Revista TN Petróleo

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Nosso tempo acabou, o tempo é agora

ISSN 1415-8892

Opinião de Heloisa Borges Esteves, diretora de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveisda Empresa de Pesquisa Energética (EPE)

• Até 2023 Reduc deverá dobrar sua produção de Diesel S-10

Especial Campos Maduros

UMA FRENTE DE OPORTUNIDADES

ENTREVISTA ESPECIAL Carlos Alberto Pedroso, presidente da SPE Brasil

ARTIGOS

SPE BRASIL: COMPARTILHAR CONHECIMENTO PARA CONSTRUIR RESILIÊNCIA

Revitalização segura e confiável, por Raphael Neves Moura Capacidade de intervenção em poços submarinos no Brasil, por Rafael Augustinis Purificação Tendências para a indústria de petróleo e gás em 2021, por James Hodge A era do conhecimento flexível que ocupa menos espaço ainda chegou, por André Luiz Barros

nossas redes sociais

sumário

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edição nº 134 • 2021

Entrevista exclusiva

Carlos Alberto Pedroso, presidente da SPE Brasil

SPE Brasil: compartilhar conhecimento para construir resiliência

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Especial Campos Maduros

UMA FRENTE DE OPORTUNIDADES Desafio a ser vencido Expertise e inovação são bem-vindas

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Perfil profissional de Maria Dolores de Carvalho

A GEÓLOGA QUE ‘GARIMPA’ DESAFIOS

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Artigo Técnico

CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior

Capacidade de intervenção em poços submarinos no Brasil

Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo P. de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco

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João Luiz de Deus Fernandes

Opinião

José Fantine Josué Rocha

de Heloisa Borges Esteves

Luiz B. Rêgo

Nosso tempo acabou, o tempo é agora

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

Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio

31 Revitalização segura e confiável, por Raphael Neves Moura 36 Capacidade de intervenção em poços submarinos no Brasil, por Rafael Augustinis Purificação 39 Tendências para a indústria de petróleo e gás em 2021, por James Hodge 40 A era do conhecimento flexível que ocupa menos espaço ainda chegou, por André Luiz Barros

seções 4 editorial

32 perfil profissional

6 hot news

42 opinião

Rubens Langer Samuel Barbosa

Ano XXII • Número 134 • 2021 Foto: Divulgação

editorial

O horizonte continua à frente

N

ova ‘borrasca’ nos atinge, com o número recorde de casos diários e mortes no Brasil por Covid-19, cuja pandemia já matou cerca de 2,6 milhões de pessoas e está se acirrando no Brasil.

Enfrentar essa pandemia é dever de todos, principalmente dos setores econômicos, como o de energia e petróleo e gás, que são cruciais para evitar que o país caia em uma recessão.

A nossa cadeia produtiva busca fazer sua parte, não somente apoiando

ações solidárias em prol dos menos assistidos, adotando as medidas protetivas e aderindo sem contestação ao programa de vacinação, como também lutando para produzir bens e serviços e manter em movimento as engrenagens da economia.

E há reais oportunidades nesse setor, uma vez que temos uma indústria em expansão, com uma produção crescente de óleo e gás, que deve superar os 5 milhões de boe/dia até a próxima década. Mesmo com o avanço das energias renováveis, o World Energy Outlook 2020 da IEA (International Energy Association) projeta demanda crescente por petróleo até 2030, com perspectivas de que esse patamar se mantenha até 2040. Temos ainda os melhores índices de produtividades do mundo nos poços do pré-sal, grandes reservatórios a desenvolver e uma cadeia produtiva estruturada.

Com o preço do petróleo (Brent) em recuperação desde outubro de 2020 e o programa de desinvestimento da Petrobras, que atraiu companhias independentes, nacionais e estrangeiras, o mercado começou a se movimentar. O

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

DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz - beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE COMUNICAÇÃO Lia Medeiros (21) 99107-9603 liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso: (21) 99617-2360 beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio: (21) 99361-2876 dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz: (21) 99124-3326 beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Luiza Medeiros luizamedeiros@tnpetroleo.com.br DEPARTAMENTO COMERCIAL Rodrigo Matias: (21) 99532-7061 matias@tnpetroleo.com.br ASSINATURAS (21) 99269-4721 assinaturas@tnpetroleo.com.br DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados.

ISSN 1 415889-2

lançamento do Promar (com foco no offshore, alinhado como o Reate, voltado para o onshore) e a resolução em definição na ANP, de redução da alíquota de royalties para pequenas e médias petroleiras, tem tudo para acelerar projetos de revitalização de campos maduros, como veremos na matéria de capa dessa edição.

O assunto está na pauta do dia. E não somente aqui. Prova disso é o fato de campos maduros serem o tema do primeiro evento internacional com foco no Brasil da Society of Petroleum Engineers (SPE), a maior entidade técnica desse setor. Cumprindo o nosso papel, não apenas apoiamos iniciativas como essa, como também firmamos uma parceria inédita com a SPE Brasil, que passa a ser o ‘conselho editorial técnico’ da TN Petróleo. Juntas, queremos gerar informação de qualidade e disseminar o conhecimento técnico que contribua para uma indústria de óleo e gás cada vez mais forte e sustentável. Esse é o nosso horizonte!

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Programa de Monitoramento da Qualidade do Biodiesel (PMQBio) é lançado pela ANP A DIRETORIA DA ANP aprovou no dia 04/03 a realização de consulta, seguida de audiência pública, sobre a minuta de resolução que visa criar o Programa de Monitoramento da Qualidade do Biodiesel (PMQBio). A iniciativa da Agência tem o objetivo de contribuir para a garantia da qualidade do produto ao longo de toda a cadeia de abastecimento.

Em 2005, o biodiesel foi introduzido na matriz brasileira, com uso voluntário, e, em 2008, de maneira mandatória com proporção de 2%. Desde então, o teor de biodiesel no óleo diesel rodoviário vem sendo ampliado gradualmente até os atuais 13% (B13) em vigor, devendo chegar a 15% em 2023, conforme estabelecido pela Resolução CNPE 16/2018.

Para que a mistura do biodiesel ao diesel continue atendendo, com eficiência, ao uso proposto, a ANP decidiu, entre outras medidas em andamento, implantar o PMQBio. O programa irá monitorar o cumprimento das especificações de qualidade, com o objetivo de assegurar que os combustíveis vendidos pelos agentes econômicos atendam aos limites exigidos para os parâmetros físico-químicos.

Em funcionamento desde 1998, o Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC) tem sido bem-sucedido como indutor de ações de garantia de qualidade por parte de empresas ou instituições do mercado, de eliminação de assimetrias de informação, além 6

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de orientar, como principal vetor de inteligência, as ações de fiscalização da própria Agência e de órgãos conveniados. Índices de qualidade acima de 97% registrados nos últimos anos para os combustíveis (óleo diesel B, gasolina C e etanol hidratado) retratam a contribuição do PMQC para o consumidor final.

O PMQBio terá formato similar ao novo PMQC. Está prevista a coleta de amostras de biodiesel nos agentes econômicos seguida de análises físico-químicas, permitindo a produção de dados estatísticos sobre a qualidade dos produtos e a identificação de eventuais não conformidades. O modelo proposto prevê a realização de, no mínimo, duas coletas anuais aleatórias de amostras em distribuidores de combustíveis líquidos e produtores de biodiesel, através do financiamento privado dos agentes econômicos envolvidos, a exemplo do procedimento previsto na Resolução ANP nº

790, de 2019, que trata do novo modelo do PMQC. As amostras coletadas serão analisadas em laboratórios privados vencedores de licitação a ser realizada pela ANP e contratados pelos agentes econômicos.

Estudos realizados pela Agência mostram que o PMQBio não deverá apresentar impacto nos preços dos combustíveis ao consumidor.

Os resultados das análises serão publicados em boletim semestral, dando a publicidade à situação da qualidade do biodiesel e diesel A no país. Os resultados não conformes serão comunicados à fiscalização da ANP e órgãos conveniados.

A minuta de resolução será submetida a consulta pública pelo prazo de 45 dias e, em seguida, a audiência públicas. Os documentos poderão ser consultados em: https://www.gov.br/anp/pt-br/ assuntos/consultas-e-audiencias-publicas/consulta-audiencia-publica

didas de quarentena para prevenção ao novo coronavírus, ao mesmo tempo que otimiza os recursos humanos e de deslocamento das equipes técnicas, sem perda da possibilidade de troca de informações e experiências", aponta Carolina Matos, membro da Secretaria de Agricultura e Abastecimento no Grupo Executivo do Protocolo.

VISITAS VIRTUAIS Este ano, serão realizadas visitas técnicas virtuais às signatárias para acompanhamento das Diretivas Técnicas de Sustentabilidade. Também estão previstas ações conjuntas entre as Secretarias de Agricultura e Abastecimento e de Infraestrutura e Meio Ambiente, a CETESB e o setor sucroenergético.

Outro foco serão os eventos virtuais técnicos exclusivos para as signatárias, que tratarão de temas de interesse do Protocolo Agroambiental relacionados às Diretivas Técnicas, como medidas de proteção à fauna; prevenção e combate a incêndios florestais, e conservação dos solos.

PROTOCOLO AGROAMBIENTAL ETANOL MAIS VERDE O Protocolo Agroambiental Etanol Mais Verde é uma iniciativa pioneira firmada entre o Governo do Estado de São Paulo, representado pelas Secretarias de Agricultura e Abastecimento e de Infraestrutura e Meio Ambiente e pela Companhia Ambiental do Estado de São Paulo - CETESB, e o setor sucroenergético paulista, representado pela União da Indústria de Cana-de-Açúcar (UNICA) e a Organização de Plantadores de Cana da Região Centro-Sul do Brasil (ORPLANA).

A iniciativa tem como objetivos a superação dos desafios advindos da

Foto: Agência Petrobras

O GRUPO EXECUTIVO do Protocolo Etanol Mais Verde anunciou, em reunião virtual realizada no dia 24 de fevereiro, a ampliação do período de vigência do Certificado Etanol Mais Verde 2020 até 15 de maio de 2021. A decisão foi motivada pelas restrições impostas pela pandemia de COVID-19, com o objetivo de limitar a exposição de funcionários e fornecedores ao novo coronavírus e possibilitar a atualização das informações do Protocolo em conformidade com a Lei Geral de Proteção aos Dados (LGPD).

Da mesma forma, ampliou-se o prazo para entrega da documentação para renovação dos Certificados 2021, que termina no dia 03 de maio de 2021. A documentação de renovação do Certificado, composta pela planilha de acompanhamento e pela declaração de não queima da palha da cana-de-açúcar, está disponível para download no website do Etanol Mais Verde.

O documento deve ser preenchido pelas signatárias com informações consolidadas da safra 2020/2021 e com dados do que está previsto para o ciclo 2021/2022, relacionando os indicadores de sustentabilidade previstos nas Diretivas Técnicas do Protocolo Agroambiental.

As informações devem ser enviadas à equipe técnica responsável pela análise através do portal E-Ambiente.

Em caso de dúvidas, as signatárias podem consultar a equipe do Protocolo pelos e-mails etanolverde@sp.gov. br e etanolverde@unica.com.br.

"A realização de reuniões com as signatárias através de plataformas online permite que se cumpram as me-

Foto: Divulgação

Renovação do Protocolo Agroambiental Etanol Mais Verde

mecanização da colheita da cana-de-açúcar e a adoção de ações destinadas a consolidar o desenvolvimento sustentável do setor no estado. O programa é reconhecido internacionalmente como um caso de sucesso de estímulo ao desenvolvimento sustentável de um setor produtivo.

"A revolução que voluntariamente protagonizamos no nosso modo de produzir possibilitou que o etanol hidratado, disponível a todos os proprietários de carro flex, ofereça uma redução de até 90% da emissão de gases de efeito estufa em relação à gasolina. Trata-se de uma opção acessível para os motoristas preocupados com o aquecimento global", analisa Antonio de Padua Rodrigues, diretor técnico da União da Indústria de Cana-de-Açúcar. "A sustentabilidade é um diferencial estratégico do setor sucroenergético reconhecido no Brasil e no mundo, e faz parte da proposta de valor dos produtos advindos da cana-de-açúcar, essenciais para a retomada sustentável do crescimento econômico do país", complementa.

O Protocolo Etanol Mais Verde tem atualmente como signatárias 117 empresas e 13 associações de fornecedores de cana, representando 5.121 produtores, responsáveis por 95% do processamento da cana-de-açúcar paulista e por 47% da produção nacional de etanol.

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Até 2023 Reduc deverá dobrar sua produção de Diesel S-10 A PETROBRAS REALIZARÁ obras na Refinaria Duque de Caxias (Reduc) para adequação da Unidade de Hidrotratamento (HDT) de diesel e QAV. As intervenções irão aumentar a qualidade do diesel produzido nesta unidade, promovendo a redução do teor de enxofre (de 500 ppm para apenas 10 ppm), visando atender especificações do mercado local e internacional, além de requisitos ambientais.

Com investimentos na ordem de R$ 140 milhões e conclusão das obras prevista para o segundo semestre de 2023, a Petrobras ampliará a capacidade de produção de Diesel S-10 na Reduc dos atuais 5.000 m³/dia para 9.500 m³/dia.

As adequações estão alinhadas ao objetivo estratégico da Petrobras de lançar produtos de maior valor agregado e com menor impacto ao meio ambiente. O uso do Diesel S-10 promove a melhoria do desempenho do combustível nos motores, com impactos positivos na redução de emissões de material particulado. Além

da diferença no teor de enxofre, o diesel S-10 tem maior nível de cetano, índice que mede a qualidade de ignição, ou seja, quanto maior melhor.

“Estamos nos preparando para o novo mercado de refino que se formará no Brasil nos próximos anos e este projeto é de grande relevância para continuarmos competitivos, fornecendo derivados de alto valor agregado, operando de maneira sustentável e em sinergia com nossos ativos de classe mundial em águas profundas e ultraprofundas”, explica a gerente-geral da Reduc, Alexandre Coelho.

O aumento na capacidade de produção de Diesel S-10 acompanha a evolução dos motores de veículos pesados e utilitários movidos a diesel, responsáveis pela maior parte da circulação de mercadorias no território brasileiro. Atualmente, existem no Brasil dois tipos de diesel rodoviário: o Diesel S-10 e o Diesel S-500, sendo este último utilizado apenas por veículos fabricados até 2011.

Além da Reduc, nos próximos anos também estão previstas adequações para aumento da capacidade de produção de Diesel S-10 em duas refinarias no estado de São Paulo: na Refinaria de Paulínea (Replan) e na Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos.

A expectativa é aumentar a produção de diesel S-10 em até 16.500 m³/dia com a implantação desses projetos adicionais.

S-10 NO MERCADO A participação do Diesel S-10 da Petrobras no mercado em dezembro de 2020 registrou 54,9%. No quarto trimestre de 2020, as refinarias Replan, Refap, RPBC e Regap alcançaram recordes mensais de produção de Diesel S-10.

Com 2,629 MMboe/d, produção no Pré-sal cresce 8,2% em janeiro SAIU NO DIA 02/03 o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural do mês de janeiro de 2021 da ANP. Entre os destaques da publicação está o crescimento na produção do Pré-sal de 8,2% em relação ao mês anterior, totalizando 2,629 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,074 MMbbl/d 8

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(milhões de barris por dia) de petróleo e 88,3 MMm3/d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás natural. Em relação a janeiro de 2020 houve uma redução de 2%. A produção teve origem em 119 poços e correspondeu a 70,5% do total produzido no Brasil.

A produção nacional foi de aproximadamente 2,873 MMb-

bl/d de petróleo e 136 MMm3/d de gás natural, totalizando 3,731 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia). Em relação ao mês anterior, houve um aumento de 5,4% na produção de petróleo e de 7,4% na de gás natural. Já na comparação com janeiro de 2020 houve redução de 9,3% e 1,7%, respectivamente.

Nova alta do petróleo reforça mudança na Petrobras, diz Bolsonaro O PRESIDENTE Jair Bolsonaro disse no último dia 03/03 que o preço do petróleo no mercado internacional deve subir mais nas próximas semanas, impactando novamente o preço dos combustíveis no Brasil. Para ele, isso reforça a necessidade de troca do comando da Petrobras.

No mês passado, Bolsonaro anunciou a indicação do general Joaquim Silva e Luna para assumir a presidência da estatal, no lugar de Roberto Castello Branco, que está no cargo desde o início do governo. O mandato de Castello Branco acaba em 20 de março e a troca ainda precisa ser deliberada pelo Conselho de Administração da Petrobras.

Bolsonaro participou, nesta quarta-feira, em Brasília, de um encontro com embaixadores de países do Golfo Pérsico, região que concentra a maior parte da produção de petróleo do mundo. “Falei sobre petróleo e eles acham que o preço ainda não está muito adequado, pode ser que tenhamos uma alta no petróleo nas próximas semanas.

Isso complica pra gente e reforça nosso interesse em efetivamente mudar o presidente da Petrobras”, disse o presidente ao deixar a residência do embaixador do Kuwait no Brasil, Nasser Riden T. Almotairi.

O presidente reforçou que não se trata de uma interferência na estatal, mas que a empresa pode colaborar com outros

órgãos em medidas como combate a cartéis e adulteração de combustíveis e na diversificação do mercado de refino de petróleo.

“Tem uma refinaria, de um dos embaixadores, que está operando com 70% da capacidade.

Lamento informar, mas parece que poderíamos estar refinando mais e há interesses, que estamos apurando, em refinar menos para nos obrigar a importar o óleo diesel, o que encarece o produto final aqui no Brasil”, explicou Bolsonaro.

que é um imposto estadual, sobre combustíveis e lubrificantes. O texto propõe que haja uma incidência única do ICMS sobre esses produtos.

PREÇOS DOS COMBUSTÍVEIS Os preços praticados nas refinarias da Petrobras são reajustados de acordo com a taxa de câmbio e a variação do preço internacional do petróleo, negociado em dólar. Ontem (3), o preço da gasolina, do diesel e gás de cozinha aumentaram novamente nas refinarias.

Na segunda-feira (1º), o governo editou um decreto e uma medida provisória que zera as alíquotas da contribuição do PIS e da Cofins, impostos federais, incidentes sobre a comercialização e a importação do óleo diesel e do gás liquefeito de petróleo (GLP) de uso residencial.

Em relação ao diesel, a diminuição terá validade durante os meses de março e abril. Já para o gás de cozinha a medida é permanente.

Para Bolsonaro, é importante agora que o Congresso aprove o projeto de lei complementar enviado pelo Executivo que altera a forma de cobrança do ICMS,

Atualmente, o ICMS sobre combustíveis, cujas alíquotas variam de 12% a 35%, dependendo do estado, é cobrado a partir do preço médio do litro do combustível vendido na bomba e, por isso, seu custo costuma ser repassado ao consumidor final.

A proposta torna o ICMS invariável por causa do preço do combustível ou de mudanças do câmbio e, se for aprovada na versão apresentada pelo governo, os contribuintes do ICMS sobre combustíveis serão os produtores ou importadores de combustíveis e lubrificantes. “É para se dar previsibilidade. Ninguém quer interferir ou pressionar governador em nada. Agora, não pode quando aumenta preço dos combustíveis aqui [na refinaria], com aumento levando em conta a variação do preço do petróleo lá fora e do dólar aqui dentro, isso automaticamente vale para aumentar outros impostos”, disse Bolsonaro.

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hot news

Com o programa PROD1000, Petrobras reduz em 80% etapa da modelagem de reservatórios com uso de Inteligência Artificial A PETROBRAS desenvolveu uma plataforma inovadora de análise de dados, cujo objetivo é mapear o potencial de produção de áreas recém adquiridas pela empresa e porções de campos em desenvolvimento.

Batizada de Painel de Análogos, a plataforma integra grande volume de dados obtidos dos reservatórios de petróleo, possibilitando análises comparativas e o compartilhamento de informações.

A ferramenta integra o programa estratégico CÉOS, que visa desenvolver os melhores modelos de reservatórios já construídos na indústria, a fim de aumentar reservas, acelerar processos, reduzir riscos e custos com aquisição de dados, além de antecipar a implantação de projetos. Para atingir este objetivo, o CÉOS utiliza metodologias ágeis no desenvolvimento das soluções e tecnologias digitais, como Inteligência Artificial, para solucionar os problemas associados à modelagem de reservatórios, alguns deles representando o limite do conhecimento. CÉOS, na mitologia grega é o titã da inteligência e do conhecimento.

O CÉOS vai acelerar processos de reservatório, trazendo ganhos para o programa estratégico PROD1000, ao acelerar a implantação de projetos. O PROD 1000 tem como objetivo reduzir o tempo entre a declaração de comercialidade e o primeiro óleo para mil dias. Há sinergia entre eles, a medida que contribuem para solução dos fatores de risco e o dimensionamento dos modelos de reservatório. Ambos são resultado do uso intensivo 10

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de novas tecnologias na otimização de processos e operações, o que aumenta a eficiência e reduz custos, tornando os projetos mais resilientes a oscilações do mercado e da indústria.

O resultado das primeiras entregas foi a redução em 80% do tempo da etapa de análise e consumo de dados para a modelagem geológica de reservatórios, contribuindo para a antecipação da fase de produção. Ao ampliar e agilizar a oferta de dados sobre os campos, a empresa aumenta a assertividade das decisões, com ganhos significativos para a implantação e economicidade dos sistemas de produção.

Inicialmente, os ganhos referem-se ao compartilhamento de informações. Milhares de dados sobre a dinâmica dos reservatórios são adquiridos diariamente e a proposta é permitir, por meio da Inteligência Artificial, que eles sejam disponibilizados e analisados em tempo real. Isso significa dar

a geólogos e geofísicos acesso a todas as informações existentes sobre os reservatórios mapeados pela companhia. Assim, ao começar a analisar os dados de uma nova área adquirida pela empresa, o especialista, por meio de busca, visualiza quais os campos da Petrobras têm características semelhantes, quais soluções foram adotadas e as lições aprendidas.

O Painel de Análogos também permite que a análise das informações seja incrementada com ferramentas visuais e estatísticas para consulta e exploração de dados de reservatórios. Através de algoritmos de Inteligência Artificial, a ferramenta sugere ao geólogo os melhores parâmetros a serem incorporados em sua análise. A ideia é capturar padrões de dados grandes e complexos e, por meio da ferramenta, processar esse volume de informações, além de entregar resultados de modo mais rápido e assertivo, extraindo o máximo potencial dos dados.

A Pe t r o b r a s d e s e n v o l v e , também, o programa estratégico EXP100 que visa eliminar a necessidade da perfuração poços exploratórios para confirmar descobertas de petróleo.

Os programas CÉOS e EXP100 possuem grande sinergia pelo uso de inteligência artificial para potencializar a aplicação de dados geocientíficos nos projetos de E&P, proporcionando ferramentas disruptivas aos geofísicos, geólogos e engenheiros de reservatórios e aumentando a geração de valor para a companhia.

Informação e conhecimento de mãos dadas A TN Petróleo e a SPE Brasil firmam parceria inédita de cooperação técnica DISSEMINAR conhecimento e prover informação de qualidade são as premissas do convênio de cooperação técnica firmado entre a TN Petróleo e a SPE Brasil - Sociedade dos Engenheiros de Petróleo – Seção Brasil. A iniciativa inédita reflete o reconhecimento mútuo do papel que cada uma exerce na sociedade, principalmente no setor de óleo e gás, junto à toda cadeia produtiva dessa indústria que é crucial para a retomada do desenvolvimento do país.

Pela parceria, a SPE Brasil passa a ser o ‘conselho editorial técnico’ da TN Petróleo, provendo a revista de artigos sobre os principais temas do setor: perfuração e completação de poços; engenharia submarina; higiene ocupacional; saúde e segurança do trabalho; e meio ambiente; pesquisa, desenvolvimento e inovação; unidades estacionárias de produção (UEPs); engenharia de reservatórios; transformação digital; descomissionamento, entre outros.

“Esta parceria é mais uma excelente forma de divulgação de conhecimentos e de reconhecimento dos profissionais do mercado. Como os artigos serão revisados por especialistas da SPE (peer reviewed) há

uma garantia da qualidade do conteúdo.

E a capilaridade e confiabilidade da TN Petróleo fará a informação alcançar o público certo garantindo o reconhecimento do autor. Uma iniciativa que certamente trará bons frutos para toda a indústria”, afirma o presidente da SPE Brasil, Carlos Alberto Pedroso.

A SPE também dará suporte técnico na revisão de artigos encaminhados para publicação na TN Petróleo, que, assim, tem oportunidade deter a chancela dessa organização internacional, que soma cerca de 270 mil afiliados no mundo. A seção Brasil é a que tem o maior número de capítulos estudantis e os profissionais por ela reconhecidos em premiações nacionais vêm amealhando o maior número de prêmios internacionais concedidos a associados da América Latina e Caribe.

“Um dos nossos pilares é a disseminação de conhecimento técnico. Nesta linha, estamos certos de que a parceria entre a SPE Seção Brasil e a TN Petróleo vai nos manter em um patamar diferenciado perante a sociedade e o setor de óleo e gás, ao mesmo

tempo em que estaremos apoiando a disrupção técnica dessa indústria”, pontua o diretor de Parcerias da SPE Brasil, Itamar Alves dos Santos.

“Para a TN Petróleo, que em mais de duas décadas tem reiterado seu cwompromisso com a informação em prol do desenvolvimento sustentável da indústria de óleo e gás, nada mais natural do que uma parceria com uma entidade técnica reconhecida internacionalmente e que é o repositório do conhecimento desse setor”, destaca a diretora de Novos Negócios da TN Petróleo, Lia Medeiros.

A parceria é a culminação da trajetória da TN Petróleo, a primeira publicação especializada desse segmento a abrir as portas para a comunidade técnica, dando espaço para publicações de artigos, teses, opiniões não somente de profissionais como também de novos talentos desse setor, ainda em formação nas universidades brasileiras.

Com essa parceria, a TN Petróleo e a SPE Brasil reafirmam o compromisso de manterem sempre abertos os portais do conhecimento!

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indicadores tn entrevista exclusiva

SPE BRASIL: COMPARTILHAR CONHECIMENTO PARA CONSTRUIR RESILIÊNCIA ESTA É A GRANDE MISSÃO DA seção Brasil da Society of Petroleum Engineers (SPE), uma das maiores entidades profissionais do mundo. Criada em 1985, logo após a descoberta de Garoupa, primeiro campo gigante marítimo na bacia de Campos, a organização brasileira é hoje o repositório vivo do conhecimento e da memória dessa indústria no país.

Afinal, desde seus primórdios, a seção verde-amarela tem buscado congregar novas gerações da ‘intelligentsia’ do setor no Brasil, que contribuíram para consolidar a liderança do país na exploração e produção offshore de petróleo em águas profundas. E não somente de engenheiros do petróleo, como também de outras áreas afins, como geólogos, químicos, biólogos, engenheiros navais e ambientais, cientistas de dados e mesmo advogados, economistas etc.

E com sucesso, como comprovam os vários prêmios internacionais concedidos pela organização mãe a afiliados da SPE Brasil (como todos a chamam), que é uma das seções com maior número de capítulos estudantis – o trabalho dela começa nas universidades, captando novos valores.

“A SPE sempre atuou como ponte de conhecimento, levando e buscando tecnologia”, pontua Carlos Alberto Pedroso, presidente da SPE Brasil, que assumiu o comando da organização em plena pandemia e conduziu uma programação robusta de eventos digitais. Nesta entrevista à TN Petróleo, ele faz um balanço da atuação da entidade, a segunda mais antiga do país no setor de óleo e gás (atrás apenas do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás IBP) e que vem ganhando cada vez mais protagonismo junto à indústria.

Por Beatriz Cardoso 12

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Entrevista com Carlos Alberto Pedroso, presidente da SPE Brasil

bras na liderança deste segmento.

Na esteira deles vieram outros como o PROPES (de Óleo Pesado), PROEF (de Aumento da Eficiência Operacional), Pró-Sal, entre outros, igualmente bem-sucedidos. No entanto, esta liderança isolada, muitas vezes exacerbada pela própria administração, criou isolamentos, silos de conhecimento e, muitas vezes, a equivocada sensação de ‘autossuficiência tecnológica’.

TN Petróleo - O que mudou no cenário brasileiro que deixou mais explícito a relevância da SPE Brasil como repositório do conhecimento e aglutinadora da ‘intelligentsia’ técnica da indústria de óleo e gás?

Carlos Alberto Pedroso – Primeiro, é importante destacar que o Brasil sempre foi um grande celeiro de competência técnica. E, justiça seja feita, com grande mérito da Petrobras: os Cursos de Formação da companhia estão entre os melhores do mundo, reunindo professores com grande conhecimento acadêmico e experiência de campo, o que é uma combinação fantástica. Tanto que a Universidade Petrobras já foi eleita, com méritos, como a melhor universidade corporativa do planeta. A companhia também investiu pesado na formação

de mestres e doutores em universidades reconhecidas internacionalmente.

O que possibilitou criar um dos mais importantes centro de pesquisas do mundo, o Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes).

Que é um gigantesco laboratório de novas tecnologias offshore....

Sim. A necessidade de buscar soluções inexistentes na indústria para o desenvolvimento de reservatórios em águas profundas levou o Cenpes a criar projetos impressionantes, como o Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas (PROCAP), que evoluiu par ao PROCAP 2000, 3000, conforme avançávamos para maiores profundidades, posicionando a Petro-

Coube à SPE Brasil ajudar a romper esse isolamento e disseminar o conhecimento...

A SPE sempre atuou como pontes de conhecimento, levando e buscando tecnologia. Nos últimos anos, dois fatores passaram a fazer parte desse ‘tabuleiro’: a globalização mostrou que se ganha muito mais com o compartilhamento de conhecimento do que com sua retenção. A capilaridade em nível mundial da SPE é perfeita para este compartilhamento. O segundo fator foi a chegada de novos atores para atuar, também com sucesso, nos ambientes desafiadores do Brasil, estabelecendo novos benchmarks, demonstrando, mais uma vez, que a troca de informações é um ótimo negócio. De novo, a SPE mostrou ser o ambiente perfeito, ‘a desculpa’ para este intercambio. Esta visão estratégica, de longo prazo, é parte do DNA da SPE. E isto fez a diferença.

Mas a indústria sempre foi muito ciosa de seus ‘segredos’, não somente no que se refere aos dados (o data lake Brasil é incrível), mas também às tecnologias e inovações.

Foram os desafios do pré-sal que a levaram a atuar de forma mais aberta, dentro do conceito de open innovation, para gerar soluções mais rápidas?

São muitas questões e visões numa só pergunta. Vamos por partes. Vantagens competitivas continuarão a ser segredos: isso faz parte do negócio e TN Petróleo 134 13

indicadores tn entrevista exclusiva

nada vai mudar. Os desafios do pré-sal foram imensos e o sucesso atual é indiscutível. Mas não tenha dúvidas, novos desafios surgirão. O tratamento e a reinjeção de gás e CO2, que hoje agrega custos proporcionalmente consideráveis à operação, tenderão aumentar significativamente e, com eles, os desafios. Novas soluções, como o HISEP , precisarão ser implementadas para viabilizar fatores de recuperação razoáveis nos campos do pré-sal. Ainda assim, não considero o desenvolvimento do pré-sal como um catalisador da ‘abertura’ de tecnologia. Esta necessidade começou bem antes do pré-sal, com a jornada para as águas profundas.

E com uma Petrobras muito menor e menos preparada. Um verdadeiro desafio, que exigiu a criação de soluções e o estabelecimento de parcerias. ...O que foi um processo complexo em se tratando de uma empresa estatal, ainda que denominada mista ...

Sim, principalmente por esse agravante. E obviamente este movimento não foi tão linear como fazemos parecer, mas com altos e baixos. Por exemplo, voltando ao pré-sal: ele aconteceu em um momento em que abríamos o mercado e estabelecíamos parcerias, realmente globalizando a indústria. O que seria somente um prêmio, durante muito tempo, exacerbou nosso nacionalismo e suposta superioridade e autossuficiência tecnológica, recriando os silos de conhecimento já citados. Mas, felizmente, com a necessária e salutar diversidade de atores e a premência por grandes soluções, o pré-sal voltou a ocupar o lugar de propulsor de tecnologias, como já havia sido, anos atras, o desenvolvimento de águas profundas.

Visão de futuro Nesse cenário, qual o papel da SPE daqui pra frente, considerando que diversas instituições (como o IBP, cá entre nós) vem passando por uma profunda transformação em 14

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facilidade, surgem outros: diversidade e inclusão, governança, sustentabilidade etc. No campo tecnológico enfrentaremos a transformação digital e a transição energética (antecipadas pela pandemia).

A SPE Brasil já vinha se preparando para essas mudanças?

Sim, mas como toda instituição consolidada, mas tradicional, as mudanças vêm sendo implementadas na SPE Internacional, cautelosa e paulatinamente.

Antecipando alguns movimentos, a SPE Brasil criou três diretorias: Diversidade e Inclusão, Sustentabilidade e Transição Energética e de Transformação Digital. Também estabeleceu, ainda em 2018, a premiação nacional para Incentivo à Diversidade. Alguns destes temas merecem uma discussão mais profunda: enquanto uma parte defende sermos uma Sociedade de Profissionais da Energia (o que de fato já somos) outros apontam a indispensabilidade e soberania dos combustíveis fosseis diante da falta de confiabilidade das energias renováveis (veja o caso europeu e americano dos blecautes causados pela inatividade da energia solar e eólica causados pela neve, exatamente no momento de maior necessidade).

Mas neste tema, sabemos, a transição energética é inevitável...

sua estrutura bem como em sua forma de atuar?

Como todas as instituições sólidas e tradicionais, a SPE vive uma dualidade: de um lado há o salutar respeito às tradições e apego aos princípios estabelecidos; de outro, a necessidade de se adaptar aos novos tempos, que hoje já tem um novo nome: o novo normal (com uma repetição proposital do novo). Além dos desafios tecnológicos, aos quais estamos acostumados e é o ambiente onde trafegamos com

O que muda?

A boa notícia é que faremos mais do mesmo: continuaremos a disseminar conhecimento e promover o networking mas com um olhar mais cuidadoso atento à questão da Diversidade, Inclusão, Sustentabilidade, Transição Energética, etc. Da mesma forma com que focamos antes no poço, no reservatório, no FPSO, na segurança etc., que continuam a ser prioridades.

Pensando no momento atual, na sua visão, o que a pandemia significou para a indústria de óleo e gás? Quais as grandes lições aprendidas e as conquistas consolidadas em um cenário

tão crítico (o que não é novidade para o setor)?

Há muitos aspectos a serem considerados. Mas melhor focarmos nos pontos principais. A primeira é que a dependência imediata de soluções digitais nos mostrou que o nosso ‘extremo cuidado’, que beira o imobilismo, precisa ser revisto diante das alternativas digitais. O home office, extremamente bem sucedido trouxe o painel de controle da planta, antes subsidiário, para o nosso laptop.

E com isto – aliado à medida protetiva sanitária de reduzir a população a bordo – o questionamento quando à necessidade do profissional embarcado, na planta. Complexas programações de equipamentos de perfuração, antes feitas a bordo, passaram a ser feitas remotamente. O acompanhamento de testes, em plantas localizadas a milhares de quilômetros, passou a ser feito por câmeras e transmissão de dados.

Os exemplos não param. E isto veio para ficar. Em segundo lugar, temos a consolidação de um conceito muito caro à indústria: prontidão. Rapidamente procedimentos e soluções foram adaptados e colocados à disposição. Na verdade, a produção de petróleo não teria sofrido um impacto significativo caso a demanda se mantivesse constante.

A pandemia também acelerou a digitalização: tudo passou a ser mais digital, desde as reuniões aos processos e monitoramentos. Esse seria o efeito colateral positivo da pandemia? Avançamos mais rápido para a indústria de O&G 4.0? Ou o que acelerou foi o novo modelo de trabalho e não a digitalização da indústria?

Posso estar sendo otimista, mas a pandemia acelerou a indústria 4.0 de O&G em pelo menos 15 anos. Não por ter disponibilizado novas tecnologias, mas por colocar em xeque nossa postura, como já pontuei: nosso extremo cuidado assemelhava-se ao imobilismo. Note-se que a tecnologia de poços inteligentes all electric foi testada há mais de 20 anos, com sucesso, na bacia de Cam-

in loco. A pandemia está questionando estes paradigmas.

Você acredita que a sólida cultura de SMS (saúde, meio ambiente e segurança) na indústria de óleo e gás foi decisiva para ela conseguir controlar e monitorar o primeiro grande risco sanitário da pandemia de Covid-19, uma vez que ebola e outras doenças virais de alta letalidade foram mais localizadas e controláveis?

Carlos Alberto Pedroso – Sem dúvida.

Estamos tão acostumados a estritos procedimentos de segurança que as restrições não forma impactantes no dia a dia. Testes prévios ao embarque, quarentena, uso de máscara e álcool gel, procedimentos de segurança etc.. com as devidas adequações ao perigo enfrentado no momento, já eram parte de nossa rotina.

pos, mas somente agora está sendo revisitada. O GeDig (Gerenciamento Digital Integrado) do campo de Carapeba, na bacia de Campos, está em operação (teste?) desde 2010 . Em 2012, estive na Louisiana, visitando a Remote Control Room de um barco de estimulação que estava operando na bacia de Campos: 100% da capacidade naval poderia ser controlada de lá. Minha óbvia pergunta: baseado naquela tecnologia, avançadíssima para a época, quando poderíamos reduzir o controle on site? Never! Foi a resposta do especialista. Jamais a indústria de petróleo, e no caso a naval, iria renunciar à segurança do controle humano

Uma provocação: o cientista de dados é uma das profissões em alta... como será o engenheiro do petróleo no futuro?

Não é uma provocação, mas sim um fato: um bom engenheiro, principalmente na área de petróleo, onde as informações são limitadas e não raro os diagnósticos são muito mais caros que a solução, precisa ser um cientista de dados. Conscientemente ou não. Mas, tenho receio de previsões determinísticas e absolutas: sou da geração do planejamento estratégico, qualidade total, ISOs (9, 14, 20, 45.000), especialista x generalista, hard x soft skills, data lake, digital etc. Até agora, nada foi definitivo.

Como já pontuei em cursos e palestras, em 15 anos os engenheiros estarão usando tecnologias que ainda nem foram inventadas. Como prepará-los? Não é difícil: ensine ciências básicas. Eu não sei que ferramenta computacional o engenheiro de petróleo do futuro vai usar (Python ou Fortran, hein?), mas se ele for bem-sucedido conhecerá matemática, física, ciência dos materiais, fenômenos de transporte, resistência dos materiais... e geologia. Lembro que há alguns anos circulou um ótimo vídeo TN Petróleo 134 15

indicadores tn

chamado Sun Screen, aconselhando o uso de protetor solar. Há uns 20 anos eu aconselho aos novos engenheiros de petróleo: estudem geologia...e, se sobrar tempo, Excel (rs).

Capacidade de adaptação Você assumiu a presidência em plena pandemia! Qual o balanço que você faz da SPE Brasil, que é a entidade setorial mais antiga do país, depois do IBP? Sem dúvida, assumir o comando da SPE Brasil num momento tão crítico e importante foi emblemático. Principalmente pelo fato de que ela estava consolidando seu protagonismo e projetava para 2020 um ano de muitas realizações. A pandemia exigiu a completa readaptação da organização frente a um cenário inesperado. Considerando nossa estrutura, que é bem enxuta, demonstramos grande capacidade de adaptação e resiliência. Uma postura que acabou sendo um símbolo de 2020 e alavancou ainda mais a posição da SPE. Quais os grandes desafios e as conquistas consolidadas pela SPE Brasil?

A maior e indiscutível conquista, amealhada em 35 anos de atividades, foi tornar-se a maior referência técnica da área de exploração e produção do país. Em todos os nossos eventos, os temas são tratados com profundidade e qualidade técnica, o que é um grande diferencial. Tanto que fazemos uma brincadeira internamente: “em qualquer especialidade do O&G, o melhor técnico é associado da SPE. Nas poucas exceções, o associado da SPE é muito próximo do melhor técnico” (rs).

A que se deve o grande ‘salto’ da SPE Brasil nos últimos três anos, quando foram realizados mais eventos abertos ao grande público, reunindo grandes lideranças, como o WIN Energy, que trouxe a presidente da SPE para o Brasil, o Awards SPE Brasil e a série de eventos digitais intitulada Resiliência dos Projetos Offshore – apenas 16

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para elencar alguns que ficaram na história!?

Apesar de ser um percepção generalizada de que fizemos mais ações nos últimos anos, isso não é exatamente a realidade: a SPE no Brasil sempre esteve à frente de grandes eventos. Na última década tivemos três edições da Brasil Onshore Conference, uma da Latin America Petroleum Engineering Conference, duas do Brazilian Petroleum Conference, além de seis edições da Brazil Offshore (capitaneado pela SPE Seção Macaé), quatro edições do Rio Subsea Forum, duas do evento Competitividade de Projetos Offshore no Brasil, a OTC Brasil e vários workshops internacionais.

Ocorre que muitos desses eventos são realizados em parcerias com outras instituições, como IBP, IADC (International Association of Drilling Contractors) e a própria SPE International. Em geral a SPE Brasil liderava o Comitê Técnico (responsável pelo programa técnico) e participava subsidiariamente do Comitê Executivo (responsável pela logística, divulgação etc.), que acaba figurando como organizador e, por vezes, protagonista.

Quando houve a virada definitiva?

Em 2016, como Programm Chair da Seção Brasil, e com o apoio de toda a Diretoria, propus o desafio de assumirmos a organização dos eventos. E tivemos muito sucesso com os eventos que organizamos, como os que você citou. Desde então, sem abandonar parcerias valiosas, também realizamos eventos solo, estabelecendo a nossa marca de qualidade. Esse é um movimento irreversível. Outro ponto importante é que a SPE Internacional tem como pilar o reconhecimento de seus profissionais. As premiações Regionais (América Latina e Caribe) e Internacionais são muito valorizadas pela comunidade. Em 2015, por iniciativa do Fernando Machado, diretor de Eventos, a Seção Brasil decidiu criar o SPE Brazil Award - Prêmio de Excelência Técnica e Profissional da Indústria, nas

mesmas disciplinas de conhecimento da SPE internacional, espelhando sua premiação. Desde então, os premiados nacionais, expoentes de nossa indústria, são automaticamente indicados para o Regional. Foi outra iniciativa de grande sucesso, culminando em 2019 com 14 dos 17 premiados da América Latina serem brasileiros. A premiação regional ocorreu então numa grande solenidade no Rio de Janeiro, pela primeira vez na história, com a presença do Diretor Regional e da Presidente da SPE. Todos estes movimentos aparentam uma maior atividade, que na realidade sempre foi presente.

Em 2020, a SPE tinha uma robusta grade de eventos, que acabou por ser postergada...

Realmente. Tínhamos programado quatro eventos presenciais de grande porte: o SPE Brazil FPSO Symposium, o Seminário de Segurança Operacional Offshore, o Workshop de Segurança Operacional de Poços e o SPE Brazil Subsea Symposium.

No início de 2020, com quase toda a programação definida e a maior parte dos palestrantes confirmados, tivemos que postergar tudo para 2021. Alternativamente, começamos a promover os eventos virtuais, com grande participação da comunidade: as atividades do Comitê Win (Mesa Redonda, Solta a Voz) tiveram mais de 2500 visualizações; os 16 SPE Web Talks, organizado pelo Comitê de Young Professionals, totalizaram quase 26 horas e 7300 visualizações. Voltamos a fazer o SPE Brasil Tech Tuesday: foram 7 eventos totalizando 11 horas e quase 3000 visualizações. O Comitê de HSE (Health, Safety and Environment) promoveu três HSE Talks, totalizando 6 horas e 1500 visualizações. Enfim, são mais de 30.000 visualizações de nossos eventos Vocês foram ainda mais ousados ao promoverem um evento digital que foi o maior do setor, com duração de quase três meses: o Resiliência dos Projetos Offshore. Oque os levou a essa iniciativa inédita?

Apesar da ótima qualidade técnica dos nossos eventos, faltava o encadeamento, o aprofundamento típico de um congresso ou simpósio. Então o Diretor de Eventos Fernando Machado propôs algo mais longo, para discutir a “Resiliência dos Projetos Offshore no Brasil”, seguindo o modelo dos eventos presenciais, mas dividido em 12 capítulos. Inicialmente foi mostrada uma visão macro, falando das implicações da pandemia na dinâmica dos preços de petróleo, os desafios da indústria offshore, a visão dos investidores e as oportunidade nos tempos de mudança, até abordar temas mais específicos, como o pré-sal, campos maduros, otimização da construção de poços, projeto subsea e inovação em FPSO, passando por assuntos gerais como a otimização de projetos, implantação de novas tecnologias e a gestão de RH em tempos de pandemia. Convidamos mais de 50 executivos e especialistas nacionais e internacionais de toda a cadeia do E&P, que discutiram profundamente este tema por mais de 22 horas em 12 semanas. O resultado foi um evento marcante, com mais de 13.000 visualizações até o momento.

O evento acabou por demonstrar o que agora todo mundo sabe: a resiliência dos projetos offshore no Brasil, principalmente com o pré-sal, que continua a atrair investidores do mundo inteiro. A SPE Brasil foi visionária.... Como vocês veem isso?

Na verdade, a SPE Brasil já havia sido visionária no primeiro evento da série a Competitividade de Projetos Offshore, realizado em 2016, com o IBP. O tema foi proposto pela SPE Brasil e a grade foi discutida exaustivamente e cada tema foi estudado pelo nosso comitê técnico durante meses. O resultado foi um dos melhores eventos daquele ano.

Em 2020, com a pandemia instalada e a impossibilidade da realização de eventos presenciais, decidimos fugir do lugar comum do Webinar e dos Web talks, que aconteciam às centenas, incluindo os nossos, e fazer um evento completo

e complexo. Os termos Competitividade em 2016 e Resiliência em 2020 entraram definitivamente no vocabulário dos executivos do setor. E os projetos offshore, resilientes e competitivos, continuam a atrair a atenção do mundo. E a SPE Brasil foi reconhecida pela sua presidente Shauna Noonan, como uma das mais ativas e influentes seções no mundo.

De que forma canalizar todo o conhecimento gerado nesse evento para ajudar a indústria nessa retomada pós pandemia?

Carlos Alberto Pedroso – Isto é um processo, que já está em curso. Toda esta disseminação e compartilhamento de conhecimento tem uma longa fase de aceitação, amadurecimento e, finalmente, de planejamento e implantação.

Mas estes frutos, com certeza, virão e serão percebidos subjetivamente pela indústria. Como minha alma mater é de fraturador (somos os frac dogs) gosto de citar uma frase de um fraturador eminente, Ralph Veath, que, referindo-se às conquistas da indústria, disse: “Without SPE, we have eventually done it, but we wouldn´t have done it as fast.”

Eu complemento: “Neither so well” Aumento da produção (projeção é crescente), programas de revitalização de campos maduros (Reate e Promar), descomissionamento são alguns dos temas mais relevantes do momento. De que forma a SPE pode contribuir para alavancar projetos e programas, como os de revitalização e de descomissionamento?

Embora não haja uma determinação formal, a SPE Brasil tem focado suas atividades no ambiente offshore. Já é muito. Como citado, já organizamos alguns grandes eventos onshore (a Conferência e Feira Brasil Onshore é o melhor exemplo), mas nosso foco, por absoluta limitação, é o offshore brasileiro. Assim, o REATE, embora muito importante para a indústria nacional, não será foco principal de nossas atividades. Mas não foi ou será esquecido. Já o PROMAR é um tema constante. A revitalização de campos maduros é estratégica. Agora falando como o Engenheiro Pedroso: escrevi em um de meus papers que produzir campos maduros é obrigação de um engenheiro de petróleo, pois não é razoável deixar na rocha um recurso que a natureza gastou milhões de anos para produzir. Particularmente gostava e apoiei a sugestão do Mauro Destri de chamar o programa de REMAR: dá uma ideia de esforço e união numa direção, num objetivo. Já pensei em criar um Comitê Técnico com este nome, com a participação ou liderança do Destri. Por ora, estamos contribuindo para a realização do SPE Virtual Workshop Untapping Mature Fields Oportunities in Brazil, que se realizará de 15 a 18 de março, organizado pela SPE Internacional, que aliás, terá uma seção exclusiva para o onshore brasileiro (olha o Reate!), com apoio da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás Natural (ABPIP). Convido a todos para participarem!

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especial: campos maduros

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CAMPOS MADUROS:

UMA FRENTE DE OPORTUNIDADES O setor de energia não será o mesmo depois da crise mundial desencadeada pela pandemia de Covid-19 e as medidas restritivas implementadas para tentar conter sua expansão. Ainda que sob o impacto da pandemia, torna-se mais claro que, ao mesmo tempo em que é preciso acelerar a transição energética, é indispensável que façamos melhor aproveitamento dos recursos que exploramos e que têm gerado tantas riquezas – energia, renda, empregos e crescimento econômico – como o petróleo e o gás. O lançamento no dia 11 de março do Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar), juntamente com o Reate (com foco no onshore), vigente desde 2019, pode alavancar um processo que mais além de criar um leque de oportunidades para a cadeia produtiva, representa também uma contrapartida aos ganhos que a alta produtividade do pré-sal vem assegurando a essa indústria. Como disse o personagem de outra matéria de edição, ‘produzir campos maduros é obrigação de um engenheiro de petróleo, pois não é razoável deixar na rocha um recurso que a natureza gastou milhões de anos para produzir’.

Por Beatriz Cardoso

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especial: campos maduros

O

evento online que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) vai promover no dia 11 de março, para o Ministério de Minas e Energia fazer o lançamento formal do Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos – Promar (assista transmissão ao vivo à partir das 14h nesse link www.bit.ly/LancamentoPromar) representa um marco importante na história da indústria de óleo e gás no Brasil.

Amplia de forma definitiva o enorme leque de oportunidades que este setor oferece para investidores de grande a pequeno porte, nacionais e estrangeiros: o Promar, juntamente com o Reate (Programa de Revitalização de Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres), agrega um atrativo a mais ao portfólio brasileiro que tem como carro-chefe o pré-sal e um enorme potencial a ser explorado em bacias da margem equatorial e nas águas profundas de Sergipe-Alagoas.

Campos maduros, terrestres e marítimos, entram definitivamente nos prospectos de investimentos no setor, uma vez que além dos programas para estimular projetos de revitalização, também estão sendo implementadas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) um série de medidas para adequar o arcabouço regulatório e modernizar as formas de arrecadação de Participações Governamentais, principalmente os royalties. Entre essas medidas estão a simplificação de exigências contratuais e redução/adequação do percentual dos royalties para os campos operados por pequenas e médias companhias, de elevado risco e baixo potencial petrolífero.

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“Temos que propor incentivos para o aumento da produção dos campos maduros, para dinamizar as economias locais. Se trabalharmos com os agentes privados e governos estaduais, podemos criar condições para que esses campos possam ser economicamente viáveis para geração de emprego e renda”, tem reiterado o secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do MME, José Mauro Ferreira, nos diversos eventos em que tem participado.

Cenário promissor Os números mostram que o cenário é promissor. O Brasil registra uma produção crescente, alavancada pelo pré-sal, que em dezembro de 2020 respondia por 69% do volume total de hidrocarbonetos produzido no país.

De acordo com o boletim divulgado pela ANP, com os dados

consolidados de 2020, a produção média anual de petróleo foi recorde: atingiu o valor de 2,94 milhões de barris/dia, 5,5% superior ao registrado em 2019 e 17,1% em relação à de 2016 (comparativo no quinquênio).

O mesmo ocorreu em relação ao gás natural que teve produção recorde, superando a marca de 127 milhões de m³/dia, 4,1% superior à produção de 2019 e 23,1% em relação a de 2016. Os gráficos abaixo ilustram a variação da produção de petróleo e gás natural de 2016 a 2020.

Há também uma expectativa de exportação crescente do óleo do pré-sal devido ao seu baixo teor de enxofre, em função de resolução da Organização Marítima Internacional (IMO 2020), que baixou de 3,5% ´para 0,5% o teor máximo para o bunker. O que torna o nosso óleo altamente competitivo para o refino internacional.

Há ainda alguns dados nos boletins da ANP, referente a dezembro de 2019 e e2020, que sinalizam o

Brown Field em expansão Empresas como PetroRio, Perenco, Karoon, Trident Energy, 3R Petroleum, PetroRecôncavo, entre outras, estão atentas à essas oportunidades, ampliadas pelos desinvestimentos da Petrobras, que optou por priorizar os ativos de maior produtividade, os do pré-sal, no qual é a principal operadora, ainda que hoje tenhamos as majors participando do desenvolvimento dessa nova fronteira.

E há um amplo portfólio de ativos atraentes sendo negociados ou oferecidos nos polos Urucu, Norte Capixaba, Potiguar, Alagoas, Car-

Foto: Agência Petrobras

potencial de ampliação da produção em campos maduros, com o uso de tecnologias e processos que aumentem o fator de recuperação dos reservatórios, demonstrando a importância desses players – as chamadas independentes – no cenário nacional.

Ainda que haja o natural declínio da produção em campos maduros – queda de 106,1 Mboe/d em 2019 para 93,8 Mboe/d, em 2020 – ativos operados pelas companhias independentes registraram um aumento da produção média, passando de 12,0 Mboe/d em 2019 para 19 Mboe/d no ano passado. As principais concessões com aumento da chamada produção independente são do Espírito Santo (salto de 21 para 365 boe/d), Rio Grande do Norte (aumento de 7.305 para 12.023 boe/d) e Bahia (elevação de 4.168 para 6.133 boe/d).

Em relação aos campos marginais, a produção mais que dobrou: passou de 54,0 bbl/d para 113,2 bbl/d de petróleo e de 6,8 Mm³/d para 47,3 Mm³/d de gás natural de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, aumentou sete vezes sua produção, saltando de 40,1 boe/d 292,8 boe/d.

mópolis, Bahia Terra, bem como na bacia de Campos – como Marlim, Albacora e Albacora Leste. Ou seja, o mercado Brown Field terrestre e marítimo (o de campos maduros) está florescendo no país. E com suporte de ações como o Reate e Promar.

Prova indiscutível desse potencial é o fato de a Society of Petroleum Engineers (SPE) ter decido promover o primeiro grande evento digital internacional com foco no Brasil, o SPE Virtual Workshop “ Untapping Mature Fields Opportunities, que se realizará entre os dias 15 e 18 de março. O evento reunirá especialistas e operadoras para debater um dos desafios atuais do setor: o crescente número de campos maduros nas principais bacias produtoras, que demanda fortes investimentos na revitalização, para postergar o descomissionamento desses ativos. Confira a agenda técnica do evento e faça a inscrição antes do dia 15 de março: Agenda - SPE Virtual Workshop: Untapping Mature Fields Opportunities in Brazil - SPE.org

“O Brasil tem grande potencial e vamos agir para desenvolvê-lo”, diz o secretário do MME, lembrando que o Brasil produz diariamente 3 milhões de barris de petróleo, volume que deverá alcançar 5,3 milhões de barris/dia até o final da década.

“O país estará entre os três ou quatro maiores produtores e exportadores de petróleo do mundo, em 2030”, conclui José Mauro Ferreira.

Uma posição de peso, considerando que mesmo com aceleração da transição energética e crescimento das fontes renováveis, caso se efetivem as propostas e metas dos nações comprometidas com um futuro de baixo carbono, o World Energy Outlook 2020 da IEA (International Energy Association) vê uma projeção de demanda ascendente por petróleo até 2030, com perspectivas de que mantenha esse patamar na década seguinte.

Geração de riquezas Na visão da EPE, nos próximos 30 anos o Brasil se mantém como um dos maiores produtores mundiais de petróleo e isso vai gerar riqueza nos próximos anos. “Ao TN Petróleo 134 21

especial: campos maduros

mesmo tempo, teremos o desafio da transição energética para um futuro de baixo carbono, que deve ser realizado de maneira ao mesmo tempo ágil, eficiente e sustentável. É importante mantermos um ambiente tributário, político e regulatório muito estável, porque só assim conseguiremos continuar estimulando os investimentos”, destaca a diretora de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE, Heloísa Borges Esteves.

“A revitalização de campos maduros e marginais é importante não apenas para o aproveitamento eficiente dos hidrocarbonetos no país, mas também por conta do potencial de geração de trabalho e renda, que beneficia toda a sociedade brasileira”, acrescenta.

Mais ainda: promove o crescimento da indústria de bens e serviços voltados para a atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural.

Estudos da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), apontam que cada R$ 1 bilhão de receita na operação de exploração e produção (E&P) gera quase 3 mil empregos adicionais (diretos e indiretos), 600 milhões de reais de efeito renda para o Brasil (e 200 milhões para o estado do Rio de Janeiro).

“A ANP considera como campos maduros aqueles que possuem 25 anos ou mais de produção e/ou que possuem produção igual ou superior a 70% das reservas provadas. Um conceito diferente das acumulações marginais, que está mais relacionado à economicidade marginal do campo”, observa a especialista, que já foi superintendente de Promoção de Licitações da ANP. “Estamos falando de ativos que já possuem infraestrutura instalada e reservatórios descobertos, o 22

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que reduz o custo e o tempo adicional necessário para que sejam acessados volumes remanescentes de hidrocarbonetos”, pondera.

“Para muitos destes ativos, ainda há oportunidade para otimizar o aproveitamento dos recursos energéticos nacionais através da atração de investimentos. Hoje temos no offshore 42% das instalações com mais de 25 anos”, contabiliza a diretora da EPE. Ela ressalta que um investimento na recuperação destes ativos tem um retorno potencial de 230 mil boe/dia — além de US$ 3 bilhões em royalties e nova demanda de emprego, em especial no Rio de Janeiro. E que o crescimento da produção representa um aumento de 5% na expectativa de produção do Estado fluminense, apenas com o redesenvolvimento de ativos já existentes. “Os estudos da EPE indicam que a cada 1% de incremento no fator de recuperação nas Bacias de Campos e Santos temos um potencial de incremento de cerca de 1 bilhão de barris de reservas recuperáveis em cada uma das Bacias. Não devemos, enquanto país, abrir mão destes recursos”, conclui Heloisa Esteves.

Oportunidade única Instituído por meio da Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) nº 10/2020, no final do ano passado, o Promar nasce de uma discussão iniciada há um ano pelo consultor Mauro Destri, da Destri Consulting, que havia até batizado a proposta de Remar – a ideia era ‘ remar contra a maré negativa’ decorrente da crise no setor, iniciada em meados da década, agravada pela pandemia que impactou o mundo.

“Até o ano de 2018,o Brasil vinha experimentando um decréscimo acentuado em sua produção onshore, quando a mobilização de operadoras, associações do setor e órgão reguladores levaram o MME a lançar o REATE 2020, em de agosto de 2019”, lembra Destri. “Com isso, dava-se início a um programa inédito na forma, abrangência e magnitude, visando a recuperação de nossa produção onshore e, como isso, a manutenção da distribuição de riqueza nas mais diversas formas”, complementa.

Mas os campos maduros e marginais localizados no offshore brasileiro ficaram de fora. Destri pontua que a Petrobras impulsionada pelos resultados do pré-sal, aumento dos custos e declínio acelerado de seus ativos maduros e marginais no onshore e offshore, criou o programa desinvestimentos e começou a se desfazer de suas concessões.

“Tínhamos um cenário animador para o onshore, alavancado pelo REATE, mas as empresas independentes e a própria Petrobras encontravam dificuldades para otimizar suas produções nos campos maduros: desde a lentidão dos processos de licenciamentos ambientais até a adequação do arcabouço regulatório e modernização das formas de arrecadação de Participações Governamentais”, observa o consultor.

Ele observa que houve avanços nesse sentido quando a ANP, diante da pandemia, editou resoluções modernizando suas relações com as operadoras. Somou-se a isso a Resolução CNPE 04/2020 de 04/06/2020, determinando à ANP avaliar a adoção de medidas visando à redução de royalties para até cinco por cento, nos termos do art. 47, § 1º, da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, para campos concedidos a empresas de pequeno ou médio porte.

consideradas como de economicidade marginal.

“Determina ainda que deverá ser levantado junto à indústria e órgãos governamentais pertinentes, as principais oportunidades de aprimoramento do arcabouço legal e regulatório da indústria de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil, visando o atingimento dos objetivos do Promar”, frisa Destri.

Na visão dele, o programa deve dar prioridade para as iniciativas de cunho estruturante, que considera imprescindível para os campos maduros e marginas. “Temos uma oportunidade única nos campos maduros, principalmente na bacia de Campos, na qual ainda há muito a fazer. E não estou excluindo as demais bacias”, salienta o consultor.

“Existem iniciativas e programas, não somente na Petrobras, como em operadoras independentes (a Perenco acaba de anunciar um aumento de 73% em sua produção desde que

adquiriu o Polo Pargo em 2019), que já estão rendendo frutos. Disseminar as melhores práticas no setor, será um bom caminho”, acrescenta.

Assim como o país avançou em águas profundas e em novas fronteiras, Mauro Destri credita que, com o Promar, é possível ir além do que fazemos hoje. “Será uma oportunidade enorme para atuar no desenvolvimento e aplicação de novas ideias e tecnologias, na articulação dos diferentes órgãos reguladores e na contínua busca pelo aumento de recuperação dos campos de petróleo, por maior retorno econômico para todo o setor”, afiança. “Segurança jurídica, aumento do FR, novos valores de investimentos, extensões de vida útil (já anunciadas pela Trident e Perenco), aumento de produção, tudo isso poderá ser alavancado pelo Promar. Co isso, as operadoras independentes, interessadas terão um motivo a mais para investirem nesses ativos”, conclui.

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Foto de Urucu (AM) : Agência Petrobras

“Mas, precisávamos de mais iniciativas para alavancar de vez o pós-sal e seus campos maduros.

Foi quando propus um programa e o Secretário do MME, José Mauro, da forma mais republicana possível, lançou o Promar ”, lembra o consultor, destacando os objetivos definidos pelo CNPE para o Promar: I - propor medidas para a criação de condições para a revitalização dos campos maduros de petróleo e gás natural localizados em mar no território nacional, com o objetivo de extensão da sua vida útil, aumento do fator de recuperação (FR), continuidade no pagamento das participações governamentais, geração de empregos e manutenção da indústria de bens e serviços locais; e II - propor medidas para a criação de melhores condições de aproveitamento econômico de acumulações de petróleo e gás natural em mar,

especial: campos maduros

DESAFIO A SER VENCIDO

É

assim que operadoras que já atuam em campos maduros veem esse mercado em expansão. “Os campos maduros de petróleo e gás são ativos desafiadores, repletos de oportunidades. A revitalização desses ativos significa tomar medidas e intervenções precisas, que aumentem o potencial, além da expectativa original. Com o foco necessário, apoiado por técnicos e gerentes experientes e com atitude adequada, consegue-se extrair e agregar muito valor para todos”, diz, diretor de Operações da PetroRio S / A , Fr a n c i s c o Francilmar Fernandes.

A petroleira brasileira vem demonstrando isso na prática desde que adquiriu seu primeiro ativo de produção, o campo de Polvo (foto), na bacia de Campos. Há cinco anos ela investiu pesado (mais de US$11 milhões) em tecnologias e processos inovadores para aumentar a eficiência e o fator de recuperação de óleo desse ativo. Em quatro anos obteve 60% de redução de custos, 97,4% de eficiência operacional (2017), aumento de 20% da produção e reservas ampliadas (5X), prolongando a vida útil de Polvo em cinco anos.

Respaldada na experiência bem sucedida de Polvo, no final de outubro 2018 obteve participações no campo de Frade, na mesma bacia, tornando-se a operadora do ativo 24

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em janeiro de 2019, quando adquiriu 51,74% da participação da Chevron. Hoje ela produz cerca de 20 mil barris de petróleo por dia (Mbbl/d) nesse campo, no qual está aportando sua expertise em rejuvenescer ativos maduros, para aumentar os recursos comprovados e melhorar a eficiência das operações, de forma a prolongar a vida de Frade.

A PetroRio também opera o campo de Tubarão Martelo, ao lado de Polvo, e tem participação no campo de Manati, operado pela Petrobras na bacia de Camamu-Almada (Nordeste), além de deter 100% do campo de Pirapema (ativo de gás em desenvolvimento) e do Bloco FZA-M-254, ambos na Foz do Rio Amazonas, e 50% da concessão CE-M-

715, na bacia do Ceará. No último ano, passou da sétima para a quinta posição como maior operadora de óleo do país.

O avanço no onshore Entender os desafios a nível regional e estadual e atuar para que a indústria local de petróleo e gás se desenvolva com maior celeridade foi o principal objetivo da criação da Mesa Reate nos estados, marcando a conclusão da primeira fase do programa focado em ativos terrestres. Antecipando-se a isso, um grupo de investidores criou a EnP Energy Platform, que vai completar um ano às vésperas do lançamento do Promar.

Capitaneada por Marcio Felix, ex-secretário de Petróleo e Gás do MME e com uma sólida trajetória na Petrobras, a nova empresa integrada de energia se propôs a atuar

em todo o país, com foco inicial em projetos de exploração, produção, refino e infraestrutura no Espírito Santo. E logo mostrou que não ia ficar apenas na ideia, encerrando o ano de 2020 com um robusto portfólio de ativos.

Na estreia em uma leilão da ANP, no início de dezembro, adquiriu 50% de participação em 7 blocos exploratórios (ES-T-305, 409, 429, 466, 486A, 517 e 527), consorciada com a Imetame Energia (50%), que é a operadora. Eles vão juntar-se aos outros 5 blocos exploratórios terrestres (ES-T-354, 373, 441, 477 e 487,no qual já foi comunicada a descoberta Vida), nos quais tem 50% de participação.

Mesmo percentual que adquiriu da SPE, que opera os campos de Lagoa Parda, Lagoa Parda Norte e Lagoa Piabanha. Todos os ativos adquiridos dentro de ‘uma nova visão’ do potencial da bacia do Espírito Santo, que Márcio Felix conheceu de perto.

“Quem imaginaria que a pequena EnP, em menos de um ano, iria ter ativos de E&P, estaria produzindo, teria uma descoberta e começaria a empregar profissionais de norte a sul do país?” , comemora o CEO. A estratégia adotada, e que deve servir de exemplo para as Mesa Reate regionais, foi a de implantação de um portfólio regional integrado, com foco inicial no Espírito Santo, composto de ativos de exploração e produção, infraestrutura de gás (UPGN Lagoa Parda e Hub Gasines) e refinarias modulares (RefinES e RelubES).

“Ao longo dessa próxima década o Brasil estará diante de uma excelente oportunidade, principalmente para quem atua na área de E&P, mesmo diante desse cenário crítico da pandemia, que ainda não passou”, diz Marcio Felix, ressaltando que o preço do óleo se recuperou no mercado internacional. O que,

na conversão para o real, favorece os investimentos em novos empreendimentos no setor de óleo e gás, principalmente no onshore – foco na EnP. Ele observa que o setor está atraindo não somente novos profissionais – de diversas áreas – como também empreendedores e até mesmo empresas de outros segmentos, que começam a voltar os olhos para esse mercado. “Hoje temos 11 estados com atividades de E&P terrestre, sete deles no NE. O que que significa desenvolvimento regional, conteúdo local e emprego. Novas empresas estão surgindo, outras estão se formando, abrindo seu capital na bolsa e adquirindo protagonismo. Vamos trabalhar para aproveitar essa oportunidade”, conclui o executivo.

Serviços integrados Não apenas companhias de petróleo como também as fornecedoras de bens e serviços estão om boas expectativas em relação a projetos relacionados a campos maduros.

“Levando em conta as recentes ações de desinvestimento realizadas pela Petrobras, o processo contínuo de hibernação de plataformas, que vem acontecendo desde 2019, a volatilidade da oferta/ demanda do petróleo e, como consequência, uma flutuação histórica no valor do barril, estamos vendo uma oportunidade potencial no setor de O&G no Brasil para diversos serviços que compõem o portfólio de soluções da Ocyan”, diz o diretor de contratos de MSO da Ocyan, Vinicius Castilho.

Especialmente na oferta de serviços integrados offshore para as operadoras de campos maduros, diz o executivo, observando que temos um cenário em transição e

transformação. Ele observa que os teasers ofertados pela Petrobras abrem espaço para que empresas com expertise em campos maduros mostrem sua capacidade de operar no Brasil. Uma movimentação que vai demandar maior envolvimento dos fornecedores, que vão precisar estar preparados para dividir conhecimento e tecnologia, e demonstrar grande adaptabilidade nos modelos de contratações.

“No curto prazo, as empresas fornecedoras terão que se adequar à nova realidade. Algo que a Ocyan já vem fazendo, para oferecer os serviços a esse mercado, uma vez que possui experiência na operação e manutenção de ativos, além de expertise em executar serviços de perfuração e subsea”, ressalta Vinicius Castilho. .

Ele avalia que a queda do número de plataformas operadas pela Petrobras irá reduzir as contratações de serviços de manutenção, mas, por outro lado, surgirão oportunidades para vários serviços offshore destes mesmos ativos, que devem passar para as mãos das operadoras de campos maduros.

“Neste caso, os novos responsáveis terão o desafio de manter as operações rodando, além de investir para aumentar o fator de recuperação e estender a vida útil dos seus ativos”, pontua o executivo da Ocyan.

Lembra ainda que as unidades que não forem vendidas pela Petrobras e outras que continuarão fora de operação, mesmo sob responsabilidade das operadoras de campos maduros, vão precisar ser descomissionadas. “Nestes casos, veremos ganhos ao setor, além de ampliar as discussões entre as entidades regulamentadoras e, assim, de fato, criar oportunidades contínuas e rentáveis para a cadeia de óleo & gás. Nesse contexto, a Ocyan acompanha os movimentos e o cronograma de licitações para TN Petróleo 134 25

especial: campos maduros

fortalecer as parcerias necessárias para atendimento a esta demanda”, conclui o diretor de contratos de MSO da companhia

Mar de oportunidades Reunindo empresas fornecedoras de bens e serviços que têm um papel-chave na produção brasileira de óleo e gás, a Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (ABESPetro), observa com atenção esse novo cenário.

“O Brasil tem se mostrado um mercado extremamente resiliente quando comparado com outros polos de E&P de O&G. Além da qualidade extraordinária dos reservatórios do pré-sal, há áreas gigantescas ainda não exploradas e campos em produção que ainda possuem enorme potencial de óleo a ser extraído”, analisa o diretor-presidente da ABESPetro Adyr Tourinho.

Ele ressalta que a mudança no ambiente regulatório fez com que o país retomasse um calendário regular de licitações de novas áreas, flexibilizou a entrada de novas operadoras para atuar no regime do pré-sal e garantiu a continuidade de regimes de tributação, como o REPETRO, de forma a manter a atratividade do país frente a outros mercados.

Tourinho concorda que, com o programa de desinvestimento da Petrobras, surgiram não somente novas empresas nacionais independentes como também algumas independentes estrangeiras, que entraram no mercado com o propósito de comprar ativos marginais ou maduros e revitalizar a produção com baixo custo.

“O surgimento desse novo mercado no país fez surgir um mar de oportunidades para recuperar a produção em declínio. A bacia de Campos apresenta um fator de recuperação final de cerca de 23% e o Brasil de 21%, enquanto a média mundial é de aproximadamente 35%. Ou seja, existe muito óleo ainda a ser extraído dos campos existentes”, afirma o dirigente da ABESPetro.

Ele salienta que a estimativa é que para cada 1% de óleo recuperado serão necessários cerca de R$40 bilhões de investimentos, com um potencial de adicionar 1 bilhão de barris em reservas para o país. “No curto prazo esses investimentos têm o potencial de reaquecer o setor de bens e serviços. Isso fará com que várias empresas voltem a contratar para atender ao aumento de atividade que está por vir”, diz Adyr Tourinho.

O CEO do Grupo Forship, Fábio Fares, também tem boas expectativas em relação aos projetos e revitalização de campos maduros, principalmente em serviços de Operação, Manutenção & Modificações (O&M). “Temos expertise reconhecida nessa área, em diversos projetos do setor de energia, bem como de mineração, papel e celulose, entre outros”, destaca o executivo da Forship Engenharia que atua de forma integrada com a subsidiária HMSWeb Tecnologia de Informação.

Ela está mostrando essa expertise em um projeto emblemático, pois vai operar a planta de utilidades da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) do Projeto Integrado Rota 3, no complexo GásLub Itaboraí (ex-Comperj). O contrato de 36 meses, com possibilidade de renovação por mais dois anos, abrange os serviços de comissionamento, operação, manutenção e engenharia para a planta de utilidades – que inclui as unidades de geração de energia elétrica e vapor (CAFOR), a estação de tratamento de água (ETA) e de despejos industriais (ETDI) e respectivas subestações elétrica.

Norte Fluminense: polo estratégico O GOVERNO DO Estado do Rio de Janeiro comemora o lançamento do Promar. "O Norte Fluminense será o centro da revitalização de campos marítimos maduros", diz o secretário estadual de Desenvolvimento Econômico Leonardo Soares. "Para além do melhor aproveitamento das acumulações de petróleo e gás natural, o Promar atrairá empresas e novos investimentos para a região, gerando empregos e fazendo a manutenção da indústria de bens e serviços local", observa. "A iniciativa 26

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representa ainda mais arrecadação para o estado e para os municípios envolvidos", reforça.

O secretário estadual destaca a importância da produção dos campos do pós-sal, no passado, que levou à consolidação de bases offshore no Norte Fluminense. "É preciso reconhecer que a atividade na bacia de Campos foi responsável pelo desenvolvimento

tecnológico, pela consolidação e qualificação do encadeamento produtivo da indústria do petróleo no país".

Soares afiança que o Governo do Estado tem atuado para atrair cada vez mais empresas, principalmente para a região Norte Fluminense, levando em consideração os investimentos no Porto do Açu. "Temos uma grande chance para reindustrialização do estado a partir do gás natural e da revitalização dos campos maduros", vislumbra. "Precisamos aproveitar essa oportunidade", conclui.

EXPERTISE E INOVAÇÃO SÃO BEM-VINDAS

P

remissas de qualquer projeto de revitalização de campos maduros, o aumento da eficiência e do fator de recuperação, para ampliar a produção e, consequentemente, estender a vida útil do campo, demandam, acima de tudo, inovação aliada à expertise.

E ainda que esse ‘mercado de campos maduros’ seja um cenário relativamente novo para o Brasil, há provas incontestáveis de que as empresas que vêm tendo sucesso nessa área estão aliando à uma dose certa de ousadia e recursos financeiros à incontestável ‘mão-de-obra técnica’ altamente qualificada, ‘forjada’ na indústria brasileira de óleo e gás – responsável pela quebra de tantos paradigmas mundiais nesse setor.

Muitas delas reúnem expertise brasileira com a de países como Noruega e Reino Unido, que têm tradição em projetos de revitalização, nos quais os fatores de recuperação de óleo ultrapassam 50%, podendo chegar até 70%. E há ainda um mercado crescente de consultorias criadas por profissionais com uma longa trajetória ‘em campo’ e em funções de gestão. É essa comunidade, que mantem uma rede de conexões que extrapolas corporações, que vai dar um aporte importante para a tomada de decisões

Tecnologias aprimoradas Empresas estrangeiras que participaram dessa trajetória da indústria e tem experiência consolidada em outros cenários, inclusive de

campos maduros, como a Schlumberger, também apostam nessa frente de oportunidades aberta pelos programas de governo para incentivar projetos de revitalização.

“Não há dúvidas de que com as soluções corretas e uma estratégica técnica bem definida e implementada, os campos maduros brasileiros oferecem um potencial grande de recuperação de óleo e gás, justificando o interesse das operadores, já evidenciado pelo mercado”, pontua o diretor geral Brasil da Schlumberger, Bruno Alves. E a empresa tem experiência e “track record” de mais de 20 anos operando e oferecendo soluções para campos maduros na América Latina, tanto onshore como offshore.

“O que a maioria dos operadores enfrenta nesse tipo de campo, e que nem sempre é óbvio, é que os desafios e exigências técnicas são bastante significativos, talvez maiores do que no desenvolvimento de um campo ‘greenfield’ típico, pontua o executivo. “Razão pela qual, a estratégia de operação e produção desses campos demanda um excelente entendimento da distribuição da saturação e composição de fluídos no reservatório, acompanhamento com programa de aquisição de dados e simulação do reservatório, assim como uma estratégia de workover, intervenção e produção eficientes, visando a redução de custos e o chamado TCO (Total cost of ownership)”, explica.

Segundo ele, vários dos campos no Brasil já operam em regimes de recuperação secundária e terciária, com diferentes estratégia de EOR (Enhanced Oil Recovery) implementadas e experimentadas.

O que traz uma dificuldade técnica adicional aos times dos operadores e companhias de serviço.

No portfólio de soluções da Schlumberger, uma das tecnologias que teve grandes avanços recentemente, são de aquisição de dados e simulação de reservatórios – ambas de importância fundamental em campos maduros. “Os operadores podem alcançar hoje medidas precisas de espectroscopia, saturação e movimentos de fluidos por trás do revestimento e completação. É possível atingir uma qualidade de dados através da completação, similar à que se teria em um cenário em poço aberto, com uma aquisição de dados a cabo (tanto com wireline, quanto slickline)”, afirma Bruno Alves.

Ele observa que a simulação e acompanhamento do reservatório em campos maduros que já apresentam injeção de água, vapor ou outras técnicas de recuperação secundárias ou terciárias, é bastante complexa. “Os novos simuladores permitem que os operadores tenham uma granularidade de monitoramento, precisão e frequência de atualização dos modelos, que simplesmente não era praticável com as tecnologias anteriores”, assegura o executivo.

Outra área que evolui significativamente nos últimos anos, foram as soluções de completação, TN Petróleo 134 27

especial: campos maduros

workover e intervenção. “Com as nova tecnologias de bombas elétricas submersíveis (ESP) e completação, é possível gerenciar e realizar a separação e até mesmo a reinjeção de água e gases produzidos a nível de subsuperfície, dentro de um sistema de completação único, minimizando drasticamente os custos de instalação e de equipamentos de superfície necessários”, pontua.

Ele destaca ainda que o gerenciamento da estrutura de produção de superfície é de alta relevância em campos com grande número de poços, estrutura complexa de linhas e agregação da produção.

“A estrutura e equipamentos de superfície disponível aos operadores em campos maduras geralmente

é antiga e necessita de atenção.

Temos soluções de gerenciamento e medição de água, gases e fluidos em superfície, permitindo aos operadores equipamentos modulares e de rápida mobilização que possibilitam o reaproveitamento da água produzida, e uma alocação precisa de produção”, complementa o diretor geral Brasil da Schlumberger.

Do pré-sal para campos maduros Nascida no boom do pré-sal, da união de spin offs da PUC-Rio, a brasileira Ouro Negro vem investindo em inovação para atender às demandas da indústria, que vem atuando em ambientes cada vez mais extremos. E ainda que tenha consolidado sua trajetória

justamente no cenário do pré-sal, também está atenta às oportunidades oferecidas pelos programas de incentivo a revitalização de campos maduros, como o Reate e o Promar.

“Esse novo momento é instigante para uma empresa provedora de tecnologia com foco na exploração e produção de petróleo, que está sempre buscando antever e antecipar-se às necessidades da indústria”, afirma o CEO da Ouro Negro, Eduardo Costa. Principalmente porque no processo contínuo de P&D para gerar inovações, são geradas soluções que se mostram aplicáveis a cenários distintos daqueles para as quais foram criadas.

A VOZ DA EXPERIÊNCIA O TRABALHO EM CAMPO foi a ‘escola’ em que profissionais do setor de petróleo, das mais distintas áreas da ciência (engenharia, geologia, química etc.), se qualificaram, aliando o conhecimento obtido nas universidades àquele consolidado na prática em projetos de exploração e produção nas bacias brasileiras. Muitos deles somaram ainda períodos de intenso trabalho no Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), laboratório de inovações.

Agora como consultores independentes, esses profissionais vão poder aportar conhecimento e expertise para otimizar projetos nesse novo cenário delineado pelos programas de revitalização (Reate e Promar). Com 40 anos de Petrobras/Cenpes e intensa atividade na Sociedade Brasileira de Geofísica(SBGf), Marco Latge vê uma nova frente de oportunidades para a atividade de geofísica no 28

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Brasil, em especial, a sísmica de reflexão. “A retomada de atividades em áreas que estavam sem investimentos em geofísica há mais de dez anos se constitui em um momento importante para a indústria geofísica do Brasil, seja de aquisição, processamento e interpretação de dados”, afirma o consultor de Projetos de O&G e de Engenharia.

Ele salienta que tecnologia geofísica aplicada durante a fase de descoberta, exploração e desenvolvimento da produção dos campos maduros, principalmente os ativos terrestres do Nordeste e os offshore da bacias de Campos e Espírito Santo, está defasada em 10 anos, até mesmo 20 anos, com raras exceções. “O processamento sísmico foi uma das tecnologias de exploração e produção que mais avançou na indústria de O&G nos últimos vinte anos, princi-

palmente, pela disponibilização dos supercomputadores”, pontua Latge.

Recursos mais modernos, como algoritmos de migração reversa no tempo (RTM), pre-stack, Full Wave Inversion (FWI), entre outros, quando aplicados em dados antigos ou mesmo nas novas aquisições sísmicas, asseguram a melhoria da qualidade do imageamemto sísmico em profundidade, essencial para a revitalização de campos maduros.

“A aplicação dessas tecnologias de aquisição de dados, como acelerômetros, geofones com nodes, acoplados no fundo do mar, e outros, específicos para cada campo, associados à tecnologia 4D, com a migração com reversão do tempo e o FWI, vão ajudar no entendimento e na caracterização dos reservatórios e, consequentemente, na produção”, enfatiza Latge.

Chairman do 17° Congresso Internacional da SBGf (16 a 19 de agosto de 2021, Marco Latge antecipa que “A

“Um dos mantras de qualquer projeto de desenvolvimento da produção, confiabilidade e segurança são mandatórios também para os projetos de revitalização de campos maduros. Eles demandam não somente tecnologias para aumentar a recuperação do óleo e, consequentemente, a produtividade, como também sistemas de monitoramento que garantam maior confiabilidade e segurança a esses ativo”, avalia o executivo.

Nesse contexto, ele vê tecnologias como o MODA (monitoramento direto no arame), que estão sendo utilizadas em diversas UEPs em operação no pré-sal para monitorar a integridade de risers flexíveis, como uma aliada

importante nesses projetos de revitalização. “A Ouro Negro, que forneceu mais de 300 sistemas MODA SPY Hole para risers que iriam ser instalados em plataformas destinadas ao pré-sal, vê um interesse cada vez maior no MODA Retrofit, versão dessa tecnologia que pode ser instalado em risers de plataformas em operação sem que seja necessária a paralisação das atividades”, pontua.

Da mesma forma, outras tecnologias em desenvolvimento pela Ouro Negro, inclusive em parceria com petroleiras e a universidade, têm potencial para se tornarem ferramentas estratégicas para as operadoras, que cada vez mais buscam atuar de forma preditiva. Ou seja: vão

buscar incorporar, no início de um projeto de desenvolvimento da produção, tecnologias que sejam úteis ao longo da vida útil do ativo, inclusive na revitalização, quando ele atingir a maturidade, bem como no descomissionamento. “É com essa visão de futuro que estamos desenvolvendo, sistemas robóticas modulares autônomos para residir em poços de petróleo e gás e atuar de acordo com a necessidade de uma intervenção, e outras ferramentas inovadoras.

Soluções que reduzem custos e riscos operacionais, aumentam a confiabilidade e contribuem para a maior eficiência serão, sem dúvidas, vitais para uma indústria mais sustentável”, conclui.

Geofisica na Revitalização de Campos Maduros” será tema de uma mesa redonda no evento, reunindo especialistas do mundo inteiro. E conclui, de forma incisiva: “a indústria de serviços geofísicos do Brasil está apta para essa nova frente de atividades, pois dispões das tecnologias mais avançadas para apoiar o desenvolvimento e revitalização dos campos maduros.”

a ser adotada é a reabertura de poços fechados ainda com bom potencial de produção. “O contingenciamento de gastos e investimentos para campos maduros, devido a redirecionamento estratégico da Petrobras para os ativos de classe mundial de seu portfólio, criou esta oportunidade”, observa.

A otimização da injeção de água é outra técnica que deve ser reaplicada.

“Este é o método preferencial para aumentar as reservas de boa parte dos campos maduros e que podem ser incrementadas com algumas melhorias nesse processo”, avalia Aquino . O incremento do uso da injeção de vapor em reservatórios rasos de óleo pesado é outra oportunidade bastante atrativa para o aumento de produção e de reservas.

Para ele, o incremento de usos de poços de geometria não convencional, tipo poços horizontais, horizontais com espinha de peixe, pode ser relevante para mudar o perfil de produção em alguns campos maduros. “Principalmente considerando que os valores deste tipo de poços são hoje mais adequados para reservatórios de menor produtividade”, complementa.

Carlos Aquino ressalta também que a considerável melhoria da qualidade sísmica 3-D terrestre abriu um amplo espaço para revisão de interpretações geológicas consolidadas dos campos maduros. “O que gera oportunidades para perfuração de novos poços, proporcionando ainda o necessário suporte para os poços não convencionais citados anteriormente”, diz o engenheiro apontando outras soluções, como a adequação de métodos de elevação e sua otimização para ganhos de produção imediatos, ainda que seus impactos nas estimativas de reservas sejam menores.

Ele elenca ainda outras oportunidades (EOR de baixo custo, ferramentas de gerenciamento de reservatórios, maior automação de instalações e facilidades, otimização de custos de energia elétrica etc.), porém com escopo menor de aplicação. “O que precisa ficar claro é que a operação de campos maduros exige das companhias um foco exaustivo no controle de custos operacionais. Sem isto, o empreendimento estará fadado ao fracasso”, conclui.

De poço em poço O engenheiro do petróleo, Carlos Guilherme Silva de Aquino, que atuou por quase duas décadas na Petrobras na área de reservatórios e fundou a Catu Consultoria, na Bahia, afirma que o que não falta no Brasil são oportunidades para a revitalização de campos maduros.

Respaldado na trajetória na petroleira brasileira, de onde saiu em meados de 2015, e no trabalho desenvolvido nos últimos anos, na avaliação de ativos de E&P em bacias terrestres brasileiras e de outros países, ele afirma que a primeira ação

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especial: campos maduros

REDUÇÃO DE ROYLTIES EM DEBATE Empresas de pequeno e médio portes são o foco da proposta debatida em audiência pública da ANP

U

m dos fatores que pode incentivar projetos de revitalização de campos maduros, a redução de alíquotas foi o tema da audiência pública realizada no dia 3 de março pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) sobre a minuta de resolução que regulamentará a redução da alíquota de royalties como incentivo às empresas de pequeno e médio portes. O objetivo da proposta é incentivar mais investimentos nos campos que essas empresas operam.

“A atuação das empresas de pequeno e médio porte no Brasil é um importante catalisador do desenvolvimento regional, principalmente na região Nordeste. Esse tipo de atividade é intensivo em capital, possuindo, portanto, grande potencial para geração de renda e empregos no país”, destacou o diretor Dirceu Amorelli na abertura da audiência, na qual foram apresentados o objetivo e os impactos da minuta de resolução.

Participaram do evento – via Teams ou via Youtube – representantes da Indústria de óleo e gás, entes federados beneficiários e da

30

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sociedade. A gravação do evento está disponível no canal da ANP no Youtube: https://www.youtube. com/watch?v=vA8t_pPx-wUn A expectativa é que, com essa proposta, haja aumento na atratividade econômica dos campos e continuidade da produção, com extensão da vida útil dos campos, mantendo seus benefícios socioeconômicos regionais, como geração de empregos, renda e arrecadação de tributos estaduais e municipais.

Há ainda a perspectiva de aumento da participação de empresas de pequeno e médio portes nas atividades de exploração e produção, resultando em maior pluralidade de atores da indústria.

A minuta de resolução está em linha com as políticas do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que desde 2003, vem estabelecendo diretrizes de incentivo ao aumento da participação de empresas de pequeno e médio portes nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural. O texto passou por um período de consulta pública de 90 dias e as contribuições recebidas podem ser consultadas em: https://www.gov.br/anp/pt-br/ assuntos/consultas-e-audiencias-publicas/consulta-audiencia-publica/consulta-e-audiencia-publicas-no-19-2020.

Os royalties são uma compensação financeira devida pelas empresas com produção de petróleo e gás natural no Brasil. A base de cálculo é a receita bruta da produção, de acordo com uma alíquota definida em contrato. A minuta propõe uma redução para até 5% na alíquota para campos operados por empresas de pequeno porte e 7,5% para aqueles operados por empresas de médio porte.

Em 2020, o CNPE editou a Resolução CNPE nº 04/2020, que estabelece como de interesse da política energética nacional que a ANP avalie a adoção de medidas visando à redução de royalties para campos concedidos a essas empresas.

Revitalização segura e confiável por Raphael Neves Moura, superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente

O

ano de 2021 promete ser bastante intenso em termos de cessão de direitos, descomissionamentos parciais e totais e projetos de revitalização de campos maduros terrestres e marítimos. Na última reunião de 2020 (ocorrida em 17/12/2020), a Diretoria Colegiada da ANP determinou a conclusão da cessão dos 54 campos em terra e em águas rasas, que compõem os polos de Recôncavo, Miranga, Remanso, Garoupa, Peroá-Cangoá, Merluza e Ceará Mar, até junho de 2021.

Na mesma reunião, 15 outros campos foram redistribuídos entre os Polos Carmópolis, Potiguar e Urucu (este último já sendo negociado com a Eneva), tendo o prazo de negociação fixado em dezembro de 2021.

Outros 14 campos se encontram em devolução (e inclusão em oferta permanente, no caso dos terrestres).

Uma grande transformação está em curso e as empresas que adquiriram ativos apostam em novos arranjos produtivos e tecnologia para otimizar a produção e reduzir custos operacionais. Como exemplo, temos a implementação de projetos de automação para operar unidades desabitadas, por parte da Perenco, e a criação de clusters de produção, pela Petrorio (Tubarão Martelo/Polvo e Wahoo/Frade). Outras empresas, como a Eneva, Imetame, EnP e Enauta ampliaram seus portfólios no 2º Ciclo da Oferta Permanente, realizado em 04/12/2020.

Nesse sentido, é necessário assegurar uma transferência de ativos segura, evitando-se que eventos indesejáveis, como acidentes, prejudiquem a revitalização dos campos e a retomada da produção. A nova realidade dos campos demanda uma operação mais enxuta, com sistemas de gerenciamento de segurança mais inteligentes e que possam se aproveitar do processo de transformação digital para aprimorar o monitoramento dos parâmetros operacionais.

O primeiro passo é a redução da assimetria de informação entre o vendedor e o comprador. É importante obter o máximo de informações, em especial em relação ao histórico dos poços e elementos críticos em geral. Espera-se que seja elaborada uma boa análise de riscos da instalação, com foco no tratamento dos cenários críticos, como perda de contenção, kick e blowout. Também é desejável contar com estudos de dispersão de gases e avaliação

de consequências de incêndios e explosões atualizados.

Uma das bases para o bom gerenciamento de riscos é a realização do processo de identificação dos elementos críticos de segurança operacional, que pode ser bastante simples, a depender da complexidade da instalação. O conhecimento dos elementos críticos permite estabelecer planos de inspeção e manutenção, mais adequados e compatíveis com a nova realidade operacional, a qual determinará os novos padrões/ requisitos do sistema de gerenciamento de segurança.

Por fim, importante treinar a força de trabalho para conhecer os riscos inerentes às operações e para realizar as atividades críticas identificadas no estudo de risco.

Assim, o processo de revitalização dos campos certamente será bem-sucedido e alcançará a retomada da produção segura e sustentável dos ativos maduros!

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perfil profissional

A GEÓLOGA QUE ‘GARIMPA’ DESAFIOS Apaixonada pelas estórias que um tio-avô contava, das aventuras no garimpo, a baiana Maria Dolores de Carvalho resolveu ir mais fundo. Decidiu ‘invadir’ um reduto masculino ao optar pela geologia. Ao ingressar na Universidade de Brasília (UnB), em 1972, integrou o maior grupo de mulheres até então, com quatro representes do gênero feminino. Nas boas-vindas aos calouros, um professor brincou: se você e um geólogo homem disputarem uma vaga, mesmo a mulher tendo o melhor currículo, o homem vai ganhar. “Vamos ver!”, respondeu Maria Dolores, Coordenadora de Exploração da Enauta, que desde então vem ‘garimpando’ desafios...e quebrando barreiras.

Por Beatriz Cardoso

Fotos: Arquivo pessoal

HÁ QUASE 45 ANOS, ainda na Universidade de Brasília (UnB), Maria Dolores de Carvalho quebrou a primeira barreira ao questionar o então diretor de Exploração da Petrobras, Carlos Walter Marinho Campos, quanto à exclusão das mulheres em uma edital para a função de Geólogo de Campo. Isso ocorreu alguns meses antes da formatura, quando ela fez um curso de Geologia do Petróleo, ministrado por profissionais da companhia.

“Eu não tinha motivação para ser geóloga da Petrobras. Virou desejo quando eu fiz o curso e vi muitas possibilidades de trabalho e de crescimento profissional”, observa. Ao saber que o edital deixava claro que iria absorver apenas geólogos homens, ela interpelou o executivo, que havia ido à UnB para o encerramento do curso.

O que ele não sabia é que ao ingressar na UnB, em 1972, juntam, em uma turma com apenas cinco mulheres, um professor havia alertado sobre as barreiras na profissão. E que, em uma disputa por vagas, ela perderia para os homens pelo fato de ser mulher. “Isso é o que vamos ver ”, respondeu a caloura, sem imaginar que veria essa barreira antes mesmo de se formar.

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Diante do questionamento da jovem geóloga, o diretor de petroleira tentou arguir, dizendo a empresa tinha três mulher trabalhando com geologia. “Acho que duas eram paleontólogas e apenas uma era geóloga, a Dra. Marilia Regali”, lembra.

“Mas elas desenvolviam atividades exclusivas em laboratório, sem participar do dia a dia das operações de poços e acompanhamento geológico, devido às dificuldades de alocação de mulheres nas sondas, em campo”, complementa.

Sempre questionando essa exclusão de gênero, ao se formar ela tinha dois contratos de trabalho nas mãos, apoio de vários geólogos e associações, inclusive de membros do Congresso Nacional. Mas acabou sendo contratada pela Petrobras em 17 de agosto de 1976. No mesmo ano, outras três geólogas ingressariam na Petrobras.

CAPACITAÇÃO EM CAMPO Um passo enorme para a garota da cidade baiana de Barreiras, na divisa com Tocantins, que decidiu ser geóloga por influência de um tio-avô, que gostava de contar estórias sobre suas atividades no garimpo, como quando teve de desviar um rio para garimpar. “Ele me deu de presente uma pepita de ouro (que perdi) e um fragmento de rocha no qual ele encontrou um diamante cravado”, recorda a geóloga.

Ela foi alocada na antiga RBPA, onde iniciou a carreira como Geóloga de Poço do Recôncavo (GPR).

“Cheguei à Salvador e fui tratada com mimos pelos gerentes locais: até lugar para morar já tinham escolhido, por recomendação do staff do Rio de Janeiro. Até então eu não tinha vivência para morar sozinha.

Era a primeira vez que saía da casa dos meus pais e o mimo foi de bom grado. Fui morar com a sogra do geólogo Chagas. Grande Chagas, em todos os sentidos!”, diz sorrindo.

Local e data de nascimento – Barreiras Bahia 15/09/51 Casada? Tem filhos? Filhas: 40 anos de união estável (companheiro falecido) – Uma filha, duas netas Quais livros você está lendo?

1 - O Martelo das Feiticeiras - Malleus Maleficarum (escrito em 1484 pelos inquisidores Heinrich Kramer e James Sprenger).

2 - História da Guerra do Vietnã - Andrew Wiest e Chris Mc Nab. 3 – Longa Pétala de Mar – Isabel Allende Qual livro de cabeceira ou que você relê de vez em quando?

Os livros do Humberto Eco (Pendulo de Foucault , Cemitério de Praga, A Viagem do Dia Anterior, Zero e todos os demais). O Nome da Rosa reli três vezes.

O que gosta de fazer nas horas de folga?

Ler e ouvir rock, de preferência bandas de “heavy metal” - Metallica, Iron Maiden, Scorpions, Black Sabbath, Sepultura, Angra, Nightwish, Disturbed, Pink Floyd e outros.

Qual o seu hobby? Colecionador (perfumes franceses - todos fechados, pequenos minerais, latas de Coca-Cola dos países visitados, moedas dos países, pequenos artesanatos ou bibelôs de diversos países, camisetas de bandas de rock. Qualquer coisa que tenho mais de três, tem grande chance de virar coleção. Tenho que me policiar. (dizem que a quantidade de coleções é proporcional ao grau de loucura kkkkk....)

Música predileta? The Sound of Silence Simon e Garfunkel, com a Banda Disturbed. Eleita como minha música fúnebre. (risos.)

Uma viagem especial? Ilha de Bali, na Indonésia. Uma local de meditação e desapego.

Um sonho ainda não realizado? Pular de paraquedas e asa delta, escrever um livro e outros. Sou um ser ambicioso!

Segundo Dolores, a resistência à presença de mulheres ao campo foi muito pontual e não chegou a incomodar. A experiência na RPBA foi a melhor possível e o fantasma da não adaptação da mulher nas sondas se diluiu. “Foi um período rico em experiências e da descoberta de mil possibilidades na carreira”, observa.

Na Petrobras, atuaria em diversas bacias, terrestres e marítimas, desde a do Recôncavo Baiano, Ceará, Espírito Santos até Campos e Santos, sempre na geologia, em campo. Uma ‘escola’ a qual poucos geólogos imaginariam ter acesso.

“As chances de capacitação na Petrobras são ímpares e iguais para todos. O campo de estudos da geologia de petróleo é amplo e o aprofundamento no conhecimento depende da disposição de cada um”, afirma. “O ganho em quase quarenta e cinco anos na indústria de petróleo foi a confiança no que faço e ter sido fiel as minhas escolhas. Meu lema sempre foi: seja uma das melhores antes de ser a primeira”, frisa.

A pesquisa faz parte da vida de Dolores, que sempre foi atraída pelos livros. O que a levou a capacitar-se em um nicho de pouco conhecimento na comunidade geológica: o da geologia de rochas carbonáticas. Foi assim que se dedicou a estudar os depósitos e reservatórios de todas as idades geológicas, no Brasil e exterior.

“As rochas carbonáticas são responsáveis pelo armazenamento de mais de 50% do petróleo do mundo.

Antes das descobertas do pré-sal da bacia de Santos, estes depósitos armazenavam menos de 5% de todo o óleo nacional”, observa.

O PRÉ-SAL O primeiro contato com o pré-sal se deu na bacia de Campos, em 1983, com estudos sobre as CoquiTN Petróleo 134 33

perfil profissional

nas dos campos de Badejo, Linguado, Pampo e Trilha, posteriormente com um estudo regional. “Em 1999 conheci os reservatórios carbonáticos chamados ‘estromatólitos’, produtores na bacia de Cabinda, na costa Oeste da África, similares aos produtores da bacia de Santos”, conta a geóloga.

Mas foi na perfuração do poço nominado Parati, concluído em 2005, que ela teve o contato definitivo com o pré-sal nessa bacia de Santos. “A descrição das rochas deste poço foi feita por mim e a recém-formada equipe de carbonatólogas do Cenpes. Em seguida vieram as rochas dos prospectos de Tupi, Carioca, Guará, Iracema, Iara, Bem-te-vi e outros”, revela.

De 2005 até 2010 o foco de Dolores, passou a ser os ‘microbialitos’ do pré-sal da bacia de Santos. “Fui gerente de Sedimentologia e Petrologia e gestora da Rede Temática de Estudos de Sedimentologia e Estratigrafia, junto à dez universidades nacionais”, revela com orgulho.

Ambas as atividades se deram na Petrobras/Cenpes, de janeiro de 2005 a março de 2009, quando então foi transferida para a Gerência Geral de Exploração, com o propósito de assumir a Coordenação para Estudos Especiais em Rochas Carbonáticas, com ênfase no pré-sal. Uma trajetória na estatal que foi interrompida pela aposentadoria, em 2010.

Nos quase 34 anos na petroleira brasileira, na qual vivenciou uma rica evolução, desde o avanço para águas profundas à descoberta do pré-sal, o maior aprendizado foi de que “tudo é possível quando se tem uma meta, um objetivo”, salienta, lembrando os grandes avanços tecnológicos neste período, fortemente incentivados pelas descobertas de Roncador, Marlim e Albacora.

“As perspectivas de grandes reservas de petróleo em águas 34

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profundas e ultra profundas, propiciaram a criação do Programa Tecnológico da Petrobras em Sistemas de Exploração em Águas Profundas e Ultra Profundas (Procap 2000 e 3000)”, lembra ela. Iniciativas que possibilitaram a geração de novas tecnologias para viabilizar a per-furação e produção em ambientes ainda inóspitos.

“Acompanhar estes avanços foi motivo de orgulho e a sensação de ter vivido o ápice da ascensão da Petrobras”, avalia.

Também foi na petroleira brasileira que realizou as primeiras missões no exterior. A estreia foi em uma viagem de campo (field trip) em Belize. “As atividades consistiam em fazer o zoneamento de corais nas três plataformas externas à barreira principal e compará-los”, recorda.

Ocorre que ela não tinha experiencia de mar aberto, apesar de ter curso de mergulho com cilindro e saber se movimentar com o snorkel.

“Mas não sei nadar e minha experiencia não passava de pequenas visualizações marinhas rasas. Tinha que pular do barco em áreas com lâminas d’agua superiores a 200 metros. No primeiro dia fiquei insegura e com um bruto medo”, confessa.

Dolores conta que após repetir o ‘mantra’ que usa em momentos aflitivos, pulou na água e, com confiança, retornei sã e salva ao barco, no final do dia. “A partir daí fiquei afoita e passei a gostar da adrenalina extra no sangue. O que aprendi nesta experiencia é que eu posso ser o que eu quiser. Basta correr atrás”, afiança.

DE VOLTA AO CAMPO Ao sair da estatal, foi trabalhar na recém-formada HRT, indo dois meses depois para a OGX, onde ficou quatro anos e meio e quatro anos. “Não tive dificuldade em me

adaptar aos procedimentos da OGX. Tudo era dinâmico e as decisões eram tomadas quase que imediatamente, diferente do que eu vivenciara antes”, diz a geóloga.

Segundo Dolores, foi um período rico, alegre. ´”Éramos uma pequena colônia com excelentes técnicos oriundos da Petrobras.

Quando o castelo começou a ruir, um sentimento frustrante acompanhou toda a equipe. Era o fim de um sonho. O que aconteceu?

A história dirá. Tenho somente um sentimento: a derrocada não foi provocada pela área técnica!”, sublinha.

Foi na Enauta, onde ingressou em novembro de 2014 como Geóloga Master, e hoje é Coordenadora de Exploração, que voltou a ter contato com os ‘microbialitos’, após as descobertas em Carcará (hoje campo de Bacalhau, operado pela Equinor), no bloco BM-S-8,no qual a empresa tinha participação.

“Foi nela que me reencontrei novamente como geóloga. Depois de quase dez anos na área gerencial, voltei a ativa, exclusivamente como técnica”, diz rindo, afirmando que o estudo dos ‘microbialitos’ da área de Carcará foi um prêmio. “Me apaixonei pelo que vi e transformei a área em minha ‘queridinha’. Geólogo tem um fascínio profundo pela geologia, o que o torna um eterno apaixonado”, comenta.

Por isso sofreu quando, após uma sabatina de conhecimentos, ficou sabendo da venda da participação da Enauta na área para os próprios sabatinadores, um dia depois de tudo sacramentado.

“Fiquei no vazio!!! Aí, pensei na máxima: Business is business. Na vida, os desafios e novas paixões aparecem”, complementa sorrindo.

Membro de diversas organizações – Associação de Geólogos de Petróleo do Rio de Janeiro, Sociedade Brasileira de Geologia, American

Association of Petroleum Geologist, Society of Petroleum Engineer, Society of Sedimentary Geologye International Association of Sedimentologists, Dolores sempre buscou compartilhar o conhecimento adquirido.

Mestre em Geologia pela UFRJ (2003), desenvolveu atividades docentes na UFRJ, UERJ, UnB, UNICAMP, Universidade Petrobras, entre outras instituições (com mais de 50 cursos). E reconhece que muita coisa mudou desde que estava do ‘outro lado’ da sala de aula, como aluna?

“Novos conceitos e teorias, novas descobertas, a busca de informação e habilidades compõem um novo cenário geológico desde que me formei em 1976”, observa. “A informação fácil, com traduções de qualidade duvidosa nos aplicativos de busca na internet, tirou dos novos geólogos a busca de livros de qualidade didática. A geologia é uma ciência dinâmica e é similar a medicina, carece de muita maturidade técnica e experiências para uma tomada de decisão”, pondera.

Por isso mesmo, considera que o caminho a percorrer pelos novos geólogos parece árduo por um lado, em função da busca do conhecimento interpretativo, e mais fácil, por outro, devido à disponibilidade de software para processar diversas informações.

“O mercado de trabalho continua sendo o grande atrativo para a formação de novos geólogos. As necessidades do mercado são cíclicas e as demandas nem sempre superam as necessidades”, avalia.

Segundo ela, além da ciclicidade interna, os órgãos públicos tampouco têm política de retenção de empregos no Brasil.

“A entrada das grandes operadoras de petróleo, salvo raras exceções, não fomentou uma contratação significativa dos geólogos locais, arrastando esse contingente excedente para os cursos de pós-graduação e para projetos das universidades, subsidiados por fatia dos royalties do petróleo. Na área da mineração a política é pior ”, analisa. “A minha atividade docen-

te, em universidades, é voltada para cursos de pós-graduação ou para grupos experientes da indústria”.

Quando pergunto se é verdade que ‘geólogo é aquele que gosta de carregar pedras até mesmo quando está de férias, por isso não tem trabalho leve’, ela ri e garante que é a pura verdade. “O geólogo passa parte do seu tempo matutando soluções para seu trabalho.

Em viagem de férias com a família, para ao ver afloramentos na estrada, coleta amostras de rocha e se estiver acompanhado de outro geólogo, fortes discursões vão ocorrer ”, afirma.

Experiência própria. “Meu marido era geólogo e em nossas viagens parávamos nos afloramentos. Se não chegássemos a um consenso na interpretação, disputávamos garrafas de vinho”, conta Dolores, para concluir: “não me vejo sem a geologia e enquanto me for permitido, pretendo continuar na ativa...A geologia é uma cachaça...e se misturada com a famosa aguardente, vira paixão”, complementa rindo.

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offshore

Capacidade de intervenção em poços submarinos no Brasil

S

Rafael Augustinis Purificação é membro da diretoria do SPE Brasil, onde ocupa a cadeira de secretário em Educação Continuada. Graduado em Engenharia Mecânica, com mestrado em Engenharia Industrial e MBA em Gerenciamento de Projetos de Óleo e Gás. Iniciou sua carreira em 1998 na CBV (atualmente TechnipFMC), atuando depois em outras grandes companhias de serviço, como Aker Solutions e Oceaneering, na qual trabalhou em diversos projetos no Brasil e no exterior (EUA, Noruega e Angola), em diversas atividades de projeto onshore e offshore (fabricação, construção, comissionamento, intervenção, abandono). Em operadoras, trabalhou durante três anos na Total Nigéria e está há 10 anos na Shell Brasil, na qual atualmente trabalha no setor de poços.

O artigo contou com a colaboração de Júlia Vieira dos Santos, BsC em Engenharia Química.

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ão vários os desafios enfrentados pelas operadoras internacionais (IOC1) e as operadoras independentes nacionais (LOC2) em suas operações no mercado local (Brasil). Ao olharmos para as manutenções dos poços e garantia de produção, destacam-se muitas dificuldades relacionadas à capacidade e prontidão para a realização de intervenções nos poços submarinos.

Antes de nos aprofundarmos, precisamos contextualizar o mercado de óleo e gás no Brasil, para entender como ele se encontra hoje em dia.

• O primeiro poço perfurado no Brasil foi em 1897, no interior de SP; • Na década de 30, ocorreu a nacionalização dos recursos do subsolo nacional; • Em 1953, é criada a Petrobras, por meio de decreto do presidente Getúlio Vargas. A empresa passou, portanto, a deter o monopólio da atividade petrolífera no Brasil; • No fim da década de 60, a Petrobras passou a desenvolver um projeto de extração em águas profundas; • Em 1997, ocorre a flexibilização do monopólio estatal do petróleo Durante cerca de 40 anos, a cadeia de fornecedores e serviços para suportar atividades em poços submarinos atendeu exclusivamente à Petrobras e a maioria, senão todos, dos investimentos na infraestrutura local era motivada por esta mesma demanda. Se por um lado isso garantia uma certa segurança para as empresas fornecedoras de bens e serviço, por outro, perdia-se competitividade, considerando que esta cadeia era severamente afetada com as variações da demanda.

PRONTA DISPONIBILIDADE Neste contexto é preciso entender o que significa ter a capacidade e prontidão para realização de intervenções em poços submarinos e porque ela é importante. A necessidade de se intervir em poços pode ser motivada por: • respostas à emergência, quando um poço tem sua integridade afetada; • melhoria ou restauração da produção/injeção; • abandono do poço, na última fase de seu ciclo de vida.

A legislação atual também determina que um operador deve ter um plano de resposta à emergência para eventos de perda de controle 1 International Oil Companies 2 Local Oil Companies

de poço. Ter prontidão para uma intervenção significa: • Ter um plano e procedimentos desenvolvidos; • Ter uma estratégia de contratos; • Ter equipamentos disponíveis na região (Brasil), tais como: Sonda; Fluidos; Plugs de fundo; Ferramentas downhole3(slick line4 , wire line5 e coil tubing6); Mão-de-obra qualificada; Sistemas de acesso ao poço submarino.

Atualmente, todos os items citados acima têm uma boa oferta no mercado local, sendo a maioria disponível no sistema de aluguel a base de callout7. Temos empresas de perfuração mantendo suas unidades no Brasil, mesmo que sem contratos, por um razoável período. Grandes empresas de serviço mantêm seus equipamentos de wire line, slick line e coil tubing no país, com bases bem projetadas

em Macaé (RJ), na qual também há disponibilidade de equipamentos de well test8, entre outros.

Entretanto, há uma exceção dos sistemas de acesso ao poço.

Hoje em dia, observamos que não há disponibilidade imediata deste tipo de equipamento, sendo que as empresas de serviço detêm kits para aluguel fora do país, geralmente em hubs no Golfo do México e/ou Mar do Norte.

Os sistemas de acesso ao poço possibilitam que sejam introduzidos ferramentas e fluidos dentro da tubulação, permitindo diversas atividades de manutenção e/ ou reparo. Estes sistemas podem ser riser based9 ou riserless10.

Esta falta de pronta disponibilidade no mercado local deste tipo de equipamento acaba tendo um impacto direto nas operações de intervenção em poços submarinos

para melhoria de produção. Muitas operações deste tipo são inibidas devido aos altos custos de mobilização, que muitas vezes, quando combinados aos riscos já inerentes ao serviço em poços submarinos, tornam a operação inviável.

CAPACIDADE DE RESPOSTA Outro aspecto extremamente relevante é a capacidade de resposta rápida a incidentes no poço que acarretam perda de integridade, demandando intervenção imediata para restauração de suas barreiras. Note que durante a perfuração de poços, planos de emergência são bem claros e equipamentos estão disponíveis na região para mitigar quaisquer eventos de emergência. Destaco o consórcio de operadoras que juntamente mantém pronto o sistema de Capping Stack11 ,

3 Região dentro das tubulações do poço de petróleo, abaixo da Cabeça de Poço.

4 Arame utilizado em operações nas quais acesso de determinadas ferramentas dentro do poço é necessário.

5 Cabo de aço com condutor elétrico utilizado para operações nas quais acesso de determinadas ferramentas dentro do poço é necessário.

6 Também conhecido no Brasil como Flextubo. É um tubo utilizado para operações nas quais acesso de determinadas ferramentas dentro do poço é necessário.

7 Modalidade de contrato na qual o serviço é pago somente na utilização, geralmente não aplicando-se taxas de disponibilidade.

8 Equipamentos utilizados durante o teste de poço, análogos á uma pequena planta de produção.

9 Sistema no qual utiliza-se uma coluna de riser conectando a sonda ao equipamento de controle de poço, na cabeça de poço.

10 Sistema no qual não há uma coluna de riser conectando a sonda ao equipamento de controle de poço, na cabeça de poço.

11 É um grande dispositivo de fechamento de poço, que conecta-se geralmente no topo do BOP. TN Petróleo 134 37

offshore

para resposta imediata a grandes eventos de emergência quando há perda de controle do BOP12 e BlowOut13.

Se existe uma mobilização conjunta entre operadoras concorrentes (e parceiras) para respostas à emergências durante a perfuração do poço, por que não ter esta mesma filosofia aplicada à equipamentos de emergência que são utilizados em poços já completados? Existem muito mais poços completados do que em fase de perfuração, o que quantitativamente significa maior probabilidade de eventos nesses poços.

Algumas das soluções utilizadas por operadoras para os equipamentos de intervenção de poços são: • Ter seu próprio sistema, comprando de um OEM14 especializado e realizando manutenções e (re)certificações regulares para garantir sua prontidão; • Celebrar contratos de disponibilidade, quando é paga uma taxa mensal para garantir exclusividade e disponibilidade do sistema.

Apesar de ambas modalidades citadas acima resolverem a questão da disponibilidade e

prontidão dos equipamentos em casos de emergência, elas possuem aspectos negativos que impactam no negócio da operadora, tais como: • Não é o foco da operadora possuir este tipo de equipamento.

Energia e recursos que poderiam ser canalizados na atividade principal (produção de óleo) são desviados; • Quando a operadora possui o equipamento, as empresas de serviço contratadas para realização das manutenções e (re) certificações tendem a ser extremamente conservadoras, pois há uma forte motivação comercial, tendo em vista que quanto mais atividades, mais caro fica o serviço; • Contratos de disponibilidade exigem o custeio de equipamentos que podem nunca ser utilizados.

As operadoras podem ficar esperando uma iniciativa das empresas de serviço em disponibilizar equipamentos de acesso a poços no Brasil, tornando este mercado mais competitivo e potencialmente atendendo uma demanda reprimida, ou adotar um processo de compartilhamento de ferramentas similar ao que é feito

para os sistemas de emergência aplicáveis à perfuração.

Essa modalidade de serviço seria uma alternativa também atrativa para empresas de serviço, pois como diz o ditado popular: “mais vale um pássaro na mão do que dois voando”. Apesar de existir um potencial de vender e/ou locar equipamentos para cada operadora isso dificilmente se realiza, pois a maioria das IOCs e LOCs tem um número de operações mais modesto em relação a Petrobras.

Para que essa estratégia tenha sucesso, é necessário maior colaboração entre as operadoras para definição de requisitos técnicos, número de sistemas, termos de uso etc. É possível até ir mais à frente: por que não padronizar interfaces nos equipamentos submarinos para os próximos desenvolvimentos? Economia de mercado é uma tendência mundial e parece não ter mais volta.

Existem grandes oportunidade a serem exploradas no mercado nacional que podem ser viabilizadas em ações coordenadas entre operadoras e empresas de serviço, fomentando a indústria local, fortalecendo o mercado nacional e gerando mais empregos e oportunidades.

12 M BlowOut Preventer – equipamento utilizado para controle de poço, durante operações de perfuração.

13 Evento no qual fluidos do poço jorram para o ambiente de forma descontrolada.

14 Original Equipment Manufacturer – fabricante do equipamento

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cenário

Tendências para a indústria de petróleo e gás em 2021

O

futuro da indústria de petróleo e gás mudou.

Por vários anos, a história foi de crescimento em produção com foco em abastecer os mercados e alimentar a competição dos países e empresas privadas para acesso às reservas. Hoje, em diversas partes do mundo, as novas tecnologias estão proporcionando oportunidades para se explorar as formas de energia "não convencionais" que trazem certas vantagens, principalmente em relação ao meio ambiente.

Mas independentemente do rumo que essas mudanças tomam, este é um mercado que vai continuar sendo de extrema importância para a economia dos países. Segundo dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em 2020 foram extraídos 3,74 milhões de barris de óleo equivalente por dia. Esse volume é 52,71% maior do que o registrado há uma década, em 2010.

O mercado segurador é um pilar crítico de apoio para a indústria de óleo e gás. Sem sua cobertura, a maioria das novas plataformas de petróleo ou oleodutos poderia nem estar atuando mais. No último estudo Energy Market Review (EMR) 2020, da Willis Towers Watson, abordamos os desafios da indústria de Petróleo e Gás frente à COVID-19, e apresentamos previsões de como as condições de mercado podem se desenvolver em 2021.

A pandemia chegou em um período no qual a indústria de petróleo e gás se recuperava de uma guerra mundial de preços do petróleo. Isso contribuiu para um contínuo endurecimento das taxas e dos termos e condições que já vinha sendo percebido nos últimos anos. Ou seja, há cada vez menos capital disposto a investir em seguros e algumas carteiras também não estão dando resultado necessário.

Dentro das frentes que atuamos, o estudo EMR mostra que no Upstream, (atividades de exploração, perfuração e produção) o setor segue lucrativo, porém com a dinâmica de endurecimento levemente acelerada. No Downstream (transporte, distribuição e comercialização dos derivados do petróleo) o mercado apresenta sinais de recuperação, à medida que o portfólio retorna ao positivo. Já em Liability & Casualty (responsabilidade civil), o cenário segue pessimista para os compradores, pois as seguradoras continuam sofrendo perdas.

Como consequência deste cenário, percebemos que a capacidade disponível está mais restritiva nos riscos que as seguradoras vão aceitar. Isso reflete em aumento de prêmio, diminuição de coberturas disponíveis no mercado, aumento de franquias e eventualmente outros riscos que não são colocáveis.

De uma forma geral, aqui no Brasil esse endurecimento não foi tão rápido como está sendo

lá fora. Mas a maior parte das seguradoras já busca fazer uma subscrição centralizada, ou seja, subscritores locais estão se alinhando com estratégias internacionais. Com isso, a tendência é que as taxas estejam mais padronizadas mundialmente.

E por falar em tendência, há também a questão de um foco mais nítido nas ameaças ambientais nos próximos dez anos e os líderes do setor de energia estão atentos a isso. A indústria de seguros tem um papel importante para trazer evidências no processo de tomada de decisão sobre projetos e operações com alto teor de carbono, além de auxiliar as empresas a seguirem a direção certa.

Uma recuperação contínua na demanda global de petróleo e gás depende, em parte, do gerenciamento eficaz da pandemia em todo o mundo. Apesar deste processo de endurecimento que acompanhamos, acredito que neste ano a maioria das empresas será capaz de garantir a cobertura necessária para proteger seus ativos de maneira sustentável.

James Hodge, Head de Energy da Willis Towers Watson

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comunicação corporativa

A era do conhecimento flexível que ocupa menos espaço ainda chegou

A

André Luiz Barros é jornaliste e há 12 anos trabalha com comunicação corporativa e atualmente acumula o cargo de gerente de Comunicação da Ocyan.

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universidade foi para mim um lugar de encontros, a maior parte deles, por meio do conhecimento. Minha melhor amiga hoje em dia, por exemplo, saiu de lá. Outro encontro marcante, este 100% via páginas de livros, foi com o filósofo polonês Zygmunt Bauman e seu conceito de liquidez. Utilizei a teoria dele para nortear todos meus estudos acadêmicos desde então, inclusive para estudar o funk carioca, um dos meus objetos de pesquisa diria que até hoje. Hoje irei falar sobre conhecimento líquido e lifelong learning – a era do aprendizado customizável e flexível que acontece no decorrer de toda a vida chegou e encontram nas lives o ambiente propício para sua propagação.

Para Bauman, a solidez das coisas e das relações poderiam ser interpretadas como uma ameaça. Isso por um motivo simples, qualquer comprometimento maior de longo prazo em qualquer que seja a esfera limitaria a liberdade de possibilidades. Imagina, vejam só, em pleno 2021 termos que escolher nossa carreira aos 18/20 anos, ou até antes, se técnica ou via graduação, no campo ou na cidade grande, numa empresa ou no próprio negócio, e mais, que esta decisão norteasse toda a trajetória profissional de uma vida para sempre. O tempo é outro, as ideias mudam e tudo envelhece mais rápido – há um turbilhão de oportunidades que podem surgir e que sequer conhecemos ainda. Deixar certas coisas de lado, como se fossem descartáveis, é o “the new black”.

O que é fixo é démodé. O flexível é o que atrai.

E se quase tudo pode ser descartado neste novo mundo, por que cargas d´água este comportamento seria diferente com o conhecimento? Em um mundo semi-pós-Covid lotado de lives, em que o formato EAD ganhou força e a educação e trabalhos remotos se fizeram reais imperativamente, o aprendizado imediato e o resumo de tudo que é útil em meetings de uma hora se transformaram em um universo paralelo de diplomas e conclusões de curso em formatos de posts no LinkedIn. Se a apreensão de conhecimento já se encontrava em crise antes de 2020 especialmente por conta das novas tecnologias, o cenário Covid-19 tirou este esquema do eixo de vez. Como as instituições, sejam escolas, sejam empresas, tratarão a educação coletiva, em especial para aquisição de pequenos conhecimentos via workshops e treinamentos a partir de agora? Serão os estudos menos aprofundados e mais voltados para a prática? Parece que em determinada medida o forçoso aprendizado a curtíssimo prazo para nossa adaptação ao mundo do Coronavírus poderá se impor como novo ritmo corriqueiro de aquisição de conhecimento. Mas que risco isso teria em um universo de tanta in-

formação equivocada? Se o tempo era por si só o grande consolidador do conhecimento formal, passado de professores para alunos, como a informação nova, sobre o que é novo, sobreviveria tendo que ser confirmada e ratificada em tão pouco tempo, mesmo que por especialistas? Estamos experimentando isso solenemente com as vacinas no momento e não tem sido algo fácil.

O que aprendemos na escola durante a vida correspondiam a dados confirmados no decorrer da história e presumiam a existência de um mundo de longo prazo, no formato presencial, cujas informações eram passadas formalmente de mestres para aprendizes, em um quadro branco, registros literários, audiovisuais e digitais. Mas como fica a memória? Se vivemos em uma sociedade líquida de descarte permanente com foco no hoje e agora ‘por que memorizar?’ parece ser o melhor questionamento.

Se conhecimento não ocupava espaço, agora ele ocupa menos espaço ainda, basicamente porque ele não necessariamente precisa ser armazenado (não que não devesse).

Diante de tantas perguntas, um comportamento já se prevalece. Parece não fazer mais sentido acumular conhecimento e repassá-lo adiante. Hoje se aprende algo que se vai aplicar nesta semana; semana que vem já se faz a matrícula em um curso para aprimorar-se noutro assunto de interesse para agenda do dia e assim sucessivamente.

No contexto geral, de 2020 para cá, muita informação precisou ser mantida em destaque: uso de máscaras; reforço para o isolamento social; regras para o regime flexível de trabalho; como usar o Microsoft Teams e o Zoom, e por aí vai. A informação é passada, mas neste caso específico precisou ser mantida por um tempo maior do que o prazo de sobrevivência do Coronavírus e este foi um desafio e tanto. Até hoje, por exemplo, nos deparamos facilmente com matérias em jornais e revistas sobre por que usar álcool em gel e por que evitar aglomerações. Não porque a informação foi esquecida, mas porque simplesmente não foi guardada com atenção e cuidado.

Além de um desafio para a comunicação, que demandará

ondas maiores sobre assuntos de maior relevância, especialmente se encontrarem resistências negacionistas ou de fake news; a educação, por sua vez, também passa por uma mudança de mindset e ganha a forma do que se designou chamar de lifelong learning, cujo aprendizado tornou-se um processo e não mais uma ação propriamente dita.

Aprendemos o novo que me é útil no tempo que me será útil.

Não se faz mais sentido aprender para a vida toda.

As lives e webinars encontram aí seus apogeus. Momentos curtos de aprendizado; do lugar que melhor me convier e em alguns casos no momento que me for mais conveniente – que sonho!

O desafio é manter debates e conversas qualificadas e trocas sustentáveis, o que de fato, nem sempre acontece.

Para a comunicação, a métrica que valerá mais será o engajamento e não o alcance. A via é de mão dupla. Posso aprender e ensinar inclusive na mesma ocasião. Privilegia-se a experiência co-criada, oportuna e provocativa.

Para o sujeito social, por sua vez, o desafio é atualizar-se o tempo todo e para sempre. Já para as companhias, o lifelong learning pode representar uma mudança no perfil dos seus colaboradores – que se tornarão mais versáteis e adaptáveis na hora de desempenhar funções diferentes.

O ensino à distância não tem nada de novo; a concorrência pela atenção frente a larga oferta de informações e especialmente a utilização desse tempo de educação virtualizada com conteúdo de interesse imediato é o que definirão se determinada abordagem será apreendida e colocada em prática ou não. Estamos todos em um teste.

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opinião

De Heloisa Borges Esteves - Diretora de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis da Empresa de Pesquisa Energética (EPE)

Nosso tempo acabou, o tempo é agora

P

arafraseando Sua Majestade Rainha Elizabeth II, 2020 não é um ano em que a indústria do petróleo (ou o mundo em geral) olhará para trás com puro prazer. Nas palavras da Rainha, pode-se considerar nosso annus horribilis.

Muito foi dito (e escrito) sobre 2020. Portanto, não irei explorá-lo mais. Como uma otimista incansável e incorrigível, acredito que nosso principal desafio é agora transformar os próximos anos em nossos "annus mirabilis" (ou o mais próximo possível).

A boa notícia é que, apesar dos efeitos da pandemia da Covid-19 no setor energético e na economia em geral, o governo brasileiro continua a todo vapor nas reformas estruturantes no setor de petróleo e gás. Nos últimos anos, o Brasil conseguiu aproveitar grandes oportunidades para atrair investimentos. Ajustamos nossa política de Conteúdo Local, retomamos os leilões de blocos exploratórios e regulamentamos mecanismos como o empréstimo baseado em reservas. Além disso, o país criou um mecanismo engenhoso e inovador para oferecer leilões de contratos de concessão de E&P (a Oferta Permanente) e o programa de venda de ativos da Petrobras criou oportunidades para novos participantes em ativos de E&P, refinarias, usinas termelétricas, fertilizantes e ativos de gás.

O país identificou as ações necessárias para eliminar as restrições regulatórias e estimular a concorrência nos setores de abastecimento, distribuição e revenda de derivados de petróleo, gás de cozinha e gás natural. Fizemos progressos na introdução da concorrência e transparência de preços. O Novo Mercado de Gás está avançando rapidamente e já é uma realidade. Programas importantes como Reate2020 e a iniciativa Abastece Brasil foram entregues e geraram seus primeiros resultados. O RenovaBio foi implantado, regulamentado e está a pleno vapor. O Reate2020 está em uma nova fase e o Ministério de Minas e Energia acaba de lançar o Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos - PROMAR, que tem como principal objetivo é criar condições para a revitalização de campos offshore maduros.

Essa é a boa notícia: muito foi feito. A não tão boa notícia é que ainda há muito a ser feito. E a pandemia Covid-19 destacou esse senso de urgência, a necessidade de irmos ainda mais longe, e mais rápido.

Quando olhamos para o quadro geral, temos uma miríade de desafios pela frente, a maioria deles consolidados

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no Plano Nacional de Energia 2050, aprovado em sua versão final em dezembro de 2020.

Embora os sistemas de energia estejam em transformação, o petróleo continua sendo uma fonte indispensável no Brasil e no mundo. Porém, apenas oportunidades competitivas prosperarão e com isso precisamos desbloquear nossas novas fronteiras exploratórias, maximizar a recuperação de nossas reservas de hidrocarbonetos, acelerar o desenvolvimento da indústria do gás natural e fazer tudo isso enquanto avançamos para um futuro descarbonizado. O Brasil está ciente deste desafio, e vem desenhando mecanismos para enfrentá-lo.

No Brasil e no mundo, o impacto econômico das medidas de mitigação aos efeitos econômicos da pandemia e o avanço das taxas de vacinação da Covid-19 devem, no curto e médio prazo, gerar oportunidades de investimento à medida que a receita líquida da sociedade e os gastos do governo crescerem. A recuperação econômica, no curto prazo, provavelmente se tornará intensiva em energia, aumentando a demanda por petróleo muito antes desta começar a cair. Considerando as expectativas de recuperação gradual da demanda global por petróleo em 2021, os preços do Brent atingiram em janeiro os maiores valores desde fevereiro de 2020.

E para responder à pergunta que propus no início deste artigo, como transformar 2021 em nosso "annus mirabilis"? Nós aceleramos. A indústria de óleo e gás é global, acostumada a enfrentar ambientes desafiadores e lidar com riscos. Mas, para se manter atraente, o Brasil deve investir na superação das inúmeras ineficiências que ainda persistem. Precisamos rapidamente concluir as reformas estruturantes no setor energético, já identificadas nas prioridades enviadas pelo Executivo Federal ao Congresso Nacional. Como um colega disse recentemente: a estabilidade regulatória é importante, a melhoria no processo regulatório é importante, mas o mais importante é não perder a oportunidade de fazer a coisa certa, no momento certo. E nossa hora é agora

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