANP, o Brasil foi apontado com potencial para tornar-se o terceiro mercado mundial de descomissionamento, atrás apenas do mar do Norte e Golfo do México. O Promar pode desacelerar esse processo ou há ativos (campos e UEPs) que precisam efetivamente serem descomissionados nos próximos anos?

Vamos por partes. Existem sim aqueles ativos que precisam ser descomissionados por vários motivos como, por exemplo, as nove unidades de Marlim, em função do projeto de revitalização do campo, no qual serão instalados dois novos FPSO justamente na zona de abrangências das outras UEPs. Além disso, outros motivos (como segurança) fazem somar os 19 ativos com Programa de Descomissionamento de Instalações (PDI) aprovados. Agora, sem dúvida, o Promar, como todas as possibilidades de ganhos tecnológicos, regulatórios, jurídicos, e da própria cadeia de fornecimento de bens e serviços, com certeza vai levar à postergação do descomissionamento de vários ativos.

A Petrobras, em seu PE 2021-2025, manteve nas projeções de descomissionamento 18 unidades (trocou P-12, já em descomissionamento, pela P-47, de Marlim), mas reduziu de US$ 6 bi para US$ 4,6 bilhões o volume de recursos previstos para esse fim. O que pode gerar essa redução de mais de 20% do projetado em 2019 valores, se o número de unidades é o mesmo e a P-47 é algo mais complexo?

Somente a Petrobras poderia efetivamente responder sobre isso, mas algumas pistas podem nos levar a conjecturar. A Petrobras está desinvestindo ativos e, consequentemente, negociando com as novas operadoras para que estas façam o descomissionamento de linhas, dutos e equipamentos submarinos nessas áreas. Por exemplo, todo o sistema submarino de abrangência da

P-07, P-12 e P-15, ficaram por conta da nova operadora que passa a atuar na área centro sul. São centenas de quilômetros de linhas, mais de uma dezena de equipamentos submarinos, etc; muito mais complexos do que o programa de descomissionamento da P-47, por exemplo.

Os projetos de descomissionamentos precisam entrar na rotina das empresas que operam ou irão operar em campos maduros, fugir da tentação de vê-los como um "mal necessário", mas sim encarado como um vetor de geração de receita, exatamente como em um projeto de comissionamento, dedicando tempo e competências, otimizando todos os recursos à disposição da organização. Neste contexto, vc acredita que a cadeia de bens e serviços já está adequada ou se adequando para atender essa demanda?

Nossa cadeia de fornecimento de bens e serviços, por atuar há mais de 30 anos na indústria, é uma das mais preparadas para desafios como este. Empresas de porte internacional, que possuem em mares fora do Brasil frotas de embarcações capazes de descomissionar grandes estruturas já atuam no país.

Abandonar poços faz parte de nosso dia a dia, assim como está em nossas rotinas recolher linhas e equipamentos, desancorar UEPs e transportar para onde quer que seja. Estamos preparados. O que falta então? Em primeiro lugar, começar a fazer efetivamente.

Em segundo, modernizações de regulamentos ambientais e, finalmente, por último, adequar nossos portos e estaleiros, licenciando-os adequadamente e modernizando regulamentos e leis que tratam de tributação. A boa notícia é que, com a demora em se concretizar os descomissionamentos em larga escala (afinal já falamos nisso desde 2014), muitos estaleiros estão se preparando adequadamente.

A partir das leis atuais que regulariza a atividade de descomissionamento, como a Resolução nº 817/2020, que

estar resguardado economicamente, ficará mais alinhado quando sair a resolução das garantias financeiras do descomissionamento.

reúne as regulações vigentes até então, consolidando-se como um novo marco regulatório em descomissionamento e tem o aval das três principais autoridades envolvidas (ANP, Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis/Ibama e Marinha) é possível resguardar os aspectos técnico, ambiental, econômico e de qualidade?

Com certeza absoluta. Essa resolução, por si só, foi um ganho imenso para o país e, com certeza, o meio ambiente estará preservado, mais que nunca. Todavia, lembro que operadores e órgãos reguladores passam por um processo de aprendizado no que diz respeito ao descomissionamento. Temos um cenário mais organizado que anteriormente.

Mas ainda falta um alinhamento maior de prazos no aspecto ambiental entre o Ibama e ANP. A minha interpretação é que ainda está solto isso. Quanto a

Plug e abandono é uma etapa chave e já há empresas que pensam em soluções que vão aumentar a confiabilidade desse processo. Quais as inovações em solução tecnológicas que vc considera vitais para que esse processo seja ainda mais seguro e confiável?

O abandono de poços, justamente por ser a disciplina de maior custo em projetos de Descomissionamento, vem tendo, por parte das empresas prestadoras de serviços de poços e suas terceirizadas, uma procura incansável e incessante por tecnologias novas ou, até mesmo, reconfigurações de tecnologias já consagradas e todas passam por um processo extenuante de aprovação de tais novas ideias. Então, entendo que o que se falar hoje como mais seguro e menos custoso, tende a amanhã já estar desatualizado. Outro dia uma empresa me apresentou um protótipo para abandono de poços que dispensaria as ferramentas convencionais (não posso entrar em detalhes por acordo de confidencialidade), mas já começou sua peregrinação pelas operadoras e órgãos reguladores que, se aprovarem, será totalmente revolucionário.

A Petrobras vem exigindo das empresas referências de trabalho de descomissionamento, realizados no Brasil ou fora. Ora, se isso não era feito até então, como podem as empresas nacionais terem essa referência, mesmo estando capacitadas e com parceiros estrangeiros? Como evitar que sejam alijadas desse processo e tenham suas chances reduzidas?

Elas não serão. A Petrobras procura se resguardar com tais exigências. Afinal, a responsabilidade é imensa. Um acidente, a depender das dimensões do projeto de descomissionamento (DECOM), pode ter consequências catastróficas ao meio TN Petróleo 124 13

entrevista exclusiva indicadores tn

63 ANOS DE CONSTANTE EVOLUÇÃO PARA ACOMPANHAR UM MUNDO EM TRANSFORMAÇÃO ambiente e à imagem da empresa – um ativo valiosíssimo. Todavia, a operadora entende que se não temos experiência em todas as fases, podemos nos associar a empresas estrangeiras que possuem essa expertise. Em disciplinas chave, como meio ambiente, poços, recolhimento de linhas e equipamentos submarinos, desancoragem e transporte de UEP, nós estamos entre os melhores do mundo. Então, um consórcio, uma parceria é o melhor dos mundos. Não temo que haja barreiras.

Existe atualmente alguma solução para minimizar os impactos negativos do coral-sol, principalmente por se tratar de um problema que a Petrobras enfrenta em algumas de suas unidades na bacia de Campos?

Não temos uma solução pronta e padrão. Temos muitas pesquisas do assunto. Segundo a ANP (faq-descomissionamento-01072020.pdf), a única medida eficaz para evitar maior disseminação do coral-sol é a raspagem dos equipamentos incrustados. A exportação das instalações somente seria viável para a região de onde é originária a espécie, o Sudeste Asiático. Assim mesmo, não seria viável exportar todos os equipamentos. Eu vejo algumas medidas de controle que podem e devem ser aplicados na bacia de Campos, como tintas anti-incrustantes e a limpeza dos cascos de embarcações que chegam ao Brasil. Para as embarcações de apoio, inspeção e docagem para limpeza. A remoção em cascos de embarcações pode ser feita com contenção e limpeza rotineira das embarcações, evitando assim o desenvolvimento do coral-sol. Mas todas estas sugestões, na vida real, têm de ser projetos aprovados pelos órgãos ambientais.

ser possível transportar esses produtos para terra, desenvolver uma forma de tratá-los e diminuir a possibilidade de impactos ambientais durante o processo de descomissionamento?

O TNORM CAT I já tem solução, desembarca-se com toda segurança e, consegue-se tratar e descartar em aterros sanitários. Mas a TNORM CAT II, equivale a rejeitos radioativos de usinas nucleares, cuja regulação é de responsabilidade da Comissão Nacional de Energia Nuclear (CNEN).Para este a única solução viável é o acondicionamento em recipientes próprios e armazenadas em áreas sob monitoramento “Ad eternum” das operadoras “donas” do rejeito, de acordo com a CNEN NN8.01 em locais devidamente licenciados.

Afinal, com qual ficamos: descomissionar ou revitalizar???

Os dois! E isso é positivo para a indústria, para a cadeia de fornecimento de bens e serviços, para os municípios, estados, o país como um todo. Surge agora uma nova indústria que vai movimentar algo em torno de R$ 26 bilhões, segundo a ANP. Serão 19 ativos descomissionados até 2025, o que nos coloca em terceiro lugar no mundo em termos de gastos com tal nova indústria, atrás apenas do GOM e do Mar do Norte, que em contrapartida, não têm a pujança de nossa indústria quando falamos em comissionar. Por outro lado, veja o que revitalizar nos traz de alento em relação à ‘nuvem escura’ que colocaram sobre os desinvestimentos da Petrobras. As operadoras independentes que vêm para adquirir ativos (somente para 2020 temos 20 teasers oferecidos, de pequenos campos onshore aos magníficos campos de Marlim e Albacora) chegam trazendo Em 2020, transformamos nossa maneira defantásticos. trabalhar, resultados É bom lembrar Durante todos os anos de de que, serem campos da Rodada Zero, nosso plano estratégico e atividade o formato dopor maior evento de produção, seu pro- eles teriam de ser descomissionados de óleo euma gásunidade da América Latina, a Rio Oil & Gas. cesso produtivo gera diversos resí- se não fossem vendidos e que, diante duos radioativos, muitos dos desses da preferência em portfólio para desenMas desde 1957, promovemos a transformação encontram-se armazenados nessas volver o pré-sal, a do Petrobras fatalmente unidades de produção.

Você acredita iria fazê-lo.

Alguns exemplos abaixo setor em uma indústria mais competitiva, consciente,

responsável e sustentável.

14 TN Petróleo 124

mostram o acertado da estratégia, que assegurará o pagamento de participações governamentais, bem como a manutenção e/ou aumento de empregos, da relação com toda a cadeia de fornecimento etc.

Perenco: em dois meses de operação já dobrou a produção de seus campos (Pargo, Carapeba e Vermelhos) e, segundo informado em alguns webinares por seus diretores, já solicitou extensão de vida útil de 2025 para 2040. Imagine a necessidades de recursos críticos para revitalizar um ativo com mais de 30 anos; Trident: já está aumentando a produção e conseguiu extensão de vida útil para além de 2040 de ativos gigantes como a plataformas de PPM-1, PCE-1, P-08 e P-65, com os mesmos benefícios citados acima; Potiguar: já conseguiu em um ano de operação, um impensável, até então, aumento na produção do campo onshore de Riacho da Forquilha, com os mesmos benefícios - um bálsamo para as independentes que entram nesse mercado.

Enfim, temos de ser realistas; com o tempo, os campos perdem sua pujança e surge a necessidade de descomissionar ativos. Então, viva o descomissionamento com suas inúmeras oportunidades. Entretanto, haverá aqueles campos que poderão ser revitalizados por operadoras especialistas nisso.

Assim sendo, viva a revitalização. O brasileiro talvez seja um dos seres mais resilientes do mundo e, agora, mais uma vez seremos testados e, com certeza, passaremos com louvor.

NOTA DA EDITORA - Mauro Destri concedeu essa entrevista em tempo recorde, mesmo estando em isolamento devido a ter sido contaminado pela Covid-19. O que não o impediu de dar uma ‘aula’ sobre o assunto. Obrigada pela preferência, Destri! ______ 1 TENORM é a sigla para os materiais radioativos de ocorrência natural tecnologicamente concentrados (Technologically Enhanced Naturally Occurring Radioactive Materials).

PE 2021-2025

16

TN Petrรณleo 124 133

PE 2021-2025 - Petrobras

O plano DDD Desinvestimentos (US$ 25 a 35 bilhões) e distribuição de dividendos (em valores similares) são os principais pontos do plano estratégico da Petrobras para o quinquênio 2021-2025

TN Petróleo 133 17

PE 2021-2025

C

om um corte de mais de U$20 bilhões nos investimentos programadas em relação ao plano anterior (caiu de US$75,4 bilhões para US$55 bilhões) e ampliação da carteira de desinvestimentos, a Petrobras quer assegurar a remuneração dos seus acionistas de U$25 a 35 bilhões nesse período, alinhada com a agenda transformacional anunciada em 2019, sustentada por cinco pilares: maximização do retorno sobre o capital empregado, redução do custo do capital, busca incessante por custos baixos, meritocracia e respeito às pessoas e ao meio ambiente e foco na segurança das operações.

O Plano Estratégico 20212025 anunciado pela Petrobras no último dia de novembro, às vésperas da primeira Rio Oil & Gas digital, foi impactado pela desvalorização do real, a redução e otimização dos investimentos exploratórios, os aportes evitados com a venda de ativos e a revisão da carteira de projetos. Reflete ainda o ano de pandemia mun-

18

TN Petróleo 133

dial de Covid-19, que até o início de dezembro já contabilizava mais de 66 milhões de casos e de 1,5 milhão de mortos (dos quais quase 12% no Brasil).

O incremento da carteira de desinvestimentos, que implica em um acréscimo de US$ 5 bilhões, é resultado de uma projeção que não se materializou, uma vez que a petroleira confirmou o recebimento nos três primeiros trimestres de 2020 de apenas US$ 1 bilhão com a venda de ativos – e não algo equivalente aos US$5 a 6 bilhões estimados anteriormente (média anual do plano anterior).

O corte nos investimentos reflete a inserção dos novos ativos

(que, portanto, não deverão receber mais nenhum aporte para upgrade, apenas para manutenção ) bem como a não materialização da meta da empresa, de chegar ao final de 2020 com uma dívida bruta de US$74,4 bilhões – ela estava em R$80 bilhões no final do terceiro trimestre do ano.

Para alcançar os US$60 bilhões de dívida bruta (projetada no PE 2020-2024 e mantida no atual), a Petrobras aposta na redução dos investimentos e aumento na venda dos ativos da carteia robustecida com Marlim.

REDUÇÃO HISTÓRICA EM E&P O corte de até US$ 24 bilhões nos investimentos programados

Foto: Agência Petrobras

para a área de exploração e produção (E&P) entre 2021 e 2025 é um dos mais significativos nas últimas duas décadas. No plano anterior, a Petrobras previa que dos US$75,7 bilhões que iria investir até 2024, cerca de US$64 bilhões seriam alocados em E&P. Deste total, 59% no pré-sal e 29% em projetos em águas profundas no pós-sal, principalmente da bacia de Campos, em ativos como o complexo de Marlim (Marlim, Marlim Sul e Leste), único para o qual estavam previstas novas unidades de produção nesses primeiros anos da década de 20, além de outros, como Barracuda Caratinga (para o qual a estatal previa investimentos de US$ 8 bilhões), e ainda em águas profundas na bacia de Sergipe-Alagoas (SEAL).

A crise provocada pela covid-19 e a meta de remunerar melhor seus acionistas levou a empresa a fazer "uma gestão ativa e profunda do nosso portfólio", segundo pontuou o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Alberto Pereira

de Oliveira, durante apresentação do Plano Estratégico 2021-2025 aos analistas, na versão brasileira do Petrobras Day, na manhã do dia 30 de novembro.

O objetivo, segundo o presidente da companhia, Roberto Castello Branco o foco é a maximização de valor, priorizando investimentos em ativos de classe mundial, principalmente TN Petróleo 133 19

PE 2021-2025

no pré-sal, e no desinvestimento. Assim, os investimentos em E&P caíram para US$46,5 bilhões (quase US$ 18 bilhões a menos que o previsto anteriormente e o equivalente ao total previsto para essa fronteira no plano anterior), ficando o pré-sal com US$32 bilhões (70% do total do E&P no plano atual). Cerca de US$11,7 bilhões cortados no plano atual referem-se a revisão de carteira (otimizações, postergamentos e cancelamentos de projetos) e US$ 6,7 bilhões a atividades exploratórias.

20

TN Petróleo 133

BACIA DE CAMPOS Assim, a bacia de Campos, na qual a estatal previa investir em torno de US$20 bilhões, pelo PE 2020-2024, em projetos de revitalização e ações complementares, teve quase um terço dos investimentos cortados, devendo receber US$ 13 bilhões em recursos até meados dessa década.

Oliveira assegura que o impacto do desinvestimento na produção será de 300 mil barris/

dia. O que não impactaria tanto as metas de produção da companhia, uma vez que a previsão é de que o pré-sal responda por até 80% da produção nacional (índice que hoje é de 70%), com “uma produção de menor custo e de baixa emissão de gases de efeito estufa (GEE)”. Estão previstos ainda US$2bilhões em investimentos na produção em águas ultraprofundas na bacia de SEAL e mais US$1 bilhão na exploração de novas frentes na marem equatorial brasileira, na qual a estatal tem ativos na Foz do Amazonas.

QUEDAS NA META DE PRODUÇÃO O diretor de Desenvolvimento da Produção da Petrobras, Rudimar Lorenzatto, destacou que nos próximos cinco anos a companhia vai colocar em operação 13 novos sistemas de produção em seis campos – Mero (4), Búzios (4), Sépia(1), Itapu (1), Parque das Baleias (1),todos no pré-sal, e Marlim (2),no pós sal. O que não ficou claro até agora é qual o escopo do

desinvestimento em Marlim e de que forma isso poderá impactar as unidades em construção (FPSO Garibaldi e FPSO Anna Néri) nessa contagem.

A principal aposta da Petrobras é o campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos, o maior do país e que deve superar 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) no pico. Hoje produzindo por meio de quatro FPSOs próprios da Petrobras (P-74, P-75, P-76 e P-77), vai ganhar mais quatro

unidades. Modec ganhou a licitação para construção, operação e afretamento do FPSO Búzios 5, com capacidade para até 150 mil barris/dia de petróleo e 6 milhões de m³/dia de gás, e que deve iniciar produção em 2022.

Das 3 outras previstas, duas serão plataformas próprias FPSOs P-78 e P-79,já em licitação) e uma terceira será afretada: o FPSO Almirante Tamandaré, com capacidade para produzir de 225 mil barris de óleo e 12 milhões de m3 de gás, que deve-

rá iniciar a operação no segundo semestre de 2024, será a maior em operação no país.

Ainda que a diretoria afirme que as paradas programadas para este ano, suspensas devido à pandemia do covid-19, não vai impactar a produção, pois a manutenção estaria sendo feita nesse segundo semestre, a curva da produção mudou no novo planejamento estratégico. E foi revista para baixo nesse planejamento estratégico, que estima alcançar3,3milhões de boe/dia em 2025 (contra 3,5 milhões de boe/dia em 2024, no plano anterior Os investimentos previstos em descomissionamento também caíram nesse PE, ficando US$1,4 bilhão abaixo do anterior, ainda que continuem a ser 18 unidades, das quais apenas uma plataforma não consta agora(P-12), pois foi iniciado em julho desse ano. A P-47, em Marlim, entrou na lista.

Refino a venda OS RECURSOS PREVISTOS para a área de downstream somam 13% dos US$ 55 bilhões previstos para 2021-2025, distribuídos da seguinte forma: refino ficará com 7%, gás & energia com 2% e comercialização & logística com 4%. Entre os projetos prioritários na área de gás natural está a Rota 3 (quase 85% concluída), incluindo 100% dos dutos marítimos e a Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN).

Em refino, os investimentos priorizam a adaptação na Reduc e na Revap e nova unidade de produção na Replan direcionado para a produção de dieselS-10. Em logística, o foco é a otimização dos dutos de escoamento de derivados e petróleo em São Paulo (Pró-Dutos).

TN Petróleo 133 21

CNV

O DEVER DE RENEGOCIAR CONTRATOS E A HUMANIZAÇÃO DAS RELAÇÕES DE NEGÓCIOS

U

m ataque orgânico deflagrado por um vírus de disseminação extremamente rápida e de fácil propagação, cuja contaminação causa a chamada síndrome respiratória aguda grave (SARS-CoV-2).

Dados apontam que a doença teve os seus primeiros casos confirmados no

fim de dezembro de 2019 e, em 11 de março de 2020, a OMS (Organização Mundial de Saúde) confirmou que o estávamos diante de uma pandemia.

A doença se espalhou pelo mundo inteiro, independentemente do continente, grau de desenvolvimento de determinado país, clima, cultura, idade e sexo.

Absolutamente ninguém e nenhuma corporação estavam preparadas para Alexandre Scherman, fundador da Scherman Advocacia e mediador na Câmara Brasileira de Mediação em Energia e Mineração (www.cbme. com.br); Advogado com mais de 25 anos atuando na indústria do petróleo, Pós-Graduado em Master Business Petroleum pela COPPE/UFRJ (1999/2000); cursando LLM em Mediação e Resolução de Conflitos pela ESA/ OAB. Afiliações: Ordem dos Advogados do Brasil; Conselheiro da 15ª Subseção (Macaé) OAB/RJ no triênio 2016/2018; Conselheiro para o triênio 2019/2022 e atual Coordenador da Comissão de Petróleo e Derivados; FALP – Federação dos Advogados de Língua Portuguesa (Membro).

Lia Medeiros, é graduada em Comunicação Social pela Universidade Federal Fluminense (UFF), especializada em Comunicação Não Violenta (CNV), sócia diretora da Benicio Biz Editores, professora na pós graduação na UFF e no IBP sobre Comunicação e Sustentabilidade, palestrante e professora sobre Soft Skills e comportamento humano no trabalho em diversas universidades do Brasil e em parceria com os capítulos da Society of Petroleum Engineers (SPE). Promoveu o 1º Seminário sobre Corrupção e Compliance em parceria com a NBCC - Câmara de Comércio Norueguesa e a Câmara de Comércio Sueca. Responsável pela introdução dos temas da Sustentabilidade e Responsabilidade Social no mercado de Petróleo & Gás com organização de eventos setoriais em parceria com o IBP. Geração e gestão de conteúdo para mídias direcionadas.

22

TN Petróleo 133

esse catastrófico cenário, todos sofreram, quase todos perderam (sim, alguns poucos segmentos econômicos foram poupados).

E com a indústria de óleo e gás não foi diferente. No setor de eventos, um dos mais atingidos, assistimos a cancelamentos de renomadas conferências e congressos a poucas semanas de sua realização, sendo o mais emblemático a OTC Houston que há 50 anos consecutivos reunia no evento mais de 100 países, que ali anualmente se encontravam para debates e negócios. O seu cancelamento, causou um grande impacto de ordem financeira e emocional no mercado.

No Brasil, desde então, diversas empresas rapidamente se organizaram e promoveram ações para ajudar o país no enfrentamento dessa crise.

E uma delas foi a construção de um hospital de campanha por meio da doação de recursos financeiros, em ação conjunta de diversas empresas, sob a coordenação do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). As empresas Chevron, Ipiranga, Raízen, Repsol Sinopec Brasil e Shell, associadas ao IBP, foram as responsáveis pela doação. O hospital foi contruído no bairro do Leblon, com 200 leitos para atendimento de pacientes do SUS, contaminados pelo COVID 19.

Tal como as redes de saúde não comportaram dar atendimento condizente aos que necessitavam, obrigando até mesmo a construção de hospitais de campanha, o Poder Judiciário também poderá colapsar, dado que as demandas judiciais serão inúmeras e de todas as ordens, sendo certo que o arcabouço legal também entrou em ebulição, quando até diversas leis temporárias foram promulgadas no afã de regular e salvar o que se podia.

O enredo parece filme de terror, mas é real, assim como é real que as relações contratuais sofreram um inimaginável desequilíbrio econômico-financeiro dos contratos.

O Contrato, a Boa-fé Contratual e o Dever de Renegociar O contrato como acordo de vontades, visto sob a ótica da veste jurídica que lhe abrange, está vinculado a uma realidade, de tempo e de espaço, cujas

alterações e características acarretam também alterações nos valores que às partes quiseram formalmente

Cooperação como nova alavanca para os negócios Não podemos contestar que a

te; vaquinhas e doações de verbas por empresas e pessoas; enfim, uma gama de ajuda), tudo para que ultra-

pandemia vem a cada dia colocando

passemos com sucesso essa terrível

Portanto, o evento pandêmico,

mais e mais em evidência a necessi-

quadra que estamos.

não apenas considerado abstratamen-

dade de olharmos para a cooperação

te, mas aprofundado para se perce-

como uma das formas mais acertadas

antes diálogo e escuta. A oralida-

ber o alcance concreto do fatídico

de resolver desajustes.

de (linguagem verbal) é o que nos

manifestar.

acontecimento, faz crer que o cenário

Desde o seu início, as organiza-

A prática da cooperação, exige

torna únicos entre todos os animais.

vivido pelas partes no momento da

ções aprenderam que no âmbito das

É necessário explorar mais essa

celebração de eventual contrato hoje

suas operações precisavam negociar

capacidade humana e avançar em

não é mais o mesmo, por conseguin-

e encontrar junto com colaboradores,

sua prática que se traduz como troca

te, pode ocorrer a necessidade de

saídas e soluções para a continuida-

de ideias, opiniões e etc. Precisamos

se readequar os seus termos então

de do trabalho. Todos entenderam

nos comunicar, conversar, e, mais

estabelecidos. Em se tratando de um

rápido que o processo teria que ser

que nunca, escutar também. Porque

desequilíbrio contratual acarretado

ganha-ganha, onde profissionais e

sobretudo a grande demanda é resol-

pela alteração do momento vivido

empresas deveriam atuar lado a lado

ver problemas comuns.

(pandemia) e seu direto alcance às

para garantir a segurança e a integri-

relações contratuais, sobressalta a

dade de todos.

importância do princípio da boa-fé

Por que todos estamos com as

A comunicação entra com a sua parte, oferecendo ferramentas e metodologias extremamente capazes

contratual no sentido de que a ele é

mesmas necessidades e desafios a

de dar suporte com sucesso a um

que podemos nos socorrer para (re)

serem superados.

processo de mediação de conflitos. A

estabelecer um dever jurídico de leal-

Entender que essa dor é comum

escuta ativa combinada a Comunica-

dade, confiança e colaboração entre

é o primeiro passo para o movimento

ção Não Violenta (CNV) que é uma

os contratantes.

na direção das soluções. Já vemos

das mais eficazes formas de dar voz

surgir e rapidamente fortalecer

para falar e ouvidos para escutar a

é simplesmente aquela relaciona-

práticas de cooperação e de cuidado,

todos, permite que não haja ven-

da com seu estado de consciência,

além das paredes das organizações.

cedores e nem perdedores, ao final

senão que a verificação objetiva de

Não são os colaboradores os únicos

todos ganham.

comportamentos adequados aos

que importam no tabuleiro das nego-

parâmetros éticos da execução do

ciações. É preciso levar essa experi-

repleto de questões não respondidas

objeto contratual.

ência para além dos muros corpora-

principalmente no âmbito das rela-

tivos, incluindo clientes, sociedade

ções de negócios.

Porém, a boa-fé contratual não

Dentre os comportamentos espe-

O momento ainda é grave e

rados pela boa-fé, denominados para

e fornecedores, numa verdadeira

alguns “deveres anexos” se encontra

corrente de sustentação que garanta

caminho e nele seguir de forma

o dever de renegociar os contratos

a manutenção da saúde nas relações

estruturada e sustentada para o bem

desequilibrados, sendo a simples

de negócios.

de todos.

recusa ou a imposição de dificulda-

Desta sorte, temos que a medida

Tudo necessita encontrar seu

A questão da resolução de

des de que tal aconteça, uma afronta

que agora se impõe é a da mais ab-

contratos, que porventura estejam

a boa-fé e uma prova de incivilidade

soluta necessidade de nos louvarmos

desequilibrados, com base no dever

que merece reprimenda.

em atitudes pensadas no conjunto,

de renegociar para recompor o equi-

que devem prevalecer, numa ampla

líbrio contratual, é um caminho que

renegociação por conta de uma

guinada de paradigma, onde a coo-

se mostra efetivo.

imprevisibilidade que acarretou um

peração é a ordem do dia, e, diga-se,

determinado desequilíbrio contratu-

com bons olhos estamos vendo isso

diálogo aberto, da boa vontade,

al, devem as partes se despirem dos

acontecer (cooperação entre labora-

inerente ao espírito de cooperação

termos negociados para procurarem

tórios e entre os médicos cientistas;

humana, têm se mostrado como

dar força a permanência da utili-

doação de material entre nações;

boas escolhas para o momento que

dade econômica almejada quando

instituições financeiras em atuação

atravessamos e que se vistos verda-

da celebração do pacto e, com isso,

conjunta para poupar a economia;

deiramente como opções podem nos

manterem a relação de continuidade

diversas aulas, seminários, shows de

apontar bons caminhos para o futuro

antes almejada.

música tudo oferecido gratuitamen-

das relações de negócios .

Dessa forma, ao pleitearem uma

O exercício da temperança, do

TN Petróleo 133 23

segurança operacional

A FÚRIA DO POÇO LITTLE & MERRICK O primeiro blowout trágico da indústria de perfuração

A

exploração de petróleo tem na sua essência perigos peculiares a extração desse cobiçado produto fóssil, trazendo com sua história, além de progresso e desenvolvimento, um rastro de óleo e sangue derramados desde os primórdios da perfuração, somados a mortes, degradação ambiental e perdas econômicas. E a partir de um Kick¹ descontrolado, o Blowout² é o maior risco da indústria da perfuração de poços de petróleo, sendo um desse que marcou dramaticamente o início da produção petrolífera em 1861 na Pensilvânia.

1- Coronel Drake: pioneirismo e labaredas O primeiro poço de petróleo foi perfurado pelo Edwin Laurentine Drake, o lendário Coronel Drake, em 27 de agosto 1859, no campo de Oil Creek, noroeste da Pensilvânia, resultando em um poço produtivo ao atingir 21 metros aproximadamente.

A façanha do Cel. Drake deu uma impulsionada na história, contribuindo com veemência para a Segunda Revolução Industrial.

Explosão: traiçoeiras atmosferas explosivas - Trinta e nove dias depois do sucesso do Cel. Drake ocorre o primeiro acidente da indústria do petróleo. O emergente empreendimento, ainda distante de ambientes com sensores de gás e equipamentos intrinsicamente seguros, tem sua primeira experiência do que estava por vir no desafio do homem para com a natureza ao explorar petróleo em escala industrial.

O acidente fora resultado de uma inspeção feita pelo William Smith, conhecido como “Tio Billy”, que era ferreiro e sondador do Cel. Drake. Ao verificar a produção que estava armazenada em um tanque, Tio Billy utilizou uma luminária aberta, inadequada para atmosferas explosivas, resultando em uma explosão seguida de incêndio. Embora não houvesse vítimas o infortúnio destruiu a torre de perfuração, a praça de máquinas, a casa do sondador e o Roberto Cézar M. Mauricio tem Especialização em Qualidade, Segurança, Meio Ambiente e Saúde Mais de 18 anos de experiência offshore na área de QSMS. Sócio Administrador da Sinergia Consultoria e Treinamento

24

TN Petróleo 133

tanque com o óleo armazenado.

2- O primeiro Blowout: 70 horas de horror A Pensilvânia desenvolvera desenfreadamente com o êxito do poço do Cel. Drake. No condado de Venango, noroeste da Pensilvânia, fora uma dessas regiões que alavancara com a exploração de petróleo e a Fazenda Buchaman, arrendada pelo professor e empresário Henry Rouse, para produção do ouro

negro foi palco da primeira tragédia petrolífera.

Com as formações produtoras

A fonte de ignição da explosão

Numa atitude honrada e em

nunca foi identificada. Há relatos

desfalecência Henry Rouse, perante

que foi do charuto do Sr. Rouse,

aos presentes, declarou seu testa-

muito rasas não era difícil chegar

mas muitos alegavam que ele era

mento, deixando-o para melhoria

ao petróleo e nem fácil livrar-se das

cuidadoso e não permitia que

de estradas e beneficiamento dos

altas pressões dos reservatórios com

fumassem nas proximidades das

pobres, falecendo logo em seguida.

gás raso. As condições geológicas

operações. Outra hipótese seria de

Tal atitude do generoso e visionário

aliada a falta de tecnologias de se-

uma caldeira a vapor que operava a

hoje é representada pela Instituto

gurança e pouco conhecimento dos

uns 10m do poço.

The Rouse Estate, que é uma funda-

operadores resultavam em erupções

Várias pessoas atingidas, entre

ção sem fins lucrativos com objetivos

de forma corriqueira. Um blowout

elas, agonizando entre as chamas,

filantrópicos, realizando o desejado

era visto como um espetáculo da

estava o Sr. Rouse, que ainda em

sonho do Sr. Rouse.

natureza contemplando o homem

momentos de lucidez retirou do

Fogo e óleo: árdua missão - O

com a riqueza e o progresso que o

bolso uma caderneta com anota-

incêndio, sustentado por um jato de

petróleo retratava.

ções e arremessou-a para fora do

óleo de 6 pelegadas a uma vazão de

Em 17 de abril de 1861 durante a

fogo. Cambaleando o empresário

125 barris/hora se alastrou atingindo

perfuração do poço Little & Mer-

lançou-se ao chão, projetando o

outros poços, barris com armazena-

rick numa profundidade de 100m

rosto para o solo para minimizar

mento de petróleo, causando destrui-

aproximadamente a sonda atingira

queimaduras e evitar a inalação de

ção na fazenda e deixando de pelo

um reservatório com alta pressão

fumaça. Dois homens correm e o

menos 15 mortos e vários feridos,

lançando óleo pelos ares e atraindo

retiram do fogo, levando-o para um

além do não ainda considerado dano

dezenas de curiosos para o local e o

local menos perigoso.

ambiental de mais de 2 mil barris de

Sr. Rouse, que foi chamado por um

Henry Rouse: o último ato- Cor-

petróleo derramados.

dos seus funcionários. Em poucos mi-

po, rosto e cabelos incinerados,

nutos várias pessoas se encontravam

sobrando-lhe somente as meias aos

gem e nem controle de perda de

encharcadas pela chuva negra.

pés. Assim se encontrava o irreco-

contenção. Em meio ao desespe-

Explosão e mortes - O local se trans-

nhecível Sr. Rouse ao resgatarem.

ro para combater o incêndio e o

formara em um pântano oleoso com

Deram-lhe água a conta-gotas e

descontrole do poço começaram a

uma atmosfera envolvida de hidrocar-

chamaram um médico que o de-

fazer abertura de valas para esco-

bonetos quando ocorre uma explosão

senganou devido estado crítico das

amento do óleo para distanciá-lo

lançando chamas de mais de 10m.

queimaduras.

das chamas. Em paralelo foram

Não existia sistema de drena-

TN Petróleo 133 25

segurança operacional

utilizados lama e esterco para

ro fluido utilizado para otimização da

combater o fogo.

perfuração.

Após três dias de destruição

O fluido ganhou a alcunha

O invento foi uma revolução na indústria petrolífera, proporcionado operações mais

o fogo foi combatido e a situação

de lama em 1900 em Spindletop

seguras,otimizando a performance

controlada.

quando os irmãos Hamill, diante dos

operacional e evitando o desper-

desmoronamentos dos poços e perda

dício do petróleo derramado pelas

de circulação em cúpulas de sal e

erupções.

formações arenosas. Ao perceberem

Lições Aprendidas? - O descontrole

que quando a água retornava turva

do Poço Little e Merrick foi um de

Conjunto Solidário de Barreiras

em função da argila o desmorona-

vários blowouts trágicos ocorridos

(CSB)² estava distante do imaginário

mento era menor. Como isso eles

mundo a fora.

preventivo dos exploradores de pe-

improvisaram um atoleiro com um

tróleo do século XIX. Mesmo depois

rebanho de vacas, produzindo e inje-

a Árvore de Natal, BOP, fluido de

do trágico evento do Poço Little &

tando lama no poço 24 horas.

perfuração e a cimentação junto

3- Segurança a partir de Spindletop Hoje, o que chamamos de

Merrick a evolução da segurança

Na linguagem técnica de controle

Evoluções tecnológicas como

com a capacitação de trabalha-

operacional na indústria do petróleo

de poço, o fluido de perfuração é a

dores foram fundamentais para o

só veio a ocorrer, de forma expressi-

primeira barreira de segurança, pro-

avanço da segurança em perfura-

va, na virada do século

porcionando uma pressão hidrostática

ção de poços de petróleo, tornando

Árvore de Natal - Em 1901 no

no poço igual a pressão da formação

essas operações mais confiáveis

promissor campo petrolífero de

e só adquiriu esse sentido preventivo

não só para o homem como tam-

Spindletop, no Texas, em meio um

a partir de 1920 com a utilização de

bém para o meio ambiente e para

blowout histórico, denominado o Jor-

barita e óxido de ferro para obter um

perpetuação dos negócios. Ainda

ro de Lucas, que marcou a história

fluido mais pesado. Daí foi evoluindo

assim blowouts catastróficos mate-

do petróleo (não pelo potencial de

de acordo com as necessidades opera-

rializam-se de forma devastadora

devastação, mas pelo crescimento

cionais.

como o acidente da Deepwater

exorbitante da indústria petrolífera)

BOP - O BOP é um equipamento dota-

Horizon no Golfo do México em

que durou nove dias, levou os irmãos

do de um conjunto de válvulas utiliza-

2010, tendo como principal pano

Hamill, perfuradores habilidosos, a

do para o fechamento do poço em caso

de fundo falhas humanas.

desenvolveram uma válvula em “T”

de blowout. É considerado a segunda

para controlar a fúria do poço. E as-

barreira de segurança para o Controle

prevenção desses desastres? Que

sim foi inventada a Árvore de Natal.

do Poço, caso a primeira barreira, que

lições ainda nos resta a aprender?

A Árvore de Natal é um equipa-

é o fluido de perfuração, seja rompida

mento dotado de um conjunto de válvulas que além de controlar o fluxo

pela pressão da formação.

James Abercombrie, um per-

Qual a dimensão humana para

Definições ¹ Kick - é o fluxo inesperado de flui-

de hidrocarbonetos, proporciona a

furador do Texas, com vivência de

do da formação para o poço

segurança da produção para que

jorros perigosos teve a ideia de criar

² Blowout - é um fluxo descontrola-

não haja descontrole do poço para o

um dispositivo que controlasse os

do de hidrocarbonetos, gás ou água

ambiente. O equipamento também

frequentes blowout’s durante as

saindo de um poço de petróleo devi-

permite a injeção de fluidos no poço.

perfurações e levou a ideia ao Eng°

do a alguma falha no seu sistema de

Lama (fluido de perfuração) - No

Hary Cameron, um conceituado ma-

controle de pressão

século VI a.C. os chineses utilizavam

quinista com a reputação de reparar

³ CSB – um conjunto de um ou mais

a água para amolecer o solo e remo-

ferramentas e desenvolver soluções

elementos com o objetivo de impedir

ver os cascalhos nas perfurações de

mecânicas para as empresas petrolí-

o fluxo não intencional de fluidos da

poços artesianos. Na exploração de

feras. Em 1922 foi inventado o BOP-

formação para o meio externo e entre

petróleo a água também foi o primei-

(Blow Out Preventer)

intervalos no poço (SGIP 46)

Diariamente, na tela do seu computador, as informações do setor naval e offshore. Assine em www.tnpetroleo.com.br 26

TN Petróleo 133

TN Petrรณleo 133 27

internacional

O novo cenário global de O&G

Novo foco das empresas implica em novos ganhadores e perdedores

A

Cleveland M. Jones possui graduação em Física e Economia (Cornell University, 1974), pós-graduação em Engenharia de Petróleo e Gás Natural (UERJ, 2007), e mestrado e doutorado em Geologia (UERJ). É consultor internacional em petróleo, meio ambiente e tecnologias disruptivas, com foco na geopolítica do petróleo e da energia.

Foi pesquisador, professor de pós-graduação e coordenador de cursos e projetos na área de meio ambiente, petróleo e gestão do conhecimento, e foi fundador de diversas empresas ambientais e de biotecnologia. É fluente em português, inglês e espanhol, membro de várias entidades profissionais no Brasil e no exterior. É membro da Mensa Brasil e da Geosciences Advisory Board da NXT Energy Solutions Inc., do Canadá.

28

TN Petróleo 133

s empresas da indústria de O&G enfrentam um desafio maior que o que já tiveram que enfrentar até agora - sobreviver num novo cenário global da indústria de O&G. Esse cenário envolve: alto risco operacional nos países com recursos petrolíferos disponíveis; preços baixos, um cenário de lower-for-longer; imperativo de operar com baixos custos; pressão para assegurar produção estável por muitos anos; e necessidade de consolidar investimentos em projetos sem impedimentos tecnológicos ou ambientais.

Diante dos desafios da tão propalada transição energética, a indústria de O&G deve focar no que ela faz melhor: produzir combustíveis fósseis de forma eficiente, enquanto haja demanda.

Entretanto, o desafio de navegar a transição energética só entrará no foco da indústria de O&G após ela garantir sua sobrevivência na era do petróleo, que ainda vai durar algumas décadas, ainda que não necessariamente com a mesma intensidade de demanda.

A indústria de O&G não poderá se fiar em previsões de preços mais elevados, como alguns alardeiam (Amadeo, 2020), pois qualquer aumento de preço logo trará mais produção de swing producers, como os dos shale plays.

A indústria de O&G tampouco poderá se apoiar na estratégia de freneticamente perfurar mais poços para manter a produção de recursos não convencionais, como nos shale plays. As empresas de O&G terão que buscar plays convencionais que ofereçam oportunidade de desenvolver recursos eficientemente.

Os elevados valores e prazos dos projetos em águas profundas, que limitavam o atrativo desses projetos, hoje são entendidos como parte da natureza de um portfólio robusto de projetos de produção de longa duração.

A busca pela diversificação levou muitas empresas de O&G a terem projetos em todos os cantos do mundo, o que também gerou muitos prejuízos, já que muitas regiões não oferecem condições seguras ou viáveis de negócios. Projetos em países de elevado risco, e regiões ainda tecnicamente ou ambientalmente inviáveis, como o ártico, não podem mais ser considerados como destino para seus investimentos.

As empresas de O&G precisarão evitar países como Venezuela, Rússia, Irã, e muitos outros, com elevadas incertezas políticas ou so-

ciais, ou por conta de corrupção, conflitos, direitos humanos em xeque, etc. Esses países terão que se virar sozinhos ou com a ajuda de países como a China, para desenvolver seus recursos petrolíferos, e isso não será nada fácil.

Aliás, os CEOs que meteram suas empresas em sinucas, ao investir em países expostos a sanções, ou em projetos com dificuldades ambientais e técnicas praticamente insuperáveis, deveriam ser responsabilizados, pois claramente não foram prudentes com o capital dos acionistas.

Agora, esses líderes precisam fugir dos riscos que podem evitar, e precisarão concentrar as apostas de suas empresas em plays mais seguros, maiores, mais longevos, mais resilientes a preços baixos, e que não apresentem grandes dificuldades ambientais ou tecnológicas. Hoje, a diversificação dos portfolios é menos importante que sua racionalização.

Também é cada vez mais difícil administrar inúmeros projetos

espalhados pelo mundo, em diferentes países, regiões e ambientes operacionais, cada um com diferentes características e necessidades de controle.

Dado o tamanho da indústria e de suas empresas, depender de tantos projetos representa um enorme desafio administrativo e de controle de risco. As grandes empresas precisam ter um portfólio composto por projetos grandes, que possam preencher suas necessidades de produção, mas de forma manejável.

Esses grandes projetos tendem a ser associados às grandes bacias sedimentares do mundo, que por sua vez estão associadas aos ambientes offshore e de águas profundas e ultra-profundas.

Por outro lado, o mundo oferece cada vez menos oportunidades exploratórias com níveis de risco político aceitáveis. Não basta identificar a favorabilidade geológica de determinados plays. É necessário que esses plays estejam associados a riscos aceitá-

veis, do ponto de vista técnico, ambiental e político.

Por isso, os plays exploratórios em regiões mais seguras têm se tornado essenciais para o core business das empresas de O&G. Os grandes projetos costumam oferecer baixos custos de Opex, devido à sua escala de produção, que reduz custos operacionais. Esse é o caso, por exemplo, dos plays do pré-sal brasileiro, que exibem um dos custos de extração e produção mais baixos do mundo – a Petrobras diz que seu lifting cost fica abaixo de US$3/bbl e o de produção, incluindo afretamento, abaixo de US$5/bbl (Petrobras, 2020a). Esses custos são hoje, provavelmente, iguais ou menores que os custos dos maiores campos do Oriente Médio.

Além de um baixo Opex, os grandes plays petrolíferos, como os do pré-sal, também podem oferecer um Capex razoável, em relação à produção, já que muitos desses campos têm poços muito TN Petróleo 133 29

internacional

produtivos, como Búzios, que acaba de bater o recorde de produção no Brasil, com mais de 59 mil bopd (TN Petróleo, 2020).

As grandes empresas de O&G são conhecidas pela sua capacidade de gestão de projetos que envolvem inúmeros fornecedores e bilhões de dólares em investimentos. Esses megaprojetos também são passíveis de medidas tecnológicas e inovações que têm oferecido grandes reduções de custos e melhorias no seu desempenho e economicidade.

A Petrobras, por exemplo, apresentou seu programa Prod1000, com o qual espera produzir o primeiro óleo em 1000 dias, a partir de uma descoberta, e o programa Exp100, com o qual espera atingir 100% de sucesso em poços exploratórios. Ambos são objetivos que quebram paradigmas da indústria, reinantes há anos, e que associavam a exploração em águas profundas à elevados riscos exploratórios e longos prazos para colocar ativos em produção (Petrobras, 2020b).

Os desafios tecnológicos dos projetos em águas profundas, até recentemente muito temidos, como a necessidade de enormes estruturas, as grandes profundidades, a necessidade de perfurar espessas camadas de sal, e a necessidade de tecnologias de ponta para produção e processamento, geralmente têm sido superados relativamente facilmente. Hoje, esses ambientes não representam o desafio tecnológico que representavam há poucos anos, e cada vez mais, ampliam sua participação na produção global de O&G (US EIA, 2016).

Os plays do pré-sal brasileiro têm sido considerados superiores até do que os plays do Golfo do México (Jones, 2020). Há uma grande disparidade entre os 30

TN Petróleo 133

sucessos exploratórios no Golfo do México e no pré-sal. Enquanto que no Golfo do México os sucessos exploratórios (descobertas) resultam em produções de alguns milhares de barris por dia para cada poço produtor, os sucessos exploratórios do pré-sal resultam em produções de dezenas de milhares de barris por dia para cada poço produtor, e com dezenas deles produzindo nesse nível (ANP, 2020). A produção desses poços os coloca no topo do ranking de todos os poços produtores no mundo, e bem acima dos poços com maior produção nos EUA, onde somente 23 poços, entre mais de 435 mil poços produtores, produziam acima de 12.800 bopd, em 2018 (US EIA, 2019).

Quanto ao potencial do pré-sal como play exploratório, sua atratividade também está relacionada ao seu potencial de óleo a descobrir (YTF – yet-to-find-oil), calculado entre 176 e 273 bilhões de barris de óleo recuperável (Jones & Chaves, 2015).

Ainda assim, pode-se considerar que tanto o Golfo do México como o pré-sal têm atratividade semelhante para as majors da indústria de O&G, já que cada um tem características importantes para atrair investimentos. O Golfo do México está inserido na região de influência dos EUA e no ambiente de risco político mais seguro do mundo, enquanto o pré-sal também goza de um ambiente operacional seguro e de um potencial de YTF sem igual no mundo. Esta situação implica que somente o Brasil desponta como destino rival do Golfo do México, para os investimentos globais da indústria de O&G. Com relação às considerações ambientais e de segurança, que podem restringir ou inviabilizar

os investimentos em algumas regiões do mundo, os plays no offshore brasileiro e no Golfo do México desfrutam de uma certa tranquilidade, apresentam poucas restrições ambientais, e oferecem baixo risco operacional, apesar dos eventuais furacões, no Golfo do México.

A presença de infraestrutura existente em regiões exploratórias também têm sido um fator importante para viabilizar novos projetos de O&G, já que pode reduzir seu Capex. Sem essa infraestrutura, esses projetos poderiam ser inviáveis.

Portanto, no novo cenário global da indústria de O&G, para que uma província petrolífera possa ser considerada atrativa, ela deve conter, além de plays com elevado potencial de YTF, infraestrutura existente, para facilitar seu desenvolvimento. Esse é o caso, por exemplo, do Golfo do México, que exibe uma das mais densas infraestruturas de produção e escoamento do mundo, e em menor grau, das bacias de Campos e Santos, no Brasil, onde muitos anos de atividades explotatórias também deixaram uma significativa estrutura de produção e escoamento.

O mundo oferece uma grande quantidade de províncias petrolíferas com potencial exploratório (Figura 1), que o USGS avaliou em 2012 (USGS, 2012a). Com base nos critérios de risco operacional e ambiental, e de potencial de YTF, muitas províncias petrolíferas no mundo poderão ser excluídas de consideração como alvos para investimento. Importantes regiões que atualmente têm significativa atividade exploratória podem deixar de ser atrativos, à medida que uma nova visão da indústria de O&G se impõe, e suas empresas voltam seu

Figura 1: As províncias petrolíferas de todo o mundo, avaliadas pelo USGS em 2012 (Fonte: USGS, 2012a)

foco para apenas algumas poucas províncias no mundo.

Entre as atuais províncias que podem perder atratividade, podemos citar o Noroeste da Austrália, que atualmente tem grandes projetos de GNL em andamento, mas cujos orçamentos sofreram grande inflação de custos e dificuldades técnicas (Boiling Cold, 2020), o que pode reduzir sua atratividade. Áreas de grandes descobertas e potencial de YTF, como a Margem Equatorial, com os excepcionais plays da Guiana e do Suriname, também podem perder atratividade, caso os riscos políticos se tornem uma ameaça à estabilidade dos negócios (Argus, 2019).

A parte sul (mexicana) do Golfo do México, apesar de grande potencial de YTF e de um ensaio de retomada da indústria de O&G no país, também sofre por conta de uma situação de indefinição política, que aumenta os riscos de operar no país (Market Research, 2020). O Sudeste da Ásia também exibe elevadas incertezas em relação aos riscos políticos (Nikkei

Asia, 2018), e sofre por conta das possíveis ambições expansionistas chinesas, que há muito são vistas como um sério risco, e inibem a atratividade dos projetos petrolíferos na região (Rand Organization, 2000).

Na África, são poucos os países que não apresentam elevado risco político, além de envolver ameaças às operações de qualquer empresa com grandes projetos, por conta da contaminação dos negócios pela corrupção, que hoje representa um risco inaceitável para as empresas (Duri, 2020).

Na América do Sul, seja por questões de elevadas incertezas geológicas, ou por conta de bacias de fronteira com pouca atividade exploratória e infraestrutura existente, ou pelo elevado risco político dos países em questão, há poucas províncias petrolíferas que representam alvos atrativos para a indústria de O&G. Essa situação acaba excluindo de consideração até plays interessantes em águas profundas, aos quais o USGS atribuiu elevado potencial

de YTF, como regiões offshore da Argentina, Uruguai e até da Bacia de Pelotas (USGS, 2012b).

Quando as empresas de O&G tiverem que tomar decisões sobre investimentos em novos projetos, para garantir sua sobrevivência durante as próximas décadas da era do petróleo, poucos destinos globais serão considerados aceitáveis, mas o Brasil certamente fará parte deles. Apesar do surgimento dos escândalos de corrupção e das mudanças na política nacional, em relação aos riscos políticos o Brasil é tido como um destino seguro para os investimentos. Na visão do investidor estrangeiro, isso se deve em grande parte às mudanças no ambiente de impunidade e às recentes reformas regulatórias (Garver & Cox, 2019).

No Brasil, se espera que a produção de O&G aumente significativamente nos próximos anos, para algo como 7,5 milhões de bopd em 2030, o que representa mais que o dobro da produção atual, apenas com base nos atuais projetos em desenvolvimento (PeTN Petróleo 133 31

internacional

tersohn, 2019). Isto assegura que o Brasil chegará a ser um dos cinco maiores produtores mundiais.

Como os projetos offshore no Brasil geram incrementos de produção de 180 mil bopd ou mais (o tamanho típico dos FPSOs que operam no pré-sal), e como mais de 50 novos FPSOs podem entrar em operação até 2030 (Abelha, 2019), é possível que até essas estimativas de produção para o Brasil sejam superadas.

Outros analistas também têm sugerido que haverá um crescente nível de atividade de O&G no Brasil, à medida que as majors da indústria de O&G focam seus esforços no offshore brasileiro, onde se esperam novas descobertas significativas (Mingchi, Kuitai & Jing, 2020; Wood Mackenzie, 2019).

O aumento da atividade petrolífera no Brasil pode ocorrer de diversas formas. As empresas podem investir diretamente na aquisição de blocos oferecidos pela ANP, nas rodadas de blocos exploratórios ou através do Programa de Oferta Permanente; também podem realizar farm-ins em alguns dos muitos projetos que aguardam para serem desenvolvidos, muitos dos quais nas mãos da Petrobras, que não tem como levar todos adiante, por conta de suas limitações de capital disponível; finalmente, algumas oportunidades de negócios são referentes aos ativos colocados à venda pela Petrobras, cujo programa de desinvestimentos inclui projetos onshore e offshore.

Desde 2016, os plays de shale oil e shale gas, especialmente nos EUA, atraíram uma crescente parcela dos investimentos globais de O&G. Entretanto, o setor de offshore deverá ser o menos afetado pelas recentes reduções nos orçamentos exploratórios das empresas de O&G (Rystad, 2020).

32

TN Petróleo 133

Esta resiliência reflete os longos ciclos e a relativa inflexibilidade dos projetos offshore, uma vez em andamento, mas também o reconhecimento da importância estratégica do setor offshore para a sobrevivência da indústria de O&G no longo prazo. São esses os plays que fornecerão a produção segura, estável, duradoura e de baixo custo que a indústria necessitará.

Entre as principais áreas que impulsionarão a atividade petrolífera nos plays brasileiros, três se destacam: as áreas do excedente da cessão onerosa, leiloadas em 2019; as áreas de partilha da produção (pré-sal), leiloadas em 2019 e anos anteriores; e os próximos leilões de áreas exploratórias, que devem ocorrer em 2021 e anos posteriores. Todas essas áreas envolvem plays com potencial de múltiplos bilhões de barris de óleo recuperável. Uma amostra do que podemos esperar é o campo de Búzios, que atingiu uma produção de 844 mil bopd, contando com apenas quatro FPSOs (Reuters, 2020).

O foco da indústria de O&G em novos plays incrementará a atividade em algumas regiões, como no Brasil, mas tornará recursos petrolíferos de outras regiões, inclusive algumas que atualmente são importantes polos produtores, em stranded assets. Nessas regiões, os recursos remanescentes permanecerão sem serem produzidos, devido à sua baixa atratividade. Essa transformação trará profundas mudanças para os países onde a produção de O&G deixará de ter a importância econômica que tem hoje.

Mesmo grandes produtores, como a Rússia, poderão perder muito espaço na produção global de O&G, por ter uma produção pouco eficiente. No caso da

Rússia, isso se deve ao fato que sua produção depende de muitos poços de pouca produtividade, pouco competitivos. Esses poços podem se tornar inviáveis, caso as pressões de custos e preços se agravem, ou se as majors, atuais parceiras essenciais das estatais petrolíferas russas, decidam se distanciar do país, como reação às sanções e pressões políticas.

A concentração de plays exploratórios em poucas regiões do mundo deixará muitos países para trás, e suas economias serão profundamente afetadas. As consequências geopolíticas não podem ser ignoradas, inclusive os consequentes conflitos.

O Brasil pode se beneficiar como destino de novos investimentos da indústria de O&G, mas o mundo certamente passará a ser mais turbulento e conturbado. A desestabilização de muitos atuais produtores de O&G os tornará mais propensos a se voltarem para conflitos violentos.

Felizmente, o Brasil parece estar a salvo desses conflitos, por estar distante das regiões que mais devem sofrer essas pressões transformadoras.

Ainda que o mundo lá fora se transforme em um ambiente menos atrativo para as empresas da indústria de O&G, o Brasil deve continuar sendo um destino atrativo para seus investimentos, e mais ainda em relação às regiões que sofrerão fortes impactos negativos de uma reestruturação do foco dessa indústria.

As tendências que as empresas de O&G deverão seguir trarão mais desenvolvimento ao Brasil, ainda que elas estejam apenas seguindo o caminho mais seguro e adequado para sua sobrevivência em um novo cenário global da indústria de O&G. Mais uma vez, sorte do Brasil.

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TN Petróleo 133 33

meio ambiente

“O Estudo Ambiental de Área Sedimentar (EAAS) da BACIA DE SERGIPE-ALAGOAS e JACUÍPE como subsídios ao desenvolvimento sustentável das atividades de exploração e produção de óleo e gás natural.”

R

Elianne Pessôa Omena é bióloga marinha e consultora em meio ambiente e sustentabilidade. Doutora em Ecologia, professora e pesquisadora com mais de 20 anos de experiência em estudos ambientais na academia, terceiro setor e empresas.

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ecentemente foi finalizado o Estudo Ambiental de Área Sedimentar das Bacias de Sergipe-Alagoas e Jacuípe. O estudo reuniu um time composto por especialistas, gestores e representantes do governo e da sociedade civil organizada para produzir um documento completo que trata das potencialidades do desenvolvimento da atividade de óleo e gás natural e das sensibilidades socioambientais da região.

A motivação para elaboração do EAAS foi ordenar o processo de oferta de blocos exploratórios nas bacias sedimentares e dar suporte as rodadas de licitação, permitindo que apenas áreas consideradas ambientalmente aptas sejam colocadas à disposição dos empreendedores que desejam investir no país. Neste sentido, o EAAS se propõe a antecipar possíveis conflitos socioambientais para a etapa de outorga de blocos, diminuindo as incertezas em relação ao licenciamento ambiental, que deverá ocorrer no nível de projeto.

O estudo foi realizado a partir da publicação da Portaria Interministerial MME/MMA nº 198/2012 que instituiu a Avaliação Ambiental de Área Sedimentar (AAAS) aos processos de outorga de blocos exploratórios localizados em bacias sedimentares terrestres e marítimas. O EAAS é baseado na avaliação ambiental estratégica, metodologia que incorpora a esfera ambiental no planejamento do setor, dando apoio às ações governamentais quanto ao desenvolvimento sustentável de empreendimentos de E&P de petróleo e gás natural. No Brasil, até o momento, apenas dois estudos deste tipo foram realizados, um deles na bacia terrestre do Solimões, e outro nas bacias marítimas de Sergipe-Alagoas e Jacuípe, uma importante área petrolífera offshore.

O EAAS de Sergipe-Alagoas e Jacuípe foi elaborado pela empresa de consultoria Ecology Brasil Ltda., contratada pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), e avaliado por um Comitê Técnico de Acompanhamento composto por representantes do Ministério de Minas e Energia (MME), Ministério do Meio Ambiente (MMA), ANP, Empresa de Pesquisa

Energética (EPE), Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade (ICMBio).

O estudo foi desenvolvido na região marítima da bacia que apresenta potencial interesse para E&P formada pela plataforma continental e talude superior até aproximadamente a isóbata de 4000m. A área de estudo englobou também os 39 municípios costeiros pertencentes aos estados da Bahia, Sergipe, Alagoas e Pernambuco.

A bacia de Sergipe-Alagoas e Jacuípe é reconhecida pela presença de ativos ambientais de grande produtividade e biodiversidade, como manguezais, praias arenosas, recifes coralíneos, estuários e baías. Tais ecossistemas prestam valiosos serviços ambientais, através da oferta de alimentos, regulação de processos erosivos da costa, assimilação de efluentes, além de proporcionar atividades recreativas e esportivas. Vários municípios na área de estudo tem sua economia sustentada pela pesca artesanal e pelo turismo, setores fortemente dependentes destes ativos ambientais.

Os ambientes recifais no litoral norte de Alagoas e Pernambuco são de grande importância para conservação da biodiversidade marinha nesta região. Por outro lado, praias arenosas de Sergipe e do norte da Bahia, região confrontante com a bacia de Jacuípe, são áreas de intensa atividade reprodutiva de tartarugas marinhas, bem como de descanso para aves migratórias. Cabe destacar também a importância das áreas lamosas na plataforma rasa da bacia de Sergipe-Alagoas, pela alta densidade de

organismos bentônicos, em especial do camarão-sete-barbas, e dos peixes estuarinos, ambos de grande interesse comercial.

Esses atributos fazem com que sejam ainda mais relevantes estudos que avaliem previamente os impactos e riscos e possibilitem o equilíbrio entre o desenvolvimento econômico e a conservação ambiental.

O EAAS se baseou em 3 componentes principais: diagnóstico estratégico focado nos temas principais de interação com a atividade de E&P, avaliação dos recursos potenciais de petróleo e gás natural na região e os impactos e riscos ambientais da atividade de E&P. As 3 análises permitiram definir critérios e chegar a classificação de aptidão da bacia sedimentar.

Diagnóstico Socioambiental Regional O diagnóstico socioambiental regional foi estratégico, voltado aos principais temas de interação com a atividade de petróleo e gás natural e relativos aos fatores críticos de decisão (FCD), definidos no EAAS como Biodiversidade e Ativos Ambientais e Uso do Território e

Desenvolvimento Social. Para descrever o FCD Biodiversidade e Ativos Ambientais, foram selecionados diversos indicadores de sustentabilidade (IDS) como, por exemplo, os sirênios (peixe boi marinho) e quelônios, espécies ameaçadas de grande importância na região. Do ponto de vista do FCD Uso do Território e Desenvolvimento Social, utilizaram-se indicadores socioeconômicos como, por exemplo, número de habitantes, índice de desenvolvimento humano, infraestrutura e atividades econômicas sensíveis, como pesca e turismo. Todos os dados obtidos foram provenientes de fontes secundárias e reunidos em um banco de dados georreferenciado.

A avaliação contou também com a contribuição dos stakeholders dos setores da pesca, academia, empresas, ONGs e administração pública, por meio de 60 entrevistas semi-estruturadas e de duas oficinas participativas.

Os eventos de participação social geraram conhecimentos sobre sensibilidades locais, evidenciaram conflitos com atividades econômicas sensíveis e permitiram avaliar a percepção dos TN Petróleo 133 35

meio ambiente

stakeholders sobre as oportunidades e riscos associados ao cenário futuro de desenvolvimento das atividades de E&P na região.

Esse processo foi essencial para que o estudo incorporasse uma visão mais harmoniosa entre estas atividades e a conservação dos recursos naturais. Alguns entrevistados citaram o risco de crescimento urbano desordenado e a atração de mão de obra de outras localidades, interferindo no modo de vida da população local. Também foram identificados como pontos críticos, impac36

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tos sobre quelônios e cetáceos e o risco de acidentes com derramamentos de óleo.

Recursos Potenciais de Petróleo e Gás Natural A exploração e produção de petróleo e gás natural na bacia de Sergipe-Alagoas tem sido uma importante atividade econômica para região há mais de 50 anos. As atividades exploratórias tiveram início na década de 1960 com a descoberta do campo de Guaricema em águas rasas e, até o final da

década de 1990, estas ainda se concentravam em águas rasas.

Com a descoberta do campo de Piranema em 2000, as atividades exploratórias passaram a ocorrer em águas profundas e se intensificaram na década seguinte com as novas descobertas em águas ultraprofundas. Evidencia-se hoje um forte declínio da produção em águas rasas e, por outro lado, um aumento da expectativa de descobertas em águas profundas e ultraprofundas. De acordo com projeções baseadas nas expectativas de volume de óleo e gás equivalente, apontados em estudos da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), estima-se que a produção possa alcançar 25 vezes a atual nos próximos 20 anos. Se por um lado esse cenário favorece o surgimento de diversas oportunidades e benefícios econômicos e sociais relacionados às participações governamentais, à geração de empregos, ao aumento da demanda por bens e serviços e ao aumento da arrecadação tributária, por outro, coloca em risco diversos ativos ambientais, relacionado à ocorrência de espécies ameaçadas e de ecossistemas sensíveis, caso a atividade não venha a ocorrer de forma sustentável.

Impactos e Riscos Ambientais Os impactos das atividades de E&P podem ocorrer em todas as fases da atividade e estão relacionados, por exemplo, ao trânsito das embarcações para escoamento da produção, emissões sonoras para aquisição de dados sísmicos, interferências sobre fundo marinho causadas pela perfuração de poços e instalação de dutos e cabos submarinos, descartes de efluentes,

O mapa representa a intensidade das atividades previstas nas fases de exploração e produção de petróleo e gás natural nas bacias de Sergipe-Alagoas e Jacuípe (laranja: intensidade alta, amarelo: intensidade media; verde: intensidade baixa e azul: intensidade muito baixa)

emissões atmosféricas e introdução de espécies exóticas.

Os impactos negativos e positivos das atividades e empreendimentos de E&P foram avaliados de acordo com diferentes cenários de desenvolvimento considerando variações na quantidade de campos hipotéticos e da infraestrutura associada para exploração, produção e escoamento. Os maiores índices de impacto foram evidenciados para os cetáceos, quelônios, sirênios, peixes recifais e pesca artesanal, com as maiores intensidades de impactos previstas no setor São Francisco, região que concentra o maior número de blocos exploratórios concedidos atualmente. Para avaliação dos riscos relacionados aos poten-

ciais acidentes com derramamentos de óleo, foram elaborados estudos de modelagem de transporte e dispersão de óleo.

O tempo de chegada do óleo na costa em situações de pior caso, como o afundamento de FPSO, pode variar entre poucas horas a TN Petróleo 133 37

meio ambiente

mais de 1 um dia e atingir uma ampla faixa do litoral desde o Rio Grande do Norte até o sul da Bahia. O estudo de modelagem foi importante também para definir as áreas que podem originar derramamentos de óleo que atinjam a costa em menos de 20 horas.

Classificação de Aptidão A partir do diagnóstico socioambiental e da avaliação dos impactos e riscos foi possível classificar áreas quanto a aptidão para as atividades de exploração e produção de 38

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petróleo e gás natural, sendo estas aptas, não aptas ou em moratória.

Para classificação das áreas considerou-se a ocorrência dos indicadores sensíveis e mais vulneráveis aos impactos e riscos associados às atividades de exploração e produção neste estudo, sendo eles: sirênios (peixe-boi marinho), áreas de fundos de lama (representando a presença do camarão sete barbas, importante recurso socioeconômico na região), ambientes recifais e unidades de conservação marinhas, além da

utilização dos dados de modelagem de dispersão de óleo na costa, classificando como não aptas as áreas mais prováveis de originar derramamentos, em caso de eventos acidentais, que atinjam a linha de costa em tempo inferior a 20 horas.

Cabe destacar que não foram identificadas áreas em moratória, pois inferiu-se que as lacunas de conhecimento científico observadas ao longo do estudo não foram determinantes para a classificação da aptidão.

Um aspecto interessante desta avaliação é que a área não apta está localizada na porção rasa das bacias, onde a produção vem apresentando acentuado declínio nas últimas décadas.

Assim, além de evitar riscos socioambientais associados às atividades petrolíferas nessa área, não são esperados impactos relevantes na curva de produção.

Por outro lado, a área apta representa 76% da área classificada e se encontra em águas profundas e ultra profundas, onde os cenários apontam para novas descobertas que poderão ser realizadas de forma compatível com a preservação ambiental. forma compatível com a preservação ambiental. compatível com a preservação ambiental.

Por considerar todas as implicações ambientais do contexto, o estudo permitiu também a formulação de diretrizes estratégicas relacionadas, por exemplo, a promoção de políticas públicas para melhoria da infraestrutura regional, desenvolvimento de melhores práticas de aplicação de royalties e ao direcionamento da aplicação de recursos da cláusula de investimentos em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P,D &I) em projetos regionais.

Avaliações que incorporam a dimensão ambiental de modo formal e sistemático no planejamento setorial e regional do processo de desenvolvimento têm como vantagens dar apoio à tomada de decisão na esfera de políticas, planos e programas. Além disso, cabe ressaltar seu potencial na identificação e avaliação prévia de possíveis impactos e na formulação de alternativas que evitem ou reduzam as consequências

adversas ou que possibilitem maiores ganhos ambientais.

Desta forma, o EAAS de Sergipe-Alagoas e Jacuípe, se revelou uma importante ferramenta para planejamento estratégico

regional, por considerar todas as implicações ambientais do contexto e permitir a formulação de políticas indutoras de formas sustentáveis de desenvolvimento.

Para conhecer melhor o EAAS de das bacias de Sergipe-Alagoas e Jacuípe consulte o link http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente.

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offshore

NAVIOS DE TRANSFERÊNCIA DE CARGA permitem o carregamento offshore de navios convencionais

A

s operações de carregamento offshore de navios flutuantes de produção, armazenamento e offloading (FPSOs) no Brasil são normalmente realizadas por dedicados navios-tanque aliviadores dinamicamente posicionados (DP). O sistema de carregamento de proa do navio-tanque aliviador se conecta à mangueira de descarga do FPSO e seu sistema de posicionamento dinâmico é usado para posicionar o navio-tanque aliviador durante a operação de carregamento.

Graças ao desenvolvimento do navio de transferência de carga (CTV), os petroleiros convencionais, em águas brasileiras, podem carregar diretamente do FPSO.

Apresentando o CTV

David Patterson trabalha no departamento de Prevenção de Perdas da North of England P&I Association Ltd. Anteriormente, ele trabalhou nas indústrias de transporte marítimo e de petróleo e

O CTV é um navio posicionado dinamicamente, que tem a capacidade de implantar um cabo de amarração e uma mangueira de descarregamento para se conectar a um petroleiro convencional e, em seguida, à mangueira de descarregamento do FPSO. O processo de conexão inicial é muito semelhante ao de um navio-tanque conectado a uma única bóia de amarração e é coordenado por um capitão de manobras a bordo do CTV. O CTV lança uma amarra para o petroleiro atracar e um rebocador de contenção é usado para mantê-lo em posição. A mangueira é, então, implantada a partir do CTV e conectada ao coletor de meio navio do petroleiro. Com a amarra e a mangueira conectadas, o CTV reboca o petroleiro e rebocador em direção ao FPSO e se posiciona no setor de descarga do FPSO. Neste ponto, o CTV desempenha a mesma função de um navio tanque aliviador e mantém a posição dentro do setor de descarregamento do FPSO. A mangueira de descarregamento é passada do FPSO para o CTV, onde é conectada.

A carga é então bombeada para o navio-tanque por meio do CTV, que usa bombas auxiliares para complementar a vazão. O software DP especializado no CTV rastreia e acompanha os movimentos do petroleiro, mantendo o CTV no setor de descarga do FPSO. Esta nova abordagem permite ao operador exportar pacotes maiores diretamente para os petroleiros, em vez de um navio-tanque aliviador realizar a operação de carregamento offshore e a carga transferida por meio de um STS.

gás em FPSOs, navios DP e petroleiros convencionais para várias empresas. Ele tem grande experiência em operações de petroleiros e FPSO, carregamento offshore e posicionamento dinâmico.

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Os riscos A introdução de um CTV nas operações de carregamento apresenta riscos diferentes em comparação com o carregamento de um navio diretamente de um FPSO.

Embora o CTV seja capaz de realizar uma desconexão de emergência do FPSO da mesma forma que um navio-tanque aliviador dedicado, qualquer desconexão entre o CTV e o navio-tanque deve ser realizada manualmente. Como medida de segurança, a mangueira de descarga entre o CTV e o caminhão-tanque é dotada de um acoplamento de travamento a seco, que se ativa em caso de esforço excessivo da mangueira de descarga.

Uma vez que o petroleiro está atracado a um navio posicionado dinamicamente, ele depende da capacidade de manutenção da estação do CTV, em vez de uma amarração segura diretamente ao FPSO. Quaisquer cargas excessivas do rebocador de retenção ou forças ambientais podem fazer com que o CTV saia da posição e seja forçado a realizar uma desconexão de emergência do FPSO. A introdução de embarcações adicionais na operação aumenta

o risco de falha de comunicação entre as embarcações. Isso pode levar a instruções imprecisas ou mal-entendidas ou atrasos na interrupção das operações de carga.

Operações seguras Para garantir que a operação seja realizada com segurança, os procedimentos de descarregamento específicos do campo detalhados devem ser seguidos estritamente por todas as partes.

Isso inclui testar comunicações, aplicar limitações climáticas para a conexão e operação de carregamento e fazer planos de contingência. Os comandantes dos navios-tanque que realizam esta operação devem estar familiarizados com esses procedimentos. Resolva quaisquer preocupações com o capitão de amarração antes de iniciar o processo de conexão.

Lars Einar Rosenhaug Bjørset da Kongsberg Maritime, os proje-

tistas e fornecedores do software e sistemas de posicionamento dinâmico do CTV, explicam: “O pessoal que executa esta operação deve ser bem treinado. A operação é uma nova maneira de pensar, diferente de quaisquer outras operações anteriores. Existem novas funções do software DP a serem aprendidas junto com as forças externas do VLCC e do rebocador. ” O treinamento em simuladores vai ajudar a tripulação a se preparar para esse novo cenário, acrescenta. “Como a operação é tão nova para todos os envolvidos, a tripulação do CTV deve praticar cenários inteiros em simuladores de ponte em escala real, levando em consideração todas as embarcações. Isso fornecerá ao pessoal uma consciência situacional da operação, protocolos de comunicação em tempo real e uma oportunidade de seguir os procedimentos durante a operação normal e situações de emergência. ” TN Petróleo 133 41

opinião

De André Luiz Barros, Corporate Communication Manager at Ocyan

Comunicar nunca foi tão estratégico para o ambiente offshore

A

indústria de óleo e gás sempre teve desafios bem específicos inerentes ao seu próprio negócio quando o assunto é comunicação. Afinal, como manter uma comunicação interna rápida, direta e bilateral com seu público offshore considerando restrições ao uso de celular, banda limitada de internet e, escalas de pelo menos 14 dias divididas em grupos, por exemplo? A pandemia do novo Coronavírus exigiu investimentos e inovação de forma acelerada nas empresas, e, neste contexto, se comunicar com as pessoas nunca foi tão estratégico e essencial. A lógica é simples: em meio a uma enxurrada de fake news, apreensões e informações preventivas totalmente novas, comunicar virou vacina a bordo.

A sociedade nunca esperou tanto das empresas e este é, de fato, o momento em que a iniciativa privada precisa mandatoriamente ter consciência de sua contribuição para o mundo. Empresas que como a Ocyan, têm definido seu propósito, saíram na frente, basicamente por já terem claro não apenas o que é o seu negócio e como ele atua, mas também definido o porquê dele existir e seus impactos no dia a dia de todos. No setor de óleo e gás, principalmente enquanto atividade essencial, o propósito humaniza, aproxima e gera confiança.

Na Ocyan, Comunicação tem uma cadeira fixa no comitê de crise formado para lidar com o cenário adverso atual, além disso, conta com capítulo específico no Plano de Contingência. E tudo isso só se explica quando se tem claros o objetivo e a importância da informação oficial e correta para promoção da segurança e saúde. Ser

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TN Petróleo 124

uma fonte confiável de notícias com transparência e empatia, fortalecendo o papel da empresa como rede de apoio nesse momento, precisa ser o objetivo número um de qualquer líder.

Taticamente falando, é fundamental a estruturação de uma agenda de comunicação periódica que apresente como a empresa está protegendo e apoiando seus integrantes e stakeholders. É importante dar protagonismo aos porta-vozes médicos e especialistas de saúde neste momento e é imprescindível ocupar o espaço principalmente para compartilhar informação preventiva e pela promoção da qualidade de vida e bem-estar.

Na Ocyan, por exemplo, o programa de inovação Ocyan Waves Challenge, viabilizou um avanço importante para a comunicação, a plataforma Ocyan Comunica, lançada em abril. Desde o mês passado, contamos com o primeiro canal colaborativo disponível para 100% da empresa incluindo públicos on e offshore, que funciona 24h por dia no celular ou computador. Qual nosso maior ganho? Ampliamos nosso alcance, levamos informação correta em tempo real aos integrantes, estamos mais próximos e mais ágeis. Em outras palavras, empoderamos a comunicação como ferramenta estratégica de aproximação entre pessoas e combate ao vírus. Em tempos de isolamento social, estar presente e seguro, é o que todos buscam e precisam.

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