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A PAIXÃO ESTÁ NO DNA

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Perfil profissional de Anna Paula Lougon:

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Indústria de petróleo está mais atenta à proteção do seu negócio

ISSN 1415-8892

Opinião de Narely Nicolau é head de Energy da Austral Seguradora

2 em 1: a conexão inteligente da PetroRio

A TECNOLOGIA CONDUZ O JOGO DA SORTE Especial campo de Búzios

ENTREVISTA ESPECIAL Nicole Mattar, CEO do Estaleiro Atlântico Sul (EAS) ARTIGOS

UMA DOCA DE RESILIÊNCIA

I PRÊMIO CARO, por Anabal Santos Jr. e Kelly Angelim; Ensaios sobre regulação para o segmento onshore, por Marcelo Mafra Borges de Macedo e Roberto de Castro Rebello; Adequação alíquota de royalties para campos terrestres maduros e marginais, por Alberto Rodamilans Freire de Carvalho e Raquel Gregorio; A contribuição social e econômica dos pequenos e médios produtores: reinterpretando a regulação do onshore, por Erick Diniz, Carla Marshall e Larissa Dantas; P,D&I para Todos, por Alexandre Scheman Rocha, Frederico Barbosa e Glauco Abreu

nossas redes sociais

sumário

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edição nº 136 • 2021

Entrevista exclusiva

Nicole Mattar, CEO do Estaleiro Atlântico Sul (EAS)

UMA DOCA DE RESILIÊNCIA

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Especial campo de Búzios

A TECNOLOGIA CONDUZ O JOGO DA SORTE

23 2 em 1: a conexão inteligente da PetroRio

26

Perfil profissional de Anna Paula Lougon

A PAIXÃO ESTÁ NO DNA

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Artigo Técnico

CONSELHO EDITORIAL

I PRÊMIO CARO

Affonso Vianna Junior 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 Narely Nicolau

Luiz B. Rêgo

Indústria de petróleo está mais atenta à proteção do seu negócio

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

artigos 54 I PRÊMIO CARO, por Anabal Santos Jr. e Kelly Angelim 38 Ensaios sobre regulação para o segmento onshore, por Marcelo Mafra Borges de Macedo e Roberto de Castro Rebello 42 Adequação alíquota de royalties para campos terrestres maduros e marginais, por Alberto Rodamilans Freire de Carvalho e Raquel Gregorio 46 A contribuição social e econômica dos pequenos e médios produtores: reinterpretando a regulaçãodo onshore, por Erick Diniz, Carla Marshall e Larissa Dantas 52 PD&I para Todos, por Alexandre Scheman Rocha, Frederico Barbosa

e Glauco Abreu

seções 4 editorial

26 perfil profissional

6 hot news

54 opinião

Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

Ano XXII • Número 136 • 2021 Foto: Agência Petrobras

editorial

A bonança pode advir de lições aprendidas na tempestade

É

em momentos críticos que devemos resgatar aquele sentimento náufrago, que insiste em resistir até nas piores situações: o otimismo. Não a tola sensação otimista de que tudo vai dar certo porque não tem como dar errado...até que a lei de Murphy mostra o erro.

Falo daquele otimismo que assoma quando estamos quase prestes a desistir e nos faz crer que realmente, depois da tempestade virá a bonança. É esse sentimento que devemos perseguir no atual cenário, ainda marcado pela pandemia de Covid-19, mas que sinaliza ventos mais amenos. E um mar de oportunidades. É o caso da OTC 2021, que depois 50 edições anuais ininterruptas, foi postergada mais de uma vez, para se realizar agora, em agosto, reunindo players globais, lideranças e profissionais da indústria offshore mundial. E, pela primeira vez, no formato híbrido (presencial e virtual).

A realização do maior evento mundial de tecnologia offshore tem um sabor especial para o Brasil por trazer em sua programação ‘nobre’ alguns dos grandes feitos da nossa indústria no desenvolvimento do pré-sal, como o projeto Búzios, que é o tema da nossa matéria de capa, resultado de uma entrevista exclusiva com Marcio Kahn, gerente executivo da Petrobras. Não só isso: as inovações utilizadas no desenvolvimento desse que é o maior campo offshore em águas profundas no mundo valeram à Petrobras o seu quarto prêmio OTC, espécie de Oscar da indústria petrolífera.

Outro gigante, o Estaleiro Atlântico Sul (EAS), também vem mostrando que além da inovação, superação é o nome do jogo do setor offshore. E que um dos segredos é a diversidade. “Não só de gênero, mas de idade, raça, formação. Assim criamos um time integrado, extremamente dedicado, caracterizado pela colaboração mútua e unido por sua paixão pela Companhia. A confiança deles é a minha grande motivação”, afirma a CEO Nicole Mattar, que está conduzindo o EAS para o porto seguro da recuperação, atenta a outros nichos do mercado, como o descomissionamento.

Confiança no seu time é o que também está levando a PetroRio a marcar tentos em plena pandemia: adquiriu o controle do campo de Tubarão Martelo em 2020, para realizar um tieback (interligação) com outro ativo, Polvo, criando o primeiro cluster de produção de campos maduros na bacia de Campos. A companhia independente brasileira pretende replicar em outros ativos essa solução, que gera sinergia e reduz custos, apresentando-se como mais uma alternativa para a revitalização de campos maduros...ainda mais quando o plano de desinvestimentos da Petrobras está atraindo mais e mais players para esse segmento.

Todos esses acontecimentos vêm sinalizando que será possível singrar esse mar de oportunidades se não perdermos de vistas as lições aprendidas nas crises vivenciadas nos últimos sete anos. Delas poderá advir a bonança que tanto almejamos. Portanto, velas ao mar, Benicio Biz, publisher amigos leitores! e diretor executivo

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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.

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hot news

OTC 2021

O reencontro da indústria mundial offshore A Offshore Technology Conference – OTC 2021 que começa no próximo dia 16 de agosto sinaliza que a indústria de óleo e gás quer recuperar o tempo perdido e retomar seus projetos

V

OTC ONLINE Uma das novidades do evento desse ano é o formato híbrido, que possibilitará a interação entre os profissionais do mundo inteiro e acesso ao que vem sendo feito de mais inovador nesse setor tanto presencial como virtual. Ou seja: quem não puder ir a Houston poderá ter acesso a toda a programação dos quatro dias da OTC 2021 pelo meio digital. É a OTC online, demonstrando que o uso intensivo de tecnologia é mesmo uma característica dessa 6

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Foto: TN Petróleo

inte e sete meses depois da histórica 50ª Offshore Technology Conference, em 2019, a indústria mundial volta a se reunir para debater os avanços e desafios, rumos e tendências desse setor, acostumada com cenários críticos, que deu uma demonstração de resiliência, sólida cultura de segurança e responsabilidade social durante a inesperada pandemia de Covid-19 que varreu o mundo (e continua a gerar ondas de casos).

Cerca de 2 mil expositores, entre players globais e empresas da cadeia produtiva, instituições setoriais, órgãos reguladores e entidades de fomento à indústria, confirmaram presença nesse que é o maior evento tecnológico offshore do mundo, que acontecerá nos dias 16 a 20 de agosto, no NRG Park (Reliant Park), em Houston (Texas), nos Estados Unidos. indústria. O evento virtual tornou ainda mais acessível a extensa programação técnica.

Pelo valor de US$ 280, o visitante virtual terá acesso às 46 sessões e 350 apresentações sobre tendências, desafios, tecnologias e inovações em aplicação nos mais distintos cenários da indústria offshore, que se desdobrou para manter a segurança e continuidade de suas operações durante a pandemia.

Há dois valores diferenciados de ingresso, visando incentivar

maior participação de profissionais e jovens talentos no evento: US$ 180 para os afiliados de uma das 13 entidades organizadoras da OTC (veja quem são clicando aqui https://www.otcnet.org/ organizations) e US$100 para os estudantes, que vão ser as futuras lideranças dessa indústria em transformação frente à necessidade de acelerarmos rumo a uma economia de baixo carbono.

Registre-se aqui https://2021.otcnet.org/register

Brasil continua sendo um dos destaques da OTC 2021

MAIS UMA VEZ O BRASIL tem uma participação de destaque na OTC, que vem consagrando a expertise brasileira em inúmeras distinções oferecidas tanto à profissionais do setor, como a companhias, como a Petrobras, que vai receber pela quarta vez o Distinguished Achievement Award for Companies (2020) pelas inovações implementadas no desenvolvimento de Búzios, no pré-sal da bacia de Campos. A distinção concedia em 2020 será entregue este ano na solenidade de gala realizada no dia 15 de agosto, uma verdadeira avant-première da OTC. Maior campo offshore do mundo em águas profundas com a previsão de produzir 2 milhões de barris por dia até o final dessa década, Búzios serão tema de uma robusta programação na sessão Buzios Project: A Brazilian Pre-Salt Super Giant, no primeiro dia do evento (16). Ao todo serão sete sessões poster apresentadas por profissionais da Petrobras e parceiros, incluindo o gerente executivo da Petrobras do ativo Búzios, Márcio Kahn, que está na matéria de capa dessa edição da TN Petróleo.

No dia 17, o painel The Brazilian Pre-Salt Development, traz como moderadores o presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás Natural (IBP), e Eberaldo Almeida, o diretor executivo de Exploração da instituição, de um debate que reunirá ainda os executivos das principais de oil companies como Equinor Brasil, Veronica Coelho; Exxon Mobil Brasil, Juan Lessmann; Shell Brasil,

Foto: TN Petróleo

Temas relacionadas à indústria brasileira de óleo e gás estão presente em sessões nos quatro dias da conferência

Andre Araujo; o diretor geral da Total Energies Brasil, Philippe Blanchard; o CEO da brasileira Enauta, Décio Oddone, o Brazil Country Manager da Chevron, Mariano Vela, e o Diretor Executivo de Desenvolvimento da Produção da Petrobras.

Nesse mesmo dia, na parte da tarde, na seção Around the World, o painel Opportunities in Brazil´s Energy Sector and the Role of Innovation and Digitalization in Securing Brazil’s Energy Future vai reunir Rodolfo Saboia, Diretor Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis (ANP), Nicolas Simone, diretor executivo de Transformação Digital e Inovação da Petrobras, representantes do departamento de Comércio dos Estados Unidos e das empresas Baker Hughes e da Chevron.

No dia 18, a Active Arena: Pathway for a Sustainable Offshore: Markets, Community, Stakeholders and Technology, vai contar com a participação de Aline Almeida, da PetroRio, ao lado de profissionais da American Bureau of Shipping (ABS), Tenaris, Talos Energy, NOV e do Bureau of Ocean Energy Management.

No dia seguinte (19), o painel Best Practices in Dealing with a Pandemic such as COVID-19 in the Offshore Industry terá a participação do diretor da ANP, Raphael Moura, que durante o primeiro ano de pandemia esteve à frente da Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente do órgão regulador.

Veja programação completa aqui https://2021.otcnet.org/technical-program-2021

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hot news

Ouro Negro e Superior Energy Services fazem parceria estratégica COMPLETAÇÃO totalmente elétrica de poços é a principal aposta das duas empresas, que somam expertises para fornecer soluções integradas nessa área A Ouro Negro e a Superior Energy Services anunciam parceira estratégica para prover soluções integradas na área de poços, principalmente em ambientes mais complexos, como o pré-sal e em águas ultraprofundas. Ao somar a expertise consolidada pela Superior Energy em meio século de atuação internacional e a capacidade de P&D e inovação da Ouro Negro, as duas parceiras pretendem disponibilizar um portfólio de soluções disruptivas de completação de poços totalmente elétrica para a as oil companies que atuam no Brasil e no exterior.

RETOMADA DA EXPLORAÇÃO As atividades de exploração devem retomar a curva ascendente, após o impacto nas atividades offshore decorrente da pandemia de Covid-19 em 2020, inclusive na perfuração de poços estabelecidos nos programa de atividades de exploração, e estipulados pelo Plano de Avaliação de Descobertas (PADs).

De acordo com a Superintendência de Exploração da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) existem 35 Plano de Avaliação de Descobertas (PADs) em andamento, dos quais 21 são no mar (9 dos quais nas bacias de Santos e Campos e 5 na de Sergipe). Estão suspensos 15 PADs e 11 se classificam como em postergação da declaração de comercialidade (81% no mar). Dos 29 poços exploratórios previstos para 2020, foram perfurados 16 (5 8

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no mar e 11 em terra). Até o final de 2021, segundo a ANP, estão previstos 38 poços, que somam R$5,3 bilhões em investimentos.

Já foram perfurados este ano oito poços exploratórios, 4 em terra e 4 em bacias marítimas – destes, 3 estão em atividade, sendo 2 na bacia de Campos e 1 na do Espírito Santo, operados por consórcios que abrangem Petrobras, ExxonMobil, Equinor e Total Energies, segundo dados da ANP. PARCERIA ESTRATÉGICA “A Ouro Negro tem reiterado a importância das parcerias para alavancar a PD&I, de forma a dar suporte à indústria de óleo e gás, principalmente nas atividades estratégicas como a da exploração e produção offshore (E&P), nas quais as companhias têm enfatizado a importância em acelerar algumas etapas, como a de perfuração e completação de poços.

Portanto, nada mais natural que fazer uma parceria que agregue valor e proporcione ainda mais agilidade, segurança e eficiência nessa atividade”, pontua o CEO da Ouro Negro, Eduardo Costa. “Temos um time altamente qualificado na área de engenharia de poços, quem vem gerando

soluções disruptivas, testadas e qualificadas em laboratórios e por clientes. Portanto, sabemos que somos um parceiro que vai sempre somar!”, conclui “A parceria tecnológica com a Ouro Negro é estratégica e um passo fundamental para o processo de evolução e digitalização de sistemas de completação de poços, além de atender à demanda do mercado por sistemas de completação digitalmente integrados e de alta confiabilidade”, afirma o Gerente Regional de Desenvolvimento de Negócios da Superior Energy Services, Frederico Carvalho.

Sobre as parceiras Ouro Negro – Empresa brasileira de inovação tecnológica com foco na indústria de óleo e gás, a Ouro Negro disponibiliza soluções de monitoramento da integridade de equipamentos e estruturas, sistemas integrados de completação inteligente de poços, engenharia submarina, soluções baseadas no uso de laser de alta potência, sistemas robóticos para inspeção e operação em poços e subsea e inteligência computacional para a gestão da integridade de ativos. www.ouronegro.com.br Superior Energy Services - A Superior Completion Services fornece soluções de sistemas completação para intelligent completion, sistemas de segurança de poço, controle de areia, estimulação, produção e completação de poços de injeção para maximizar a segurança, eficiência e lucratividade de cada poço.

Uso do hidrogênio como energia do futuro e as oportunidades para o Rio de Janeiro WEBSÉRIE ‘NOVAS ENERGIAS’, organizada pela Firjan, debaterá o cenário mundial do hidrogênio que prevê investimentos de US$ 500 bilhões até 2030. Projetos de Hidrogênio Verde no país já somam US$ 22 bilhões. Desenvolvimento dessa tecnologia apresenta oportunidades para o Brasil e para o Rio, em especial no Porto do Açu Aposta estratégica de diversas grandes empresas e de governos ao redor do mundo, o uso do hidrogênio (H2) como energia do futuro é tema de debate da websérie “Novas Energias”, promovida pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan) na terça-feira (3/8), às 10h. Usada atualmente em mais de 130 países já comprometidos com a meta de zerar as emissões de gases do efeito estufa, o H2 trará uma série de oportunidades para o estado do Rio de Janeiro, como por exemplo no Porto do Açu, em São João da Barra, Norte Fluminense, que já negocia a instalação de usinas no local.

Ao todo, projetos de Hidrogênio Ver-

WEBSÉRIE REÚNE EMPRESAS

de no Brasil já somam US$ 22 bilhões.

Outra vantagem do hidrogênio, além

Neste ano, seis memorandos foram assi-

da não emissão de gases de efeito es-

nados por multinacionais para instalação

tufa, está a alta densidade energética,

de usinas em três estados, incluindo o

que permite várias formas de uso e de

Rio de Janeiro. A expectativa é de que

armazenamento. Com isso, seu uso po-

em 30 anos, o Hidrogênio Verde (H2V)

derá transformar a dinâmica de mercados

possa representar até 20% da matriz ener-

estratégicos, não só o de energia elétrica

gética global.

como também o de transporte, já que a

Diante disso, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) introduziu

armazenagem é feita em cilindros semelhantes aos do GNV.

o H2 como um dos temas prioritários de

Este horizonte de oportunidades

pesquisa e desenvolvimento. Atualmente,

para o país e para o estado do Rio será

o Ministério de Minas e Energia trabalha

detalhado na segunda websérie “No-

nas diretrizes do Programa Nacional do

vas Energias”: “Rotas de Hidrogênio:

Hidrogênio.

energia do futuro e oportunidades para

O Hydrogen Council, iniciativa glo-

Com isso, abre-se a oportunidade

o Rio”. Participam do debate: Filipe

bal liderada por CEOs de 92 empresas

de expandir e integrar a produção des-

Segantine, gerente de Desenvolvimen-

líderes em energia, estima que o inves-

se combustível às energias solar, eólica

to de Negócios Sustentáveis do Porto

timento total em produção de hidrogê-

offshore e ao mercado de petróleo e gás,

do Açu; Ansgar Pinkowski, gerente de

nio até 2030 será de US$ 500 bilhões,

principalmente por meio do uso de pla-

Inovação e Sustentabilidade da Câmara

correspondendo a 11 milhões de tonela-

taformas antigas, como é o caso da Bacia

de Comércio e Indústria Brasil-Alema-

das em todo o mundo. Além de ser uma

de Campos. Motivo pelo qual o Porto

nha; e Luciano Basto Oliveira, consultor

fonte limpa de energia, o H2 pode gerar

do Açu é alvo de estudos da australiana

técnico da EPE. Os mediadores serão

produção de Hidrogênio Verde, oriundo

Fortescue, uma das maiores produtoras

Fernando Montera, coordenador de Re-

de fontes renováveis eólica e solar; e de

de minério de ferro do mundo, para ins-

lacionamento Petróleo, Gás e Naval da

Hidrogênio Azul, fabricado com captura

talação de uma unidade com capacidade

federação, e Giorgio Rossi, coordenador

de carbono (CCUS) e gás natural.

de 300 megawatts.

da Firjan Internacional.

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indicadores tn entrevista exclusiva

Uma doca de resiliência Diversidade – em todos os sentidos -, ambiente colaborativo e proatividade, aliadas à capacitação do capital humano e paixão pela empresa, formam os ‘cais’ do porto seguro do Estaleiro Atlântico Sul S/A, em Ipojuca(PE). “No EAS sempre prezamos pela diversidade, não só de gênero, mas de idade, raça, formação.

E assim criamos um time integrado, extremamente dedicado, caracterizado pela colaboração mútua e unido por sua paixão pela Companhia. A confiança deles é a minha grande motivação”, destaca Nicole Mattar Haddad Terpins, que assumiu o comando do maior estaleiro da América do Sul em agosto de 2019, dois meses após a entrega da última encomenda, quando ficou sem atividades.

Advogada, Master em Direito Comercial e com expertise na área empresarial, operações de fusões e aquisições (inclusive no âmbito internacional), especialista em negociação (pela Harvard Institute of Negotiation) e planejamento estratégico – talentos reconhecido pelo Latin American Counsel Awards 2016 - Best corporate counsel, concedido anualmente pela Association of Corporate Counsel (ACC), entidade com mais de 40 mil membros em 85 países –, Nicole deixou claro que não ia deixar o ‘barco à deriva’.

Seis meses depois de assumir, teve o pedido de recuperação judicial (02/2020) acatado pela Justiça de Pernambuco, que suspendeu as ações e execuções movidas por credores contra o estaleiro, dando o fôlego necessário para a companhia avançar. Com a dívida reestruturada (com o plano de recuperação homologado em junho desse ano), promoveu a retomada das atividades com o ingresso do EAS no mercado de reparo (10/2020), cumprindo com êxito os novos contratos. E segue prospectando novas oportunidades no mercado, como o seguimento offshore e de descomissionamento. Sem poder falar de contratos em negociação, ela afirma que está entusiasmada com o que há ainda a fazer, apostando em seu time.

Por Beatriz Cardoso

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Entrevista Nicole Mattar, CEO do Estaleiro Atlântico Sul (EAS)

Fotos: Studio Lumix

2020 (em plena pandemia). É o EAS voltando a quebrar paradigmas!

“Hoje, olhando para trás, vejo que as características que de início foram alvo de questionamentos têm sido essenciais para atingirmos nossos resultados”, diz a CEO do EAS nessa entrevista exclusiva à TN Petróleo.

Há boas perspectiva para o estaleiro, instalado no Complexo Industrial e Portuário de Suape, que vai comple-

tar 16 anos (em novembro) e tem a expectativa de encerrar o ano com um desempenho positivo, continuando assim a contribuir para que Pernambuco, segundo a pesquisa mensal do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), continue a registrar as maiores altas de produção industrial do país desde

TN Petróleo – Você está completando dois anos como CEO do EAS, empresa na qual está desde 2014, com várias conquistas na sua gestão.

Qual o balanço que você faz desse período?

Nicole Mattar – Foi um período de muitos desafios, mas extremamente gratificante. Muito aprendizado e muitas realizações. Ainda há muito o que fazer, mas estou muito satisfeita com o que alcançamos até aqui. Reestruturamos nossa dívida, entramos em um novo nicho de negócio, voltamos a operar e desenvolvemos novas oportunidades para nossos ativos. E tudo isso no contexto de uma recuperação judicial, o que certamente traz um nível maior de dificuldade. O que foi superado com muita dedicação e trabalho em TN Petróleo 136 11

indicadores tn entrevista exclusiva

equipe, adotando uma atitude honesta, transparente e proativa, que nos rendeu credibilidade junto aos nossos credores, clientes e colaboradores. E, claro, muita fé, pois sem Deus, nada disso seria possível. Em resumo, faço um balanço bastante positivo, mas com maior entusiasmo em relação ao que ainda temos a fazer.

Mulher, sem formação em área de exatas (como Engenharia), de alguma forma, teve algum impacto na sua interação com clientes, fornecedores e até os próprios colaboradores? Como vc vê essa conquista de gênero e que reforça a diversidade?

De início, senti sim um certo impacto. Na verdade, um certo ceticismo quanto a possibilidade de o estaleiro retomar suas atividades, ademais sob a liderança de uma mulher. Mas nunca deixei isso me abater. Como costumo dizer aos meus filhos, não controlamos as ações dos outros, mas sim a nossa reação em relação a tais ações. Meu propósito sempre falou mais alto do que minhas frustrações. E uma atitude humilde me ajudou a atrair as pessoas com habilidades complementares a minha.

Temos um time fantástico: a confiança deles é a minha grande motivação.

Hoje, olhando para trás, vejo que as características que de início foram alvo de questionamentos têm sido essenciais para atingirmos nossos resultados. No EAS sempre prezamos pela diversidade, não só de gênero, mas de idade, raça, formação. E assim criamos um time integrado, extremamente dedicado, caracterizado pela colaboração mútua, e unido por sua paixão pela Companhia.

A advogada CEO do maior estaleiro da América do Sul... Sua formação como advogada e experiências adquiridas em mais de dez anos de atuação, inclusive em negociações internacionais e reestruturação de empresas, pesou na sua gestão e na 12

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reestruturação da dívida e no processo de retomada da EAS? Certamente, e positivamente. Somos uma construção de nossas experiências, aprendemos a cada dia, com cada pessoa, cada situação pela qual passamos. Tive a chance de participar de grandes negociações, conheci pessoas admiráveis atuando na área de M&A (Merger & Aquisitions), dentro e fora do mundo jurídico, e sempre procurei extrair ao máximo de todas essas oportunidades. Minha formação, bem como minha experiência como advogada, me ajudou a criar um ambiente seguro para perseguirmos nossos objetivos. E as habilidades que eu não detinha, eu procurei junto a pessoas extremamente competentes, que trouxe para o time. Ademais, acredito que visão estratégica e habilidade de lidar com pessoas é algo que você desenvolve muito mais através de suas experiências e observações do que de sua formação.

A alienação de ativos está prevista no plano de recuperação. Vocês já definiram quais ativos pretendem se desfazer?

Nosso plano de recuperação (PRJ) foi homologado e agora estamos em fase de cumprimento do mesmo. A retomada da operação foi o início. Agora estamos focados em aumentar a geração de caixa, a partir do crescimento do volume de negócios e da alienação de ativos. Estamos trabalhando junto a interessados, avaliando as melhores oportunidades para determinados ativos que podem ser vendidos.

Quais os principais contratos captados desde a aprovação do plano e que são estratégicos para avançar com a retomada do EAS? Desde outubro do ano passado, quando iniciamos nossas atividades de reparo, completamos oito (8) projetos, entre docagens e reparos emergenciais. Os projetos de reparo são projetos de curtíssimo prazo; as docagens de classe tendem a demorar menos de 30 dias e os reparos emergenciais ainda menos.

A dinâmica é totalmente diferente da construção naval: não temos um único projeto de longo prazo para um único cliente. Temos vários projetos, vários clientes, com escopos e demandas completamente diversas. Por exemplo, nesse momento, temos um navio no dique e dois no cais do EAS. E assim que esses projetos saírem, já esperamos por outros. Para avançamos com a retomada o que precisamos é ocupar ao máximo as nossas instalações.

Reparo de navios de cabotagem de novos clientes tem sido o principal negócio do estaleiro. Mas não era o core business. Vocês hoje consideram que essa é mais uma expertise do EAS? Sim, sem dúvida. Entramos no mercado de reparo com a ambição de sermos os melhores no Brasil, comparáveis com os estaleiros internacionais, tanto em velocidade como em qualidade. E ainda agregamos uma atitude extremamente colaborativa, que valoriza muito a perspectiva dos nossos clientes. Além de tratarmos nossos clientes a ‘pão de ló’ – perdão o jargão (risos) – deixamos claro que pretendemos que eles contribuam para o nosso processo de melhoria e aprendizado. Criamos um ambiente de diálogo aberto, que faz com que o cliente, além de se sentir confortável, se sinta ‘parte’ da história que estamos construindo e da qual nos orgulhamos muito.

Quais as perspectivas de outros negócios outras áreas? Mercado internacional está na mira – na América Latina, por exemplo?

Além dos reparos, temos trabalhado em cotações para construção e descomissionamento de embarcações. Acreditamos também no mercado offshore, mas o desafio é maior tendo em vista a distância entre o estaleiro e os principais campos. O mercado internacional está sim na mira das atividades de reparo, em especial os navios de longo curso que passam pela rota de Suape. Infeliz-

mente, há desafios de competitividade em função do nosso famigerado ‘custo Brasil’, principalmente no que diz respeito ao preço dos insumos e disponibilidade de determinados serviços e produtos. A cadeia de fornecimento precisa ser aprimorada para auxiliar na concorrência com os estaleiros europeus. Estamos trabalhando nisso junto a algumas entidades parceiras.

Vocês já tiveram 7 mil colaboradores treinados e capacitados no Sistema Lean, Six Sigma, Toyota e demais processos de melhoria contínua adotados pelo EAS. Vão conseguir absorver esse capital humano, que é um grande ativo?

O fato de já termos tido um número expressivo de empregados tem nos garantido a rápida mobilização de pessoal. Nos últimos 5 anos treinamos mais de 3.500 pessoas e mantivemos todos os cadastros atualizados. Comunidades foram formadas em torno do EAS e nós testemunhamos a felicidade, a satisfação, a paixão com o que os nossos funcionários recebem o convite para retornar ao estaleiro. Isso é muito, muito gratificante!

O EAS já obteve a certificação internacional para descomissionamento de plataformas? Quais as expectativas para essa atividade que representa a ‘desconstrução’ daquilo que um estaleiro constrói (rs)?

Estamos trabalhando para obter a certificação. Após auditoria interna e de terceiros, estamos seguros de que cumprimos com todos os requisitos internacionais.

As expectativas desse mercado são muito boas e temos sido procurados para cotações. Entretanto, os projetos estão mais para o longo prazo, e não há ainda uma visão bem definida de quando essa demanda irá, de fato, se materializar.

Ademais, ainda vemos a necessidade de aprimoramento da regulamentação para que os estaleiros tenham mais segurança quanto a aplicação das normas trabalhistas e ambientais.

O GIGANTE DO ATLÂNTICO SUL COM UMA ÁREA TOTAl de 1,6 milhão metros quadrados, o EAS nasceu em pleno boom da indústria naval nesse século, quando o Brasil chegou a ter a quinta maior carteira mundial de encomendas de petroleiros (sem contar as plataformas em construção, licitadas e programadas), gerada pelas encomendas do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) da Transpetro.

Criado em 2005 e com as atividades iniciadas formalmente em 2008, desde que bateu quilha do seu primeiro Suemax (11/09/2009) até a entrega do seu quinto e último Aframax para a Transpetro, o Candido Portinari (batizado em 27/06/2019), foram nada menos que quinze petroleiros em uma década de atividade. Entre eles, o primeiro Aframax construído no Brasil: o petroleiro Castro Alves, de 248 metros de extensão e 120 mil TPB ( tonelagem de porte bruto).

No total, a EAS construiu dez Suezmax – os petroleiros João Cândido (2012), Zumbi dos Palmares e Dragão do Mar ( 2013), Henrique Dias (2014), André Rebouças, Marcilio Dias e José do Patrocínio (2015), Machado de Assis e Milton Santos (2016) e Abdias Nascimento ( 2017) e cinco Aframax. - Castro Alves, Carlos Drummond e Olavo Bilac (2018), Garrincha e Portinari(2019).

Também construiu o casco da P-55, que entrou em operação na bacia de Campos (Roncador) em janeiro de 2014, a maior plataforma semissubmersível

feita no país, e ainda fez a conversão e integração da P-62, um FPSO (sigla em inglês para unidade que produz, armazena e transfere petróleo) com capacidade para produzir diariamente 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás (2013).

A tempestade que se abateu sobre o EAS começou com o cancelamento de encomendas da Petrobras e da Sete Brasil, maiores clientes, na pior crise da indústria de óleo e gás no Brasil. Quando Nicole Mattar assumiu, o Governo lançou o programa BR do Mar, para estimular o crescimento da navegação de cabotagem, e ampliou os incentivos para a importação de navios.

Sem novas encomendas, devido à mudanças na política de incentivo a indústria naval, o estaleiro passou quase um ano sem atividades, acumulando uma dívida de R$ 1,3 bilhão.

Com o plano de recuperação judicial aprovado, com o apoio de mais de 90% dos credores, o estaleiro vem dando os primeiros passos para se reerguer definitivamente, apoiado na sólida reputação que o gigante do Atlântico Sul conquistou junto ao mercado em 10 anos de entregas bem-sucedidas.

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Fotos: Agência Petrobras

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Campo de Búzios

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BÚZIOS:

A TECNOLOGIA CONDUZ O JOGO DA SORTE Do poço ao topside, soluções inovadoras vêm demonstrando que é a tecnologia que ‘dita o jogo’ no campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos, pois não basta ter um reservatório de tal magnitude (espessuras de até 480 metros) e condições favoráveis para se obter tantos recordes e quebra de paradigmas.

Os desafios são enormes nesse ativo que é considerado a maior descoberta de petróleo em águas profundas do mundo, com reservas estimadas de 10 bilhões de barris de petróleo e gás (2 terços das atuais reservas provadas do país). E só são superados, no dia a dia, com tecnologia & inovação, temperadas com uma certa ‘dose’ de ousadia,- como verão nessa reportagem especial, que vai mostrar as inovações e avanços alcançados no desenvolvimento desse megacampo.

Os marcos consolidados no projeto de Búzios - entre os quais a instalação de quatro FPSOs (P-74, P-75, P-76 e P-77) em menos de um ano (11 meses) em um único campo de produção - foram consagrados pela OTC 2020 ao conceder à Petrobras o seu quarto Distinguished Achievement Award for Companies, o maior prêmio da indústria mundial offshore.

“O principal objetivo das tecnologias utilizadas no Campo é buscar manter a produção em patamares elevados, reduzindo o declínio ao longo da vida do ativo e aumentando o fator de recuperação e reservas”, destaca Márcio Kahn, gerente executivo do Ativo Búzios E&P da Petrobras.

Ele comanda o time que está demostrando que em Búzios, quem conduz o ‘jogo da sorte’ é a tecnologia e a experiência consolidada pela indústria brasileira offshore em águas profundas. Expertise e ousadia, sem adivinhações, a despeito do misticismo em torno da concha que deu o nome ao campo!

Por Beatriz Cardoso

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especial: campo de búzios

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tivo de classe mundial, gigante do pré-sal, estrela offshore, todos os adjetivos se aplicam ao campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos, operado pela Petrobras (90%) em parceria com as companhias chinesas CNOOC Petroleum Brasil Ltda. (CNOOC) e a CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda. (CNODC), cada uma com 5% de participação.

Situado a cerca de 180 km da costa brasileira, com o reservatório a mais de 5 mil metros de profundidade (no subsolo), o campo de atualmente quatro unidades estacionárias de produção (UEPs) operando em águas profundas de 2 mil metros.

Com reservatórios de até 480 metros de espessura (ou seja, da altura do Pão de Açúcar, com 396 metros e cartão postal do Rio de Janeiro) de excelente qualidade e 60 poços perfurados, Búzios concentra o maior volume de óleo e gás em águas profundas do mundo.

O ativo tem uma área de 852 km², equivalente a 70% do território da cidade de Nova Iorque (que tem um quarto de área molhada) ou 85% do deserto do Atacama (o mais alto do mundo, com cerca de 1000 km²). Para uma referência mais brasileira, basta saber que é maior que a baía de Guanabara e que em sua área caberiam nada menos que 115 mil campos de futebol.

Com uma produção diária total de 687 mil barris de óleo equivalente (boed), dos quais 551,8 mil barris de óleo (bbl/dia) e 21,5 milhões de metros cúbicos (Mm³/d), de acordo com o boletim de produção mensal de junho da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o campo de Búzios é um exemplo inegável do enorme potencial dos ativos no pré-sal.

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Segundo boletim da ANP, dos 30 maiores poços produtores do país, 14 estão em Búzios, que responde por um quarto da produção total do pré-sal, que é de 2,15 milhões de boe/d (mais de 72% da produção nacional). “Entre os 20 poços de maior produção operados pela Petrobras, 13 eram de Búzios até abril deste ano”, pontua Márcio Kahn, gerente executivo do ativo Búzios E&P da Petrobras. Entre eles, recordistas de produção, que superaram a marca dos 60 mil barris dia.

PROJETO PREMIADO A instalação offshore com maior produção de petróleo no país em junho, com 156.416 bbl/d, foi a P-75, uma das quatro plataformas do tipo FPSO (sigla em inglês para unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência) em operação em Búzios.

Essa frota foi um dos fatores que concorreram para a Petrobras receber o maior prêmio da indústria offshore mundial: o Distinguished Achievement Award for Companies 2020, concedido pela Offshore Technology Conference (OTC) pelo conjunto de tecnologias e inovações desenvolvidas para este projeto.

Um dos marcos que levaram a essa premiação foi a instalação dos quatro FPSOs (P-74, P-75, P-76

e P-77) em menos de um ano (11 meses) em um único campo de produção. Na época, na série Búzios, publicada no site da Petrobras, entre as ‘5 curiosidades sobre o maior campo em águas profundas do mundo’ (https://nossaenergia. petrobras.com.br/pt/energia/5-curiosidades-sobre-o-maior-campo-em-aguas-profundas-do-mundo/) a operadora destacou ter conseguido atingir a capacidade máxima de produção com apenas três poços nas plataformas P-75 e P-76. E do primeiro óleo à carga máxima, passaram-se somente 7 meses e 21 dias no caso da P-76.

Em julho de 2020, as quatro unidades alcançaram o recorde de 674 mil barris de petróleo por dia (suficiente para encher com óleo 43 piscinas olímpicas).

O projeto de Búzios prevê ainda mais quatro unidades. O quinto, previsto para entrarem operação em 2022, é o FPSO Almirante Barroso, que está sendo concluído pela Modec, com capacidade para processar 150.000 bbl/d e dia e 212 milhões de pés cúbicos de gás diários e capacidade de armazenamento de 1.400.000 barris.

O sexto é o FPSO Almirante Tamandaré, contratado junho à SBM Offshore, deverá produzir a partir do segundo semestre de

APRENDIZAGEM GERA GANHOS As outras duas unidades previstas para as etapas 7 e 8 de Búzios representam os projetos Búzios-5, 6, 7 e 8 respectivamente, a P-78 e P-79, são resultado da estratégia da Petrobras de desenvolver novos projetos de plataformas próprias, dentro do chamado Projeto Referência, que incorpora padronização adicional de especificações e aprimoramentos no modelo de abordagem ao mercado, como a redução de interfaces, contratação de um único fornecedor na modali-

Ilustração: MODEC

2024. Com capacidade de processamento diário de 225 mil barris de óleo e 12 milhões de m3 de gás será a maior unidade a operar no offshore brasileiro (superando a da Equinor, contratada junto a Modec para o campo de Bacalhau) e uma das maiores do mundo. Ele também terá capacidade de injeção de água de 250 mil barris por dia.

Ilustração: Agência Petrobras

PRODUÇÃO DE JUNHO/ANP: 687 mil barris de óleo equivalente (boed), dos quais 551,8 mil barris de óleo (bbl/dia) e 21,5 milhões de metros cúbicos (Mm³/d)

FPSO ALMIRANTE BARROSO

FPSO ALMIRANTE TAMANDARÉ

dade EPC, responsável por todas as etapas do projeto; pré-qualificação de fornecedores; alinhamento de

interesses no contrato e melhor detalhamento do projeto básico.

“A padronização permite ganhos de custo, pela economia de escala, de prazo, pela repetição, e de operacionalização, pela aplicação de lições aprendidas do comissionamento das primeiras unidades a entrar em operação.

Nos projetos originais da Cessão Onerosa (P-74 a P-77), tivemos ganho de redução de prazo de comissionamento de gás, após as primeiras unidades, e aumento

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da eficiência operacional a cada unidade instalada”, explica Márcio Kahn.

Ele observa que a Petrobras reviu as lições aprendidas no processo de construção e comissionamento de FPSOs, com o objetivo de verificar as principais causas de atrasos na execução dos projetos. Como resultado dessas análises, para as últimas licitações, a companhia definiu uma estratégia baseada em três pilares.

O primeiro é a redução de interfaces, preferencialmente com apenas uma empresa responsável pela construção de toda a unidade, incluindo o casco, planta de processamento e os equipamentos críticos.

Também há um processo rigoroso de seleção de empresas de EPC e de subcontratadas, como estaleiros e empresas de engenharia. E, por fim, um alinhamento de interesses no contrato, buscando atender objetivos finais de entrega e partida da unidade de produção. “Assim, esperamos reduzir significativamente os riscos no prazo de execução das unidades”, complementa o executivo.

A P-78, que será construída pela Keppel Shipyard, com capacidade de processamento de 180 mil barris de óleo por dia e 7,2 milhões de m3 de gás por dia, tem entrega prevista pra 2024. Já a P-79 (Búzios 8), com igual capacidade, está sob responsabilidade da joint venture formada pelas empresas Saipem e DSME, segundo contrato firmado

em junho passado com a Petrobras, no valor de US$ 2,3 bilhões e previsão de entrega para 2025.

Segundo Márcio Kahn, a Petrobras concluiu recentemente o Projeto Básico de Alta Capacidade (PBAC), que já está sendo usado na licitação de EPC de Búzios 9, em andamento, para uma unidade com capacidades de 225 mil barris de óleo por dia e 12 milhões de m³/d de gás natural.

“Essa licitação prevê possibilidade de fornecimento de mais unidades com a mesma capacidade, de modo que é provável que tenhamos mais FPSOs com essa capacidade e nesse modelo no excedente da Cessão Onerosa”, observa o gerente executivo. “Não obstante, cabe ressaltar que cada unidade prevista para as áreas de produção passa por um processo de Análise de Viabilidade Técnica e Econômica específico, que pode eventualmente levar a definição futura por unidades com diferentes capacidades e até contratadas por meio de outros modelos, como o de afretamento”, ressalva.

ROMPENDO PARADIGMAS Antes mesmo de entrar em operação, o projeto Búzios demonstrou sua vocação para romper paradigmas e inovar. A começar pelo primeiro manifold do mundo de injeção simultânea de água e gás. Márcio Kahn conta que o MSIAG-2 (manifold sub-

marino de injeção de água e gás para dois poços) foi concebido pelo corpo técnico da companhia, envolvendo especialistas das áreas de garantia de escoamento, reservatórios, equipamentos e seus subcomponentes, como válvulas submarinas e sistema de controle.

Em seguida, foi contratado o seu detalhamento e fabricação junto aos fornecedores de equipamentos submarinos.

“Este equipamento já é aplicado, com injeção de um só fluido por vez, em outros campos como Tupi, por exemplo. A operação inédita de injeção simultânea de água e gás (i.e., água em um poço e gás em outro poço) foi possível através de novos procedimentos operacionais, que reduzem o risco de formação de bloqueios por hidratos”, explica Marcio Kahn.

“Isto permitiu a otimização do gerenciamento do reservatório, distribuindo melhor os fluidos injetados a partir de modelos computacionais, sem restrições do tipo de fluido (água ou gás) a ser injetado em cada poço do sistema de produção”, complementa o executivo.

Outra novidade foi a utilização das maiores estacas-torpedo empregadas na indústria offshore mundial, reduzindo o raio de ancoragem e a quantidade de linhas de amarração para posicionar um FPSO (de 24 para 20 linhas), ganhando mais espaço para as conexões dos risers submarinos.

4º PRÊMIO OTC SERÁ ENTREGUE EM AGOSTO DEVIDO À PANDEMIA DE COVID-19, que provocou o cancelamento da OTC 2020,o Distinguished Achievement Award for Companies 2020 será entregue agora, dia 15 de agosto, em cerimônia que marcará a abertura da OTC 2021, que será realizada pela primeira vez em formato híbrido (presencial e virtual).

O Brasil terá uma participação de destaque no maior evento tecnológico mundial: nos quatro dias da conferência (16 a 19), se fará presente em distintos eventos da programação. Entre os quais uma sessão exclusivamente sobre o projeto de Búzios - Brazilian Pre-Salt Super Giant, no dia 16, com nada menos que sete sessões poster sobre as inovações aplicadas no desenvolvimento desse campo.

Confira a programação da OTC 2021 https://2021.otcnet.org/technical-program-2021 18

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“A otimização do projeto do sistema de ancoragem possibilitou não só interligar mais risers à unidade de produção (FPSO), como também aproximá-la dos poços (uma redução de 500 a 1000 metros), reduzindo o comprimento de dutos e umbilicais necessários para interligação destes poços. O menor comprimento das linhas reduz o custo de implantação do sistema submarino com materiais e instalação e diminui também a perda de carga nos dutos, tornando possível uma maior vazão de produção”, detalha Márcio Kahn.

Segundo ele, o grande diferencial foi a adoção de uma abordagem integrada de projeto, visando a otimização conjunta de sistema de risers e ancoragem. “Para tal, foram feitas múltiplas análises de engenharia durante a fase de projeto, envolvendo ambos os sistemas.

No caso dos risers foi obtida uma redução de custos de cerca de 25% com a otimização e padronização das configurações, graças a uma maior integração com os fornecedores e ao refinamento das condições operacionais das linhas e das análises de engenharia”, complementa o gerente executivo.

Também foram utilizadas, de forma pioneira, linhas flexíveis de 8” de diâmetro interno, no lugar das linhas de 6”. Kahn lembra que elas já haviam sido utilizadas no teste de longa duração (TLD) de Libra (atual campo de Mero).

“Sua ampla utilização em Búzios, a primeira em sistemas definitivos para águas ultraprofundas neste diâmetro, gerou ganhos de produção expressivos: em relação aos de 6”, os ganhos dos poços com

linhas de 8” estão na faixa de 20 mil barris por dia para cada poço, com maior aproveitamento do alto potencial deles neste campo”, diz ele, observando que o aumento da vazão se dá não somente em função do diâmetro das linhas submarinas, mas também de diversos outros fatores, como o potencial de produtividade de cada poço, sua distância até o FPSO etc.

Em relação ao potencial impacto de uma ruptura e, consequente, maior vazamento, devido a presença de H2S e CO2, que são altamente corrosivos, a operadora tem programas e ferramentas tecnológicas para minimizar esse risco. “Para garantir a integridade do sistema submarino, em alinhamento com as normas técnicas e diretrizes da ANP, a Petrobras possui um programa específico de inspeção periódica, monitoração e modelagem computacional que nos permite acompanhar a situação de cada linha submarina em operação no campo de Búzios”, enfatiza Márcio Kahn.

ENGENHARIA DA INOVAÇÃO O projeto de desenvolvimento de Búzios, que produziu seu primeiro óleo em abril de 2018 e soma cerca de meio milhão de boe ex-

traídos em pouco mais de 3 anos e meio (o que equivale amenos de 1,5% do total de óleo recuperável estimado com as atuais tecnologias) foi marcado por avanços que vão desde o reservatório ao topside.

As maiores inovações estão sob as águas profundas e não se limitam ao manifold submarino de injeção de água e gás para dois poços do campo. Na realidade começam nos poços, desde o pioneiro. Hoje, Búzios soma 60 poços perfurados, dos quais 33 em operação - 18 produtores e 15 injetores. “Destes, alguns são poços de aquisição de dados de reservatórios e outros que serão interligados em projetos futuros”, diz Márcio Kahn.

Ele lembra que após os resultados da licitação do Excedente da Cessão Onerosa, em 2019, foi elaborado um novo Plano de Desenvolvimento para o campo, que prevê a perfuração de cerca de 200 poços, de forma a maximizar o fator de recuperação da jazida.

Os poços de Búzios incorporam em seus projetos uma parcela significativa do aprendizado obtido durante o desenvolvimento da produção dos demais campos do pré-sal da bacia de Santos. Mas uma das principais novidades in-

Completação inteligente consiste na instalação de um conjunto de equipamentos e sensores no poço, que permitem o melhor gerenciamento do reservatório de maneira remota. A partir dos equipamentos instalados no poço, podemos monitorar, em tempo real, os dados de produção e o desempenho dos poços, além de controlar remotamente a vazão em cada uma das zonas de interesse - otimizando a produção e o gerenciamento do reservatório de maneira integrada em todo o campo.

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riante da solução original, com completação seletiva em até três intervalos.

“A busca por configurações de completações com colunas desacopladas – propiciando um cenário mais favorável para operações de manutenção (workover) dos poços – é uma realidade no campo de Búzios, como parte do desenvolvimento das novas arquiteturas de construção de poço”, complementa.

Segundo ele, a aplicação de um sistema de completação inferior desacoplado, especificamente projetado para o cenário em questão, permite ainda efetuar sua instalação “com uso das técnicas MPD utilizadas na perfuração dos poços que encontrem cenários de perda severa de fluido”.

De acordo com a Petrobras, foi a primeira vez que a completação inteligente foi feita em duas zonas em um cenário de possível perda severa de fluidos.

EFICIÊNCIA DE POÇO

corporadas ao projeto de poço atual no ativo é a completação inteligente compatível com um sistema de completação inferior instalado em poço aberto, o que otimiza duração e custo dos poços.

Segundo a Série Búzios, do site da Petrobras, essa técnica “viabilizou a instalação de parte dos equipamentos de completação diretamente no poço aberto - eliminando a descida do revestimento cimentado em frente ao reservatório, sem abrir mão da segurança”. O que teria reduzido o tempo estimado de 20

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construção em aproximadamente 15 dias, levando a “uma economia média de US$ 14 milhões por poço.”

Embora tenha sido em Búzios que a Petrobras construiu os dois primeiros poços com este tipo de completação, essa configuração vem sendo utilizada de forma maciça em todos os cenários possíveis, possibilitando a otimização de custos em toda a carteira da Petrobras. Márcio Kahn agrega que a ampliação do seu uso nesse campo requereu o desenvolvimento de uma va-

Estes são alguns dos ganhos do Programa de Eficiência de Poços (PEP70), que reduziu em 47% o tempo de perfuração dos poços nesse ativo – que era de 171 dias em 2017 e chegou a 91 dias, em 2020.

O objetivo é implementar um processo de evolução contínua na construção de poços, por meio da utilização de uma arquitetura de poço aberto concebida para receber, em ondas, as tecnologias já mapeadas e que ainda estão em desenvolvimento - sem a necessidade de alterações significativas no processo construtivo, segundo Márcio Kahn.

“Nesta linha está prevista a utilização de uma configuração de completação inteligente onde as próprias válvulas de controle dos intervalos (ICV – Interval Control Valve) serão instaladas

diretamente no poço aberto.

Como passo adicional, no sentido de promover a ampliação das funcionalidades e da confiabilidade dos poços, está prevista a aplicação futura de sistemas de completação inteligente com atuação totalmente elétrica”, acrescenta o gerente executivo.

Como referência, a meta do programa é que a construção de poços em Búzios tenha uma média de aproximadamente 70 dias de duração, em sua fase final de implantação, representando uma redução de 30% dos custos envolvidos nessa atividade.

DESVENDANDO O RESERVATÓRIO Entre os poços já perfurados (e os 200 previstos para a segunda fase, do excedente de Búzios, estão os de aquisição de dados, que são rotineiramente utilizados durante as fases exploratórias e de delimitação de campos de petróleo. “O objetivo deles é fornecer informações que permitam conhecer a jazida e calibrar os modelos de reservatório, de forma que, quanto mais complexa for a geologia e maior a área do campo, maior é a importância destes poços”, explica Márcio Kahn.

Segundo ele, devido a sua geologia desafiadora e dimensão do campo, estes poços são vitais para o adequado entendimento e desenvolvimento da jazida, permitindo mitigar riscos e otimizar o plano de explotação do reservatório. Além de possibilitar a identificação, com maior precisão, dos limites do reservatório e ampliar o conhecimento sobre o campo, o objetivo é aumentar o potencial de produção do campo a partir dos dados obtidos com essa tecnologia.

Por isso mesmo, desde o leilão do excedente da cessão onerosa de Búzios, já foram perfurados

9 poços especiais de aquisição de dados que futuramente serão aproveitados como produtores e/ou injetores. “Hoje temos um poço em perfuração e outros es-

tão em fase de estudos de viabilidade”, complementa o executivo.

Além disso, para gerenciar o reservatório e gerar imagens mais precisas, a operadora realizou a TN Petróleo 136 21

especial: campo de búzios

maior aquisição sísmica 3D OBN (Ocean Bottom Nodes) do mundo em águas ultraprofundas, instalando receptores no solo marinho para capturar dados sísmicos de uma área de 1.640 km². Dessa forma poderia montar um modelo 3D do reservatório e simular as mais distintas situações.

A tecnologia vem sendo utilizada por várias operadoras. De acordo com Márcio Kahn, a Petrobras conduziu levantamento similar no campo de Mero, perfazendo 728 Km² de aquisição OBN. Também foram realizados dois levantamentos OBN no campo de Tupi, como piloto 4D no pré-sal, que apresentaram bons resultados em relação à aplicação desta tecnologia.

“A Petrobras possui uma carteira já aprovada até 2026 com diversos levantamentos sísmicos (OBN e Streamer), todos voltados ao mo-

nitoramento da produção. Inclusive, neste momento, estamos adquirindo dados OBN no campo de Sapinhoá”, informa Márcio Kahn.

Segundo ele, o monitoramento sísmico é um dos pilares do programa corporativo RES20, que busca incorporar 20 bilhões de barris de reserva para a companhia. “Usar das melhores práticas e tecnologias são procedimentos comuns das equipes de Reservatórios da Petrobras, que empregam as melhores técnicas em geoengenharia bem como a inteligência artificial, para atingirmos a meta proposta”, explica o executivo.

RUMOS AOS 2 MILHÕES DE BARRIS Ao término da fase atual de desenvolvimento, a expectativa é de alcançar uma produção superior a 2 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), tornando Búzios o ativo da Petro-

bras com a maior produção (superando o atual campeão Tupi, hoje produzindo quase 1,2 mil boed/d,somando quase 2,5 milhões de boe de produção acumulada (que representam 10% do volume de óleo recuperável).

“Atingir essa marca é um grande desafio para a Petrobras e seus parceiros, CNODC e CNOOC, o que colocaria o campo de Búzios como maior produtor em águas profundas do mundo. Assim, o principal objetivo das tecnologias utilizadas no Campo é buscar manter a produção em patamares elevados, reduzindo o declínio ao longo da vida do ativo e aumentando o fator de recuperação e reservas”, diz Márcio Kahn, gerente executivo do ativo Búzios E&P da Petrobras. Razão pela qual a Petrobras continua sua ‘prospecção tecnológica’, para incrementar ainda mais o acervo de inovações utilizadas no gigante Búzios.

PRINCIPAIS HIGHLIGHTS TECNOLÓGICOS DE BÚZIOS UTILIZAÇÃO DE MÉTODO de recuperação WAG (Water Alternating Gas) para maximização do fator de recuperação, com primeiro manifold na indústria offshore capaz de injetar água e gás simultaneamente; Poços injetores preparados para injetar água ou gás, com infraestrutura submarina e de topside que possibilitem as referidas injeções. A alternância de fluidos diminui consideravelmente o risco de canalização de gás e água, melhora a eficiência de varrido na jazida e otimiza o gerenciamento no reservatório; Primeira utilização intensiva, na indústria offshore, de completação inteligente em poços com cenário de perda intensa de fluidos, em 2 ou 3 zonas, de forma a otimizar o gerenciamento de fluidos no reservatório; Perfuração de poços em 4 ou 5 fases com reservatório em poço aberto de 8 ½”, reduzindo duração e custo; 22

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Aplicação de novas tecnologias de perfuração de poços, que otimizam duração, segurança e custo dos poços: 1. Barreira mecânica de anular; 2.Sistema de Cabeça de Poço – Drill-Through; 3. Dispositivos de Corte de Linhas para facilitar o Workover; 4. Brocas otimizadas no pós-sal e disruptivas no reservatório para melhoria do RoP (rate of penetration); 5. Instalação de BAP e ANM com SESV; Otimização do projeto do sistema de ancoragem no pré-sal, utilizando as maiores estacas-torpedo empregadas na indústria offshore mundial; Configuração otimizada de risers, desenvolvida com engajamento antecipado dos fornecedores, levando a menores distâncias de interligação, melhoria das condições

operacionais e da economicidade dos projetos; Uso de risers rígidos em configuração keel hauling em FPSOs spread moored (1o do mundo); Sistema de coleta com linhas de 8” que possibilitam captar a alta produtividade dos poços do campo; Utilização de FPSOs de alta capacidade (180 mil a 225 mil bopd, entre os maiores do mundo) para produzir os volumes do excedente da cessão onerosa, de forma a maximizar a taxa de drenagem do reservatório.

BÚZIOS - Concha gastrópode que

já foi utilizada como moeda por volta do século 11 a.C e que até o século 19 continuavam sendo empregadas em transações em algumas regiões da África. É também amplamente usada nos cultos afro-brasileiros na técnica divinatória.

PetroRio

2 em 1: a conexão inteligente da PetroRio

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PetroRio tem mostrado na prática que “eficiência é o nosso campo” é mais do que um lema ou marketing institucional.

Com investimentos da ordem de US$45 milhões em plena pandemia, companhia brasileira realizou em apenas 11 meses o tieback (interligação) dos campos de Polvo e Tubarão Martelo (TBM), que passam agora a ser produzidos por uma única unidade offshore, o FPSO Bravo, criando assim o primeiro cluster privado de produção de ativos maduros de uma petrolífera independente na bacia de Campos.

“Com a interligação dos dois campos o FPSO Bravo agora processa cerca de 90 mil barris por dia, ocupando cerca de 58% de sua capacidade, com bastante potencial de crescimento, possibilitando a entrada de produção de novos poços. É bem mais eficiente do que antes, quando utilizávamos apenas cerca de 30% da capacidade total”, afirma o gerente de Engenharia de Poços & Subsea, Jean Carlos Calvi. Dupla eficiência, uma vez que, segundo ele o projeto estava planejado para ser executado em 24 meses e com um valor três vezes maior,. “O que demonstra a grande capacidade da companhia de realização de projetos”, complementa.

O gerente da PetroRio revela que a escolha do tieback se

mostrou a melhor opção, uma vez que o custo final é menor que o de um ano de operação de um FPSO. “Antes tínhamos dois campos com 2 FPSOs. Agora, temos 2 campos com apenas 1 FPSO. Se levarmos em consideração que este FPSO é próprio e aquele que estamos desmobilizando é afretado, a conta fica melhor ainda”, afirma Calvi.

O que levou a companhia a esta decisão, sem dúvidas, foi a redução do custo operacional total (OpEx) e, consequentemente, do lifting cost i.e. o custo de elevação de um barril de petróleo.

Porém, Jean Calvi acredita que as consequências positivas vão muito além. “Menos unidades significam menos riscos operacionais, tanto para colaboradores como para o meio ambiente”, observa.

Ele explica que o tieback tem várias aplicações, todas elas diretamente relacionadas à otimização. E adianta que a PetroRio vai fazer o mesmo em Wahoo, conectando-o também ao FPSO Frade. “Com isso, viabilizamos a produção de um campo que não seria viável caso fosse desenvolvido do ‘zero’, gerando valor para a companhia”, pontua o gerente. Isso porque uma vez que ele é utilizado para conectar estruturas submarinas a unida-

Plataforma de Polvo A des de produção existentes, esse remanejamento permite a redução do número de unidades no campo, reduzindo o OPEX total.

“Reduzindo o lifting cost, ocorre um prolongamento da vida útil econômica do campos, trazendo mais resiliência e força ao ativo”, agrega Calvi.

O tieback é muito utilizado no Golfo do México, permitindo que jazidas com menores volumes se tornem economicamente viáveis. O que o faz crer que o Brasil tem um mar de oportunidade a ser explorado. “Com os desinvestimentos da Petrobras, o mercado tem mais diversidade, similar ao ambiente do Golfo do México, com vários players diferentes”, aponta.

Por essa razão, a solução apresenta-se como uma das alternativas de revitalização e prolonTN Petróleo 136 23

petrorio

gamento da vida útil de ativos maduros provenientes dos desinvestimentos da Petrobras. “Ele permite otimizar a produção de um campo por meio de redução de custo operacional, interligando ativos anteriormente desprezados e otimizando a infraestrutura submarina”, explica.

DESAFIOS EM DOSE DUPLA A execução do projeto em menos da metade do tempo previsto foi desafiadora por vários motivos. Primeiro, pela complexidade técnica. “Pode parecer simples conectar duas unidades, mas os desafios técnicos são imensos.

Como toda a energia da plataforma de Polvo A é gerada no FPSO Bravo, mudanças no sistema elétrico e de automação foram necessárias”, observa Calvi.

Realizada com um navio Pipe Lay Support Vessel (PLSV), o lançamento das linhas e umbilical também é complexo, por ser uma operação que não pode ter erro, principalmente no caso das linhas. O período do ano também impactou, segundo ele, pelas condições meteorológicas adversas no período, adicionando ainda mais dificuldade ao projeto.

“O flow assurance é o ‘coração’ de qualquer tieback pois, no final, o que queremos garantir é que o petróleo extraído chegue ao FPSO, que processará todo óleo, gás e água produzidos. Em campos de lâmina de água rasa esse flow assurance fica mais simples, pois a temperatura no leito marinho é maior, reduzindo a chance de geração de hidrato”, explica o gerente da PetroRio. O outro grande desafio foi o fato de o projeto ter sido iniciado em plena pandemia de Covid-19, em agosto de 2020. “Em vários momentos enfrentamos dificuldades de movimentação de 24

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pessoal e material. Com cerca de 80 fornecedores e centenas de pessoas envolvidas, o desafio foi imenso. Tivemos que nos adaptar para conseguir acompanhar a fabricação dos equipamentos tanto no exterior quanto dentro do Brasil, quando o acesso às fabricas ficou mais restrito”, lembra.

Mas, para Jean Calvi, o tempo reduzido de execução foi, de longe, o maior desafio, juntando a complexidade técnica, a pandemia e os prazos apertados.

“Um grande diferencial para superarmos tudo isso foi o comprometimento da equipe interna da PetroRio e dos fornecedores em cumprir os prazos propostos de forma que a entrega fosse feita em 11 meses”, diz o gerente.

Ele revela que a equipe se baseou nos tempos de execução de projetos realizados no Golfo do México, na qual a cadeia é bem mais eficiente. “Essa é uma de nossas metas: ajudar na transformação da cadeia de suprimentos no Brasil, com projetos que geram retornos mais rápido”, salienta. Explica que, em geral, projetos similares levam cerca de 24 meses para serem planejados e executados. “O tempo definitivamente é um marco para a indústria no Brasil, pois não temos nenhum projeto similar com execução nesta ordem de grandeza temporal”, garante.

GANHOS E AVANÇOS O gerente de Engenharia de Poços & Subsea da PetroRio explica que o tieback vai reduzir os custos operacionais anuais porque a produção de dois campos diferentes – distantes cerca de 10km – será escoada por apenas uma unidade de produção. “Os ganhos financeiros são imensos, pois o FPSO Polvo, que era afretado, gerava um custo anual

de cerca de US$50 milhões, considerando também os custos de logística marítima e aérea”.

Agrega que a eficiência do FPSO Bravo também é maior, por ser uma unidade com características superiores. “O ganho de eficiência deverá aumentar o nível de produção dos ativos”, diz Calvi. “Um projeto com VPL menor que um ano é incrível, lembrando que, obviamente, o valor do custo dessa redução não depende do preço do Brent: ficará no caixa da companhia para a realização de novos investimentos nos campos”, afirma.

Além da redução de custos, há ainda os ganhos sociais, fiscais, de meio ambiente e segurança operacional. “O projeto permitiu a manutenção do emprego de vários trabalhadores, pois caso os dois campos permanecessem operando ‘stand alone’ o tempo de vida de ambos seria bem menor.

Essa extensão vai gerar também mais royalties e benefícios para sociedade brasileira, sem contar com a redução das emissões de CO2”, contabiliza.

A companhia ainda está fazendo os ajustes operacionais após a conclusão do tieback, por isso é cautelosa quanto ao aumento da produção dos dois campos, que hoje soma cerca de 17 mil bpd. “Estamos realizando um workover (troca de bomba) em um dos poços de Tubarão Martelo. Assim que essa operação for finalizada a sonda King Maker irá iniciar a completação de um poço nesse campo, o TBMT-10, que já está com a completação inferior instalada”, conta o executivo.

Segundo ele, a aquisição de Tubarão Martelo permitiu que esse poço entrasse em produção, pois, como parte do reservatório a ser explotado está dentro do

FPSO Bravo Ring Fence de Polvo, a produção desse poço não era permitida.

O TBMT-10H foi perfurado até 3450 m MD (Measured Depth / 1943m TVD (True Vertical Depth) em configuração de poço 36”, 26”, 17 ½” e 8 ½”.

A fase horizontal de 8 1/2” foi navegado nos calcarenitos do Albo Cenomaniano, de acordo à orientação do serviço de geoposicionamento.

“Posteriormente o poço teve a completação inferior instalada e foi realizada uma estimulação com acidificação seletiva para melhorar a produtividade. Logo em seguida fizemos um teste de formação, atestando a capacidade produtiva do poço”, ressalta o gerente. Segundo ele, o reservatório onde o poço foi perfurado está entre os dois campos. Por isso, não era permitida a produção do poço, por haver um compartilhamento da área entre duas diferentes operadoras. “Com a aquisição do campo de Tubarão Martelo, adquirimos o direito de iniciar a produção do poço”, destaca.

“Com esses poços online temos a possibilidade de chegar a

20 mil bpd no polo Polvo x TBM. E estamos avaliando oportunidades geológicas para futuras perfurações nos dois campos. A ideia é replicar o modelo de sucesso de Polvo e ir expandindo o campo aos poucos”, complementa.

O FPSO Bravo (ex-FPSO OSX-3) e o campo de Tubarão Martelo foram adquiridos em fevereiro de 2020, mas a PetroRio tornou-se operadora, com 80% do ativo, somente em agosto do mesmo ano. Tudo era parte de uma estratégia para ampliar a vida útil de Polvo. “O ativo de TBM sempre foi um desejo da PetroRio, pois fazia sentido unir as operações dos dois campos, que são vizinhos”, afirma.

As sinergias eram claras, segundo ele: permitiam a redução significativa do custo e, consequentemente, o aumento da vida útil dos dois campos, além de trazer benefícios sociais, fiscais e ao meio ambiente. “A PetroRio está sempre em busca de ativos que tenham sinergias com os campos já operados. A extensão de vida útil significa produzir mais, mais empregos e uma ge-

ração de valor imensa para toda a sociedade”.

O ganho ambiental também é positivo, pois as sinergias possibilitaram a redução das emissões do polo de 18,6 para 13,7 kg de CO2 por barril. Isto é, cerca de 26% de redução. Isso se deu principalmente com a redução do consumo de diesel utilizado no FPSO Polvo, que está sendo descomissionado.

“O consumo era muito alto, cerca de 45 M³ por dia”.

Além disso, houve a redução da queima de combustível nas embarcações de apoio e aeronaves. A geração de resíduos de todas estas embarcações também é bem significativo em termos ambientais, segundo Jean Calvi.

“Para cada plataforma/embarcação produtora de petróleo que vemos no campo, existe uma grande cadeia de apoio que permite a operação. Aeronaves levando equipe, embarcações transportando rancho, equipamentos, fluidos, todo tipo de material. Esta cadeia, que muitas vezes não está visível, também gera impacto ambiental e emissões de CO2”,conclui.

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perfil profissional

A PAIXÃO ESTÁ NO DNA As aparências não enganam. A diretora de Tecnologia da Schlumberger no Brasil, Anna Paula Lougon, é exatamente aquilo que demonstra em todas as situações: um blend de inteligência, qualificação técnica e competência com um toque de beleza e paixão...além de um sorriso que a tornam uma pessoa única.

A carioca da gema que há 13 anos vem galgando uma carreira de sucesso na centenária Schlumberger, tem algo em comum com a empresa na qual trabalha, reconhecida por sua inovação tecnológica: o gosto pelo desafio. Foi o que a levou a sair de uma Petrobras que alcançava o seu maior marco, a descoberta do pré-sal, para trabalhar naquela que se tornaria uma importante aliada da petroleira brasileira para desenvolver a nova fronteira. “Gosto do que é novo e desafiador.

E me encantou a possibilidade de uma carreira diversa e dinâmica na Schlumberger”, afirma a executiva. Mas confessa ter a Petrobras ‘tatuada na alma’ – “foi lá que aprendi tudo o que sei sobre óleo e gás”.

Em cada resposta a essa entrevista encontro a mesma paixão – algo que, com certeza, Anna Paula tem no DNA. Por Beatriz Cardoso

Fotos: Steferson Faria, Petrobras

CARIOCA DA GEMA, mas criada em Brasília, para onde foi com os pais aos seis anos de idade, Anna Paula, tinha tudo para seguir uma brilhante carreira acadêmica. Mas as ciências exatas e o gostinho por explorar o que era novo, herdado dos pais, acabariam por mudar sua rota.

“Minha mãe e meu pai se conheceram na universidade e gostavam de contar que foram das primeiras turmas de administração no Brasil, na Fundação Getúlio Vargas (que está no ranking das 10 melhores think tanks do mundo) onde se conheceram”, conta ela.

A engenheira conta que sempre soube do que não gostava. “Com certeza, Ciências Humanas não era minha praia. Exatas sempre me atraiu mais”, diz Anna, afirmando que não era a ‘crânio” (ou CDF) na escola.

Apenas se sentia mais à vontade nessa área, na qual despontaria mais como aluna no segundo-grau e na faculdade. “Foi lá que percebi que queria continuar me dedicando e apreendendo sempre cada vez mais e mais”, complementa.

EXEMPLOS FAMILIARES Dividindo o tempo entre a família, a carreira, novos estudos e um trabalho voluntário de peso na Society of Petroleum Engineers Se26

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ção Brasil – SPE Brasil Section, na qual é diretora de Tecnologia, na Abespetro - Associação Brasileira das Empresas de Serviços Petróleo (Comitê de PD&I) e IBP (Comitês de Diversidade e de Inovação), a executiva revela que se espelha na mãe. “Ela foi o exemplo de como a mulher pode ser mãe e seguir carreira. Ela buscava sua realização profissional e independência, uma jornada bem dura, mas não abria a mão do controle da casa e das filhas”, lembra. “Nunca conheci alguém com tanto conhecimento de matemática e lógica matemática que a Dona Anna Maria. Sim, meu nome veio de presente dessa grande mulher ”, revela sorrindo.

Formada em Engenharia Civil pela Universidade de Brasília(UnB), em 1995, ela pensava em seguir carreira acadêmica. “Eu era estudante de Doutorado e professora auxiliar da disciplina de mecânica de solos e barragens para a graduação da UnB, quando fui fazer um curso de especialização, sobre mecânica de solos e fundações, em 1998, no Cedex (Centro de Estudios y Experimentación de Obras Públicas, na Espanha). A vontade de voltar ao Rio de Janeiro era enorme e a decisão de mudar de área também”, confessa.

Foi assim que decidiu ‘recomeçar’ na área de geomecânica ambiental, iniciando, naquele mesmo ano, um mestrado seguido de doutorado em engenharia geotécnica e geoambiental na PUC-Rio, obtendo o título de PhD em 2004.

Primeira engenheira na minha família, garante que teve certa influência do pai, que sempre amou a área. “Ele e foi um grande ‘explorador ’, um super parceiro. Eu era alucinada por grandes obras, como barragens. Pude visitar várias e inclusive estagiar em algumas Queria ser barrageira”, diz rindo.

Durante o mestrado e doutorado, seguia com a carreira de professora

e pesquisadora. “Tive o privilégio de lecionar na PUC-Rio, na UFF Volta Redonda (campus da Universidade Federal Fluminense) e Universidade Estácio de Sá”, lembra Anna Paula, que seguiu como pesquisadora associada na PUC-Rio. Local e data de nascimento – Rio de Janeiro, 29/01/72 Casada? Tem filhos?

Casada a 19 anos com meu super parceiro Mario e mãe do Gabriel (11 anos), que tem esse nome por ter trazido a MELHOR de todas as boas novas na nossa vida!

Quais livros você está lendo?

Gosto de ler alguns livros ao mesmo tempo.

Posso destacar alguns: Minha História, de Michele Obama; iCon - Steve Jobs. The greatest second act in the History of Business, de Jeffrey S. Young e William L. Simon, e Médico de Homens e de Almas, de por Taylor Caldwell.

Qual livro de cabeceira ou que você relê de vez em quando?

Mulheres que correm com lobos, de Clarissa Pinkola Estés, e Inteligência Emocional, de Daniel Goleman O que gosta de fazer nas horas de folga?

Ficar em família. Adoramos atividades ao ar livre, andar de bicicleta, praia, cachoeiras, parques, trilhas, mas gostamos muito também de cinema e teatro, assim como museus... Nossa paixão e sem dúvida é VIAJAR e conhecer novas culturas, culinárias, pessoas e lugares. A diversidade de aprender fazendo nos encanta!

Qual o seu hobby?

Caminhadas: são essenciais para me reconectar com a natureza e colocar minhas ideias em ordem. São melhores ainda se forme na praia!

Música predileta?

Gosto muito do nosso rock nacional dos anos 80/90. Também curto bastante MPB, bossa nova. Sou eclética..., porque também gosto de Discoteca, música dos anos 70, Axé dos antigos, samba. Cada momento, uma pedida...

Uma viagem especial?

Todas que passaram e as que estão por vir...

Um sonho ainda não realizado?

Possuo vários kkkk. Acho que sonhar faz parte do meu DNA. Quero fazer meus pós-Doc em uma área completamente distinta da minha expertise. Quem sabe não realizo este sonho no mesmo período em que o Gabriel vai estar na universidade?

‘FISGADA’ PELO PETRÓLEO Foi lá que, em 2006, recebeu um convite de um professor, Sergio Fontoura, que tinha contratos de colaboração tecnológica com a Petrobras por meio do GTEP – Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo da PUC-Rio – que integra o conceituado Centro Técnico Científico (CTC) dessa universidade, verdadeiro criadouro de spin-offs de base tecnológica.

Naquele momento, abriu-se um ‘novo portal’ na vida de Anna Paula. ”E começou uma nova paixão, que foi atuar na indústria de óleo e gás, ver todo o meu conhecimento acadêmico resultar em mais barris de petróleo descobertos, em áreas a serem conhecidas e desbravadas (a maior parte era de campos exploratórios, poucos em desenvolvimento) sabendo em tempo real se um modelo geomecânico está calibrado ou não. Uma emoção maior que andar de montanha russa pela primeira vez”, afiança.

Ela revela que foi um ‘ingresso intenso e muito feliz’, pois não conhecia nada do setor. “Ficamos imersos, sendo treinados por grandes especialistas durante seis meses antes de chegarmos na Inter (como carinhosamente chamávamos) parar fazer parte do grupo de Geopressões do Luizão!”, ressalta, afirmando que teve o prazer de entrar na Petrobras pela mão do ‘exigente, experiente, crânio e carinhoso’ Luis Rocha, conhecido como Luizão.

“Ele tinha o desafio de montar um grupo dedicado aos projetos da INTER para dar suporte à engenharia de poço (sob o comando do queridíssimo Nilo Duarte,) para a TN Petróleo 136 27

perfil profissional

parte de geopressões e geomecânica”, pontua.

Com esse grupo ela iniciaria uma experiência profissional que mudaria o rumo de sua vida, atuando em mais de 10 projetos em cenários geológicos complexos, como águas profundas, carbonatos, áreas com alta pressão e temperatura dos poros (HPHT), incluindo monitoramento de geopressões em tempo real de poços exploratórios no Golfo do México, Líbia e na Colômbia.

“Costumo dizer que tivemos alguns Everest... Projetos incríveis de desafios técnicos e de conhecimento! Meu embarque para participar do primeiro poço offshore perfurado na Colômbia é algo inesquecível, na realidade único, pois acompanhei todo o projeto, desde a fase de concepção até o Post-mortem”, afirma.

Os desafios eram diários nos projetos dos campos da Petrobras América. “Lembro dos nossos primeiros modelos 3D e intensos acompanhamentos de Real time, e de cada vez que tínhamos influxos e recalibração do modelo. E ainda ... os poços de HPHT (com alta pressão e alta temperatura), nos quais as ferramentas perfuravam menos de 50 m e queimavam. Tínhamos que seguir o monitoramento de tempo real e perfuração às cegas!”, revela a engenheira.

Fisgada definitivamente pela indústria do petróleo, afirma que foram anos incríveis de aprendizagem, nos quais conheceu amigos para toda a vida. “Eu ‘bebi’ da experiencia de profissionais incrivelmente generosos e fiquei com essa equipe tatuada no coração. Levo todos esses ensinamentos comigo até hoje. Não dá para nominar todo mundo, mas tenham a certeza de que lembro com muita gratidão e carinho de cada um deles”, afirma, emocionada. “Tenho a Petrobras tatuada na minha alma, pois aprendi tudo de óleo e gás lá!”, conclui.

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NOVOS CENÁRIOS Em março de 2008, quando a descoberta do pré-sal já atraia os olhares do mundo inteiro, Anna Paula foi, de novo, instigada a dar mais um salto ousado: deixar o time da Petrobras, primeira operadora do pré-sal, para ingressar como líder em Geomecânica na Schlumberger.

“O que me chamou a atenção era a oportunidade de seguir me aperfeiçoando e aprendendo. De poder ir mais a fundo na parte de geomecânica, conhecendo novos campos e desafios para os quais eu pudesse aportar meu conhecimento”, observa. “Gosto do que é novo e desafiador. E sempre me encantou a diversidade da Schlumberger, mais além de sua excelência nos serviços prestados e atuando em uma área de grande desenvolvimento tecnológico”, complementa.

Logo partiria para novos cenários, pois a Schlumberger a enviaria para a Ciudad del Carmen, no estado de Campeche, importante centro de operações da indústria petroleira no México, para comandar um time de 24 especialistas e atuar em projetos onshore e offshore.

Para a carioca que lutou tanto para voltar de Brasília para o Rio, era tudo novo. “Emprego novo, empresa nova, numa nova cidade, no interior do México. Mas foi tudo tão intenso que rapidamente já estava ambientada”, afirma a especialista em geomecânica. Ela chegou ao país quando a estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) iniciava a exploração em águas profundas. “Já haviam perfurados alguns poços sem conseguir chegar a profundidade final programada. Formamos uma grande equipe multidisciplinar que abrangia estudos de caracterização do reservatório e planejamento de perfuração”, lembra Anna Paula.

O time dela fez ‘o estado da arte’ em termos de modelo geomecânico (modelo de elementos finitos tridimensional de um campo exploratório

que continha um domo de sal). “Também atuei em toda a etapa de perfuração com acompanhamento em tempo real. Foi o primeiro poço de águas profundas da Pemex a alcançar a profundidade final programada com êxito e sem NPT (tempo não produtivo) associado a perfuração”, relembra.

Segundo a executiva da Schlumberger, foi o poço mais desafiador que a petroleira tinha em seu portfólio até aquele momento. Mais um projeto que ela considera inesquecível na carreira profissional. “Na minha festa de despedida, mais de três anos depois, escutei o gerente geral do ativo dizer que quando cheguei ao México, o que eles me pediram foi um ‘cérebro geomecânico’ e que eu fiz mais do que isto: tinha implementado uma nova cultura e conhecimento dentro do grupo”, recorda, emocionada.

Como mulher, Anna Paula vivenciaria outras emoções. “Éramos apenas uns 20%, mas sempre me senti muito respeitada e acolhida no México e na Schlumberger”, afirma.

“Expatriada, mulher, líder na carreira, havia pouquíssimas. Eles são muito formais no tratamento. Quem tem doutorado é chamado de Doutor.

Mas eu sempre fui e sigo sendo a Annita, pois sigo em contato com clientes que se transformaram em grandes amigos e parceiros lá”, complementa a engenheira.

Os mexicanos acolheram não somente a ela como a família. “O México me deu o maior de todos os presentes, Gabriel, que chegou no meio de um período de muito trabalho”, afirma, contando que viveu um dos momentos mais notáveis de sua carreira nesse período. “Soube da minha gravidez logo após receber minha primeira gerência na Schlumberger, uma posição regional, cheia de novos desafios. Procurei então o gestor, disposta a entregar o posto e deixar a oportunidade para um novo momento. Quando ouvir meu gestor,

o inesquecível e querido Pedro Ivo de Assis, dizer que eu estava mais que apta a seguir adiante, foi um divisor de águas para mim”, lembra emocionada.

Comprovando isso ao longo desses 13 anos, ela ressalta que a Schlumberger investe no desenvolvimento de mulheres em posições de liderança. “Recebemos continuamente treinamento além de mentoria e coaching para nos sentirmos bem-vindas a ocupar posições relevantes na companhia. Estar numa empresa com esta visão fez toda a diferença na minha carreira”, frisa.

Ainda assim, mesmo com todo esse suporte, ela avalia que a volta ao trabalho, após licença maternidade, talvez tenha sido o momento mais difícil, numa cidade que não tinha muita infraestrutura para acolher uma mãe trabalhadora. Mas manteve-se firme.

GERÊNCIA LATINA Com três anos na empresa, tornou-se Latin-America Geomechanics

Manager (LAM) da Schlumberger, comandando um time de mais de 50especialistas em geomecânica, atuando em distintos projetos e cenários. Embora morando de novo já no Rio, devido as viagens pela região, passava uma média de três semanas fora e uma na capital fluminense.

“Além de trabalhar em projetos de consultoria em Geomecânica (como gerente técnico e de projeto), também atuei no ensino de Geomecânica interna e externamente com os cursos NEXT. Tive o prazer de promover, gerenciar e entregar o primeiro modelo Geomecânico 4D na América do Sul, com o orgulho dele ser brasileiro.

Foi para um campo do nosso pré-sal”, revela, sem dar nomes aos ativos.

Anna Paula afiança que o time dela conseguiu impactar o negócio, desenvolvendo novos projetos na América Latina (LAM). “Nossa equipe era o maior grupo de consultoria em geomecânica da Schlumberger”, afirma. “Liderei diferentes geomercados, com todas as diferenças associadas, desde cultural até

os modelos de negócios, passando pelos desafios técnicos de distintas geologias e meio-ambiente, assim como o nível de conhecimento Geomecânico do grupo e dos clientes”, relata a executiva.

Uma experiência que lhe assegurou conhecimento de como agir estrategicamente, fazer engajamentos antecipados e adequar as necessidades de acordo com o propósito em soluções e tecnologias para os clientes e mercado personalizados.

“Um grande aprendizado foi buscar entender o que o cliente precisa e a melhor maneira de aplicar as soluções”, complementa.

NO DRILLING Em setembro de 2014, foi para o Equador (Quito), assumir uma dupla posição: a de gerente do Drilling Group Integration e gerente do PetroTechnical Engineering Center (PTEC), um centro de excelência da empresa. Mais uma experiência marcante e mudança total de carreira. “Me peguei pensando como TN Petróleo 136 29

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uma geomecânica, de geociências, poderia coordenar e agregar valor em um grupo multidisciplinar de perfuradores?”, revela.

Gerenciava a engenharia (planejamento e suporte as operações – acompanhamento) juntamente com a equipe dela de projetos complexos de perfuração, coordenando múltiplas linhas de produtos (direcional, brocas, ferramentas de perfuração, registro de lama , fluidos de perfuração e cimentação ) para alcançar a melhor solução integrada para perfurar poços com eficácia com base na mitigação de riscos.

“O grande desafio era conhecermos e mapearmos riscos que poderiam ocorrer, tanto do ponto de vista de subsolo (geológicos e geomecânicos) como operacionais, de perfuração e estarmos preparados para atuar caso algum desses riscos realmente acontecessem. O coração desse processo era um excelente dever de casa que tínhamos que fazer na fase de planejamento e integração dos dados e diferentes disciplinas”, avalia.

A Equipe PTEC Equador trabalhou para estatais e global players privados (NOC e IOCs), recordes de desempenho na época, mudando a percepção do cliente para o serviço integrado, reconhecendo a empresa como líder em perfuração no Equador. “Um dos bônus extras que essa função trouxe foi a oportunidade de coordenar e integrar as disciplinas, criando a ideia de escrever um livro em parceria com a Petroamazonas, captando a experiência de perfuração no campo de OSO”, revela Anna Paula.

Ainda no Equador, em julho de 2016 passou a ter uma nova atuação, quando tornou-se analista de negócios de perfuração e geomecânica para a América do Sul da Schlumberger. Um passo adiante na área de gestão de negócios. “Naquele momento eu estava encarregada de criar e padronizar soluções altamente 30

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técnicas e adequadas para as necessidades do cliente em Geomecânica e soluções digitais de perfuração de poços”, observa.

Anna Paula explica que já estava atuando na gestão desde o México e depois, mais fortemente, quando assumiu a liderança para Latino América. “Eu ‘jogava em todas as posições’, desde idealização do projeto, marketing, proposta técnica e econômica, gestão da equipe e até de alguns projetos. Gosto desse modelo híbrido de trabalho de gestão com background técnico”, afirma.

GEOMECÂNICA É FUNDAMENTAL Ela revela que escutou algumas vezes que o seu currículo era muito bom, porém que não tinha conhecimento prático do funcionamento e da dinâmica de uma empresa.

“Tive que provar que poderia aliar conhecimento técnico e capacidade operacional em múltiplos projetos.

Sou diferente da maioria dos colegas de trabalho na Schlumberger pois sou middle carrier: não comecei na empresa como recém-formada, mas sim sendo contratada exatamente para prover a empresa suporte dentro da minha área de conhecimento”, pontua.

Salienta que um dos grandes desafios profissionais que teve foi migrar do mundo universitário/científico para o dinâmica e pragmatismo do mundo coorporativo. “Trazer esse conhecimento e soluções mais avançadas é sem dúvida algo que realmente me dá prazer. Ver como um conhecimento pode estar vivo desde a fase exploratória até o abandono do poço é incrível”, diz ela.

Questionada sobre a importância da geomecânica na exploração e desenvolvimento do pré-sal, embora não seja tão comumente citada como engenharia de poço, modelo geológico, geologia do reservatório etc., a PhD não titubeia. “Costumo dizer que não deveria existir departamento

de G&G (Geofísica e Geologia) e sim de G&G&G (Geofísica, Geologia e Geomecânica). Uma linda disciplina que nos permite quantificar de tensão e deformação nos campos e que dever sempre ser considerada para sermos cada vez mais e mais assertivos”, frisa.

Em uma indústria em que informação é um ativo, ela acredita que a multidisciplinaridade e a integração é a melhor solução. “Abordagens multidisciplinares e integradas são fundamentais. Deter a informação não é mais o que vai te fazer ser o primeiro a chegar a algum lugar, mas como usar a informação de maneira colaborativa. Não existe somente um ponto de vista e uma solução.

Uma equipe multidisciplinar pode encontrar a solução mais adequada e a resposta não será dada somente por um especialista ou por uma disciplina”, analisa.

Ela observa que qualquer projeto que busque ter êxito, tem que atuar dentro de um espectro de mitigação de riscos. “E para podermos mitigar os riscos necessitamos conhecer o que cada disciplina vê como risco inerente. Dessa maneira serão analisados quais são os desafios e o risco de ocorrerem ou mesmo se repetirem. É necessária atenção constante à aplicação desses conceitos interligados”, acrescenta.

MULTIDISCIPLINARIDADE Diretora de Tecnologia da Schlumberger no Brasil (desde fevereiro de 2018) . Dentro da Schlumberger há um grupo dedicado à pesquisa (representada pelo Centro de Integração Tecnológica BTiC - Brasil) que não trabalha de maneira isolada, mas de maneira integrada com as operações. “Isso permite uma visão global dos desafios do dia a dia e das soluções, metodologias e inovações (conhecimento) possíveis de migração para o portfólio de P&D da empresa”, pontua.

Todos os esforços do grupo estão focados em parcerias e investimentos em projetos estratégicos e relevantes para a indústria no país, visando desenvolver tecnologias para os desafios dos campos brasileiros, focados em uma abordagem ‘adequada à finalidade’. “Trabalhamos com uma equipe multidisciplinar, integrando desde pesquisadores matemáticos, químicos, físicos, geólogos e engenheiros com engenheiros de planejamento e operações, buscando agregar o melhor valor de cada um”, enfatiza.

Com esse novo approach ela afirma que foi possível mudar a ‘cara’ do grupo de pesquisa e inovação da Schlumberger no Brasil. “Passamos de termos dois projetos de pesquisa básica e perdas financeiras para novos oito projetos com ganhos reais em tecnologias, workflows e aplicações de Inteligência Artificial em projetos de caracterização até protótipos de completação inteligente”, comemora a executiva.

Anna Paula ressalta que é importante analisar como a P&D (pesquisa e desenvolvimento) poderá ajudar a influenciar diretamente na gestão de portfólios, além de dar um retorno aos investimentos anteriores e atuais na diminuição, ou mesmo erradicação, dos erros. “Essa crise vai passar e as tecnologias, soluções e inovações corretamente utilizadas para sair dela vão ficar no dia a dia das companhias”, avalia.

DIVERSIDADE SIM! Questões como diversidade e gênero vêm avançando muito lentamente na indústria, na visão da executiva. “No Brasil tenho companheiras incríveis na minha área, como a Isabel Waclawek (gerente de P&D na Total), a Andrea Achoa (Equinor), a Jane Zhang (gerente geral de Tecnologia da Shell) e a Tamara Garcia Bermejo, na Repsol Sinopec. Vejo, ainda que timidamen-

te, um avanço em relação à liderança da mulher no mercado brasileiro de óleo e gás, com a Equinor sendo liderada pela Veronica Coelho, a Cristina Pinho e a Ana Zambelli, no IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás), Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás e até recentemente, a Anelise Lara, na diretoria da Petrobras, que tem outras mulheres na diretoria e no conselho de Administração”, exemplifica a executiva da Schlumberger.

Ela destaca também as mobilizações dos últimos anos, com a criação do Comitê de Diversidade do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), o Win Energy da SPE, os programas de diversidade das operadoras e prestadoras de serviço. Mas reconhece que é preciso seguir impulsionando novos movimentos para um mercado mais igualitário.

“Diversos estudos comprovaram que a diversidade é uma grande riqueza nas soluções que podem ser abordadas pelas empresas. E que existem numerosos talentos, independentes do gênero, raça, nacionalidade, idade. Devemos estar abertos e sermos atrativos para todos esses talentos, incluindo nós, mulheres”, pontua.

Ela se pergunta contra o que as mulheres ainda estão lutando. “Não e somente uma questão de cultura, ambiente que estamos inseridas, histórico familiar e padrões? Quem são os nossos modelos? Como é o retrato das diretorias, conselhos, associações, presidência das empresas que trabalhamos? Essa falta de identificação nas fotografias de posto de liderança, na minha visão, é uma grande barreira na carreira dentro da indústria de óleo e gás.

Não nos vemos inseridas nas posições de comando e posto chaves das empresas”, afirma.

Anna Paula acrescenta que quando nos deparamos com as exceções,

elas são consideradas ‘pontos fora da curva’, sendo sempre questionadas sobre o que fizeram de diferente para conseguirem chegar nessa posição.

“Temos que conseguir ver de maneira natural a acessão de mulheres. E as empresas têm que criar políticas concretas que possibilitem essa diversidade de gênero, biotipo e raça”, complementa.

Questionada se nunca sofreu diretamente algum tipo de preconceito, ela diz que teve que sim! Porém estava tão focada na sua trajetória que isso não foi um fator que possa a ter prejudicado. “Nós mulheres, de formação tecnológica, somos todas ótimas, competentes e lindas!”, diz rindo. Lembra que quando se formou em engenharia, na década de 1990, a relação era de 10% de mulheres graduadas x 90% homens. “Já mudamos essa realidade! Hoje somos 50% ou mais dessa população!”, Contudo, reconhece que muitas acabam não optando pela indústria de óleo e gás por não verem planos de carreira definidos, que possam levá-las às posições chaves que ambicionam. “Dentro da formação técnica temos as mesmas oportunidades, mas no momento de ascender a cargos de liderança encontramos outros tipos de barreiras, que não fazem referência à capacidade técnica. Entra o elemento subjetivo - viés inconsciente, cultura, estereótipo etc, acredito que seja exatamente neste ponto que as empresas precisam atuar para romper esse paradigma, com políticas efetivas e claras.”

Anna Paula frisa que nunca se intimidou com o jogo homens x mulheres. “Sempre achei mais divertido e saudável jogar juntos. Tive chefes inspiradores e outros nem tanto.

Acho simplista a ideia de que o gênero do gestor seja determinante para um ambiente saudável entre homens e mulheres. Acredito muito mais na importância do caráter e visão amTN Petróleo 136 31

perfil profissional

pla dos eu gerente independente do gênero. A diferença está em ter políticas de igualdade efetivamente implementadas.”, analisa.

FAMÍLIA & CARREIRA Quanto à vida pessoal, afirma que a família entende os desafios.

“Somos uma grande equipe”, afiança a executiva, reconhecendo que as mulheres, independentes da área de atuação, sempre tem o desafio de conciliar projetos profissionais e pessoais. “Por mais que tenhamos suporte dos nossos cônjuges, nossos filhos sempre vão esperar nossa efetiva participação no cotidiano deles.

Seja na apresentação de teatro no final do ano, na reunião da escola, na mudança de grau escolar ou em alguma atividade física. Definitivamente você precisa se fazer presente.

Tarefa dura, mas prazerosa (rs) para as mulheres que trabalham fora”, diz sorrindo.

Ela observa que sempre buscou a liberdade e satisfação e se preparou para conseguir isso. “Desde nova queria viajar e conhecer muitas culturas, lugares, viver essas experiencias. Pude fazer muitas 32

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dessas viagens (faltam ainda outras tantas...), E fico ainda mais feliz por ter meu esposo, Mario e o nosso filho, Gabriel, como meus grandes companheiros dessas aventuras”, revela.

A executiva reconhece que é uma grande sorte ter um companheiro que esteve (e está) sempre disposto a acompanhá-la em suas atuações internacionais. “Isso, seguramente, não foi fácil para ele, pois não é algo muito comum. Não encaro como uma conquista e sim como um objetivo maior que buscamos juntos, como família. Mario sempre soube da importância da minha carreira profissional.

Fizemos essa conquista juntos. Por isso costumo dizer que me faltaram anos para seguir agradecendo esse grande companheirismo, amizade, amor e parceria!”, diz Anna Paula.

No dia a dia, o que mais a motiva é participar da formação e crescimento do filho, Gabriel. “Sempre estamos envolvidos em jogos e atividades lúdicas, que estimulem a sua curiosidade. Isso me dá muito prazer. Melhor ainda se associamos a experiências que envolvam diversidade culturais”, diz ela.

Executiva, esposa e mãe, a engenheira ainda encontra tempo para estudar: acabou de concluir o curso de negócios RICE - GELP - Global Energy Leadership Program, na Jones Graduate School of Business (Houston, Texas). “O curso me trouxe uma visão geral do cenário da indústria neste período turbulento. Foi incrível revisar o planejamento estratégico e a execução do fator de sucesso de gestão e liderança com ênfase no crescimento por meio de finanças, estratégias de marketing, inovação, soluções digitais e novas energias.

Ter essa visão global convivendo com colegas de múltiplas nacionalidades e empresas globais e locais (operadoras, companhias de serviços, empresas do ramo de energia e supply chain) foi enriquecedor”, diz a diretora de Tecnologia da Schlumberger.

Comprovando o título dessa matéria, Anna Paula deixa uma mensagem para quem está começando: “para realizar seus sonhos, não há combustível mais poderoso que a paixão.

Procure fazer cada etapa do processo com empenho, dedicação e verdade.

Assim, sua satisfação pessoal será sua maior recompensa”.

P R E S E N T E D BY

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prémio caro

I PRÊMIO CARO Novos valores vão contribuir para a sustentabilidade da indústria de óleo e gás

O

Anabal Santos Jr. tem diversificada experiência profissional na industria do Petróleo.

Graduado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal da Bahia, com especialização em Engenharia de Petróleo – Produção, MBA em Finanças pela FGV, Mestre em Regulação de Energia pela Universidade Salvador – UNIFACS e formação em gestão da Qualidade certificado pela (ASQC) American Society for Quality Control. Atualmente é Secretario Executivo da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás Natural (ABPIP), membro do Grupo de Estudos de Petróleo e Gás da Federação das Industrias do Estado da Bahia (FIEB), membro do Comitê de Áreas Terrestres e Aguas Rasas do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), representante da Industria Onshore junto ao REATE do MME, e Sócio da Solução Energia Consultores.

Kelly Angelim é formada em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal de Campina Grande (UFCG), mestre em Simulação e Gerenciamento de Reservatórios de Petróleo pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE) e especialista em Eficiência Energética pelo PRH/42. Atualmente, é Analista na Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), pesquisadora da Rede GasBras na Universidade de São Paulo (USP), Coordenadora na EnergyC e membro do Comitê Executivo do Projeto CARO.

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s regime regulatório vigente no Brasil tem tratamento similar para os campos terrestres e marítimos de exploração e produção de petróleo e gás natural. Assim sendo, com a evolução da indústria, torna-se mandatório que as atividades desenvolvidas no ambiente onshore tenham uma regulação que seja mais adequada ao porte de suas operações e não o que ocorre hoje ,quando as obrigações são, na maioria das vezes, similares às atribuídas a concessões que produzem até mil vezes mais e em cenários de maior complexidade, riscos e ambientalmente mais sensíveis.

A adoção de boas práticas na adequação da regulação aplicada para objetivos definidos, em cada segmento, é recomendada, de forma a proporcionar um ambiente competitivo, com condições viáveis para a entrada de novos operadores, aumento do investimento, geração de riqueza e benefício socioeconômico.

Nesse sentido, o projeto CARO (Campo Adequadamente Regulado) surgiu com o objetivo de despertar jovens estudantes, profissionais da indústria, pesquisadores acadêmicos e estudiosos interessados no crescimento sustentável da indústria de óleo e gás para que contribuam na formulação de uma regulação adequada para os campos onshore, compartilhando ideias e soluções inovadoras.

Como forma de reconhecimento foi criado o Prêmio Caro, que teve a primeira edição realizada no primeiro semestre de 2021, e o patrocínio (suporte financeiro) das empresas Eneva, PetroRecôncavo, 3R Petroleum, Imetame e Perenco.

GOVERNANÇA Para a construção desse projeto foi constituído um Comitê Executivo reunindo membros de instituições consolidadas no mercado e também de organizações recentemente criadas, comandadas por jovens lideranças, destacando a importância da interação entre diferentes gerações para garantir maior dinamismo ao trabalho.

A governança do CARO está suportada pelos seguintes atores: Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo (ABPIP), Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP), FGV Energia, Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo (IEE-USP), SENAI CIMATEC (FIEB), PRH-ANP 27.1 – Programa de Recursos Humanos da ANP, Plataforma EnergyC, Até

o Último Barril e Seção Bahia-Sergipe da SPE (Society of Petroleum Engineers).

Além do Comitê Executivo, outros agentes contribuíram para a consolidação dessa iniciativa com o entusiasmo de construir um mercado onshore mais forte no Brasil. Parceiros do projeto CARO, os seguintes escritórios de advocacia formam o Conselho Jurídico: Veirano Advogados, Trench Rossi Watanabe, BRGC Advogados, , Cescon Barrieu, Schmidt Valois, Vieira Rezende Advogados e o escritório Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados. São apoiadores institucionais a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e a Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (ABIMAQ).

O projeto CARO contou ainda com a atuação pessoal de 12 renomados profissionais da indústria: Adrianno Lorenzon, Alberto Rodamilans, Fabio Edgar, Henrique Sonja, José

Fernando de Freitas, Larissa Dantas, Leonardo Caldas, Nelson Narciso, Rafaela Furtado, Romulo Florentino, Patrícia Sampaio e Virginia Parente.

Nominados de ‘Caríssimos’, eles foram responsáveis pelo acompanhamento e orientação dos participantes durante o período de execução do projeto.

PRÊMIO CARO O Prêmio CARO contemplou trabalhos que apresentaram propostas e medidas para

simplificar e flexibilizar o atual arcabouço regulatório para o ambiente onshore, visando agregar valor para a atividade de exploração e produção em campos terrestres.

Com edital público de inscrição, a premiação recebeu 77 inscrições individuais (54 do sexo masculino e 23 do sexo feminino), predominantemente na faixa dos 20 aos 30 anos, a maio parte oriunda das regiões Sudeste e Nordeste (afira o perfil dos inscritos na Figura 1).

Os candidatos selecionados pelo Comitê Executivo seguiram para a segunda etapa do processo seletivo, que engloba a entrega de um pré-projeto sobre o trabalho a ser desenvolvido, indicando se o mesmo seria realizado individualmente ou em grupo de até cinco pessoas.

Foram selecionados 25 pré-projetos para a etapa seguinte, por estarem em pleno acordo com a temática do projeto e obedecendo às condições estabelecidas no edital.

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prémio caro A terceira etapa, correspondente à fase de execução dos trabalhos, consistiu na execução prática das tarefas planejadas.

Foi realizado sorteio para distribuição dos trabalhos a serem acompanhados e supervisionados pelos ‘Caríssimos’. Com base na temática estabelecida, as propostas desenvolvidas nessa fase deveriam conter os seguintes tópicos: minuta de resolução, nota técnica e relatório de aderência legal regulatória. Ao final dela, foram selecionados os 12 melhores trabalhos que seguiram para a fase subsequente.

Na quarta etapa, os selecionados participaram de uma série de Webinars promovidos pelo Comitê Executivo, na qual fizeram uma apresentação detalhando a funcionalidade da sua proposta. A partir de notas atribuídas pelos Caríssimos, com base nos critérios de avaliação, foram selecionados os 6 melhores trabalhos para a fase final.

Nessa última etapa, os trabalhos foram apresentados a uma banca examinadora integrada por executivos renomados do mercado de petróleo e gás, como Heloísa Borges (Empresa de Pesquisa Energética/EPE), Décio Oddone (CEO da Enauta), Raphael Moura (ANP) e Virginia Parente (IEE-USP), que escolheram os três trabalhos vencedores. Foram entregues premiações financeiras no valor total de R$18mil reais, de acordo

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com a classificação: 1º lugar: R$ 10.000,00; 2º lugar: R$ 5.000,00 e 3º lugar: R$ 3.000,00.

A grande vencedora foi a Raquel Gregório, que elaborou individualmente o trabalho “Alíquota de Royalties para Campos Maduros”, propondo uma adequação da regulação atual sobre a alíquota de Royalties, considerando as especificidades do onshore brasileiro, como os diferentes níveis de produção dos campos terrestres e fator de recuperação. A autora trouxe dados e sugestões para embasamento dessa proposta.

Em segundo lugar ficou o projeto intitulado "Redução da alíquota de royalties com base no porte da empresa e produção de BSW", desenvolvido por Fellipe Augusto, Gerson Garcia e Maria Eduarda Artuso. O trabalho apresentou uma proposta de simplificação regulatória sobre a alíquota de royalties pagas por empresas de produção e exploração de petróleo e gás natural em campos maduros e marginais onshore, considerando as particularidades como porte da empresa e produção de água do campo.

Em terceiro lugar ficou o trabalho "Incentivo à produção e ao acesso de dados técnicos", elaborado por Luara Souza, Sidclei Benevides e José Carlos Henrique, no abordaram a temática de dados técnicos. O trabalho propôs alternativas para facilitar a acessibilidade aos dados existentes por meio

da liberação de acesso gratuito aos dados pré-stack e pós-stack das bacias sedimentares terrestres. Também sugere um estímulo ao desenvolvimento de estudos de interpretação e integração dos dados pré-stack armazenados no Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP) da ANP, por meio da criação de um mecanismo de compensação denominado "créditos de aquisição de novos dados" e a redução da burocracia no processo, tornando este mais fluido e eficiente.

O projeto CARO buscou ser colaborativo e inovador, contribuindo para o processo de simplificação e proporcionalidade regulatória, além da melhoria do ambiente de negócios nas atividades terrestres de exploração e produção de óleo e gás no Brasil. Os trabalhos elaborados no projeto se mostraram de alta qualidade técnica, com viabilidade para serem desenvolvidos e aplicados visando a simplificação regulatória referente a questões emergentes no onshore brasileiro.

Os próximos meses serão de trabalho e planejamento para um novo desdobramento do CARO, com um viés voltado para o ambiente offshore, tendo em vista a consolidação do Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar) do Ministério de Minas e Energia (MME).

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regulação onshore

Ensaios sobre regulação para o segmento onshore

O Marcelo Mafra Borges de Macedo é Especialista em Regulação do quadro de efetivo da ANP desde 2006.

Formado em Engenharia Química, atua na Superintendência de Desenvolvimento e Produção, tendo passagens pelas áreas de Conteúdo Local e Segurança Operacional da Agência, com experiências anteriores na FIRJAN e Petrobras. Possui Pós-graduação Executiva em Petróleo e Gás pela COPPETEC/UFRJ e Especialização em Regulação, Concorrência e Reestruturação nos setores de Infraestrutura pelo Instituto de Economia/UFRJ. Roberto de Castro Rebello ingressou na ANP em 1998, tornou-se Especialista em Regulação do quadro de efetivo em 2006.

Formado em Direito, atua na Superintendência de Desenvolvimento e Produção. Possui Pós-graduação em Logística e Mobilização Nacional (CLMN) pela Escola Superior de Guerra - ESG, Especialização em Direito do Estado com ênfase em Direito do Petróleo pela UERJ e Especialização em Regulação, Concorrência e Reestruturação nos setores de Infraestrutura – Centro de Ciências Jurídicas e Econômicas pela UFRJ.

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segmento onshore de óleo & gás brasileiro possui um enorme potencial produtivo devido à ordem de grandeza das reservas provadas de petróleo e gás, respectivamente, 458 milhões de barris e 77 bilhões de m3 bacias sedimentares terrestres, sendo que muitas sem encontram em estágio avançado de maturidade, enquanto outras ainda permanecem pouco exploradas.

O fator de recuperação das bacias terrestres segue muito aquém das reais possibilidades de produção de seus respectivos campos. Entende-se que este fato decorre, principalmente, da estagnação dos investimentos no ambiente terrestre ao longo das duas últimas décadas por parte da Petrobras, cuja predominância vem sendo substancialmente alterada em razão de sua estratégia sob a forma de desinvestimento de ativos.

O viés decrescente da produção pode ser observado e representa considerável parcela de renda não aproveitada, revelando perdas econômicas para os setores público e privado. O gráfico a seguir apresenta a variação da produção onshore de petróleo, gás natural e petróleo em barris de óleo equivalente no Brasil entre janeiro de 2000 a janeiro de 2021. Nota-se expressiva perda de produtividade de mais de 57% ocorrida entre 2000 e 2020. A produção de petróleo em janeiro de 2021 equivale à mesma produção obtida em setembro 1961, portanto, há 60 anos atrás, fato que reforça a tese sobre a qual os recursos petrolíferos onshore podem ser aproveitados de maneira mais eficiente.

Assim, verifica-se que existe uma quantidade substancial de recursos ainda não produzidos que demandarão um conjunto específico de incentivos para que venham a ser efetivamente explotados, gerando desenvolvimento econômico e benefícios para a sociedade brasileira.

Reforça-se a importância da busca por um ambiente regulatório e de negócios favoráveis para a revitalização e a retomada da produção dos campos maduros terrestres, tendo em vista, a rápida transformação energética que está em andamento em todo mundo, por meio do desenvolvimento de matrizes de baixo carbono e energias limpas. Ou seja, o não aproveitamento dos recursos petrolíferos nos curto e médio prazos, pode representar a perda definitiva de grandes oportunidades econômicas e da geração de riquezas.

O cenário da retomada da produtividade onshore possui diversos fatores impactantes que necessitam ser tratados, com destaque para o arcabouço regulatório. A elevada complexidade e multiplicidade temática revela que uma abordagem pontual em um ou outro regulamento, não seria suficiente para gerar os efeitos simplificadores para a retomada da produção onshore. Nesse cenário, há a necessidade de

se conceber uma abordagem sistêmica que possa identificar os pontos críticos da malha regulatória que devem ser revisados. Os autores criaram então o conceito denominado de “Rede Regulatória”, cujos nós perfazem os elementos críticos que, se aprimorados em conjunto, poderão criar rapidamente um ambiente regulatório e de mercado dinamizado e atrativo, potencialmente favorável à expansão das atividades de produção onshore A modernização e a revitalização do segmento onshore serão impulsionadas por um criterioso processo de simplificação e adequação da abrangência de regulamentos, incluindo o aprimoramento de requisitos do edital/contrato de concessão para as áreas da Oferta Permanente.

A efetiva minimização ou mesmo a eliminação das garantias financeiras associadas ao Programa de Trabalho Inicial (PTI), nos editais de licitação das áreas com acumulações marginais, significaria a possibilidade de direcionamento de maior volume de recursos para a reabilitação dos campos, proporcionando harmonização de requisitos e

gerando maior atratividade aos leilões. Tal ação, não resultaria na perda do controle regulatório, pois permaneceria possível a aplicação de penalidades em caso de descumprimento do PTI. Nos contratos de concessão para campos terrestres de pequena produção, propõe-se a redução do prazo de entrega dos Planos de Desenvolvimento (PD) e de suas respectivas análises por parte da ANP, de 180 para 90 dias.

O ganho de tempo na elaboração e na aprovação do PD permitirá a antecipação das atividades de reabilitação e desenvolvimento de campos de menor escala, robustecendo a economicidade desses ativos.

Adicionalmente, ainda no contrato de concessão, propõe-se também uma profunda simplifi-

cação dos requisitos do Boletim Mensal de Produção (BMP) para os campos terrestres de pequena produção, além da exclusão da obrigatoriedade de apresentação à ANP de justificativa para variações superiores à 15% no volume da produção em relação àquele previsto no Programa Anual de Produção (PAP).

A atual regulamentação define em 5.000 boe/d a faixa de transição entre campos de grande e pequena produção, sem que que haja distinção entre os ambientes terrestre e marítimo. Tal fato, produz distorções, na medida em que, por exemplo, enquadra os campos de Tupi (1,1 MMboe/b) e Carmópolis (5.600 boe/d), ambos como campos de grande produção. Portanto, buscando a implementação de toda uma lógica TN Petróleo 136 39

regulação onshore

para adequação de conteúdo e de abrangência normativa da Rede Regulatória, faz-se necessária a criação dos novos conceitos de campos marítimos e terrestres de pequena e grande produção. Os campos marítimos de pequena produção passariam a ser aqueles com volume inferior ou igual à 30.000 boe/d e acima disso, o campo seria enquadrado como de grande produção. No onshore, a faixa de transição proposta estaria ajustada para 10.000 boe/d.

Tais definições seriam estabelecidas por meio da revisão da Resolução ANP nº 17/2015 que define os requisitos para elaboração do PD. Ou seja, o foco do detalhamento dos dados e informações recairiam sobre os campos marítimos e sobre os campos terrestres enquadrados como de grande produção. Para os campos terrestres de pequena produção, o PD teria seu escopo amplamente remodelado, tornando-o mais compatível com o nível da produção dos operadores de pequeno e médio portes, seguindo as diretrizes da Resolução CNPE nº 17/2017.

Essas simplificações seriam muito positivas para a renovação 40

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contratual dos campos terrestres quando será exigido apresentar a revisão dos PDs contendo os planos de revitalização da produção.

A criação do conceito de campo terrestres de pequena produção permitirá substancial simplificação de conteúdo dos Programas Anuais de Trabalho e Produção (PAT/PAP) e do Boletim Anual de Reservas (BAR), por meio da racionalização do quantitativo de dados a serem transmitidos para a ANP. Em relação à política de redução de alíquota de royalties, entende-se que a RANP nº 749/2018 possui escopo muito positivo, porém poderia ter tido uma abordagem ainda mais arrojada. Nesse cenário, foi proposta a criação do conceito “Aproveitamento Racional do Gás Natural Associado” como elemento determinante para o incentivo do uso do gás nos campos onshore. Assim, os campos que optassem por desenvolver projetos de utilização do gás associado poderiam pleitear redução da alíquota de royalty para o volume integral do gás produzido, seja na revitalização de um campo maduro, seja no desenvolvimento da produção, logo após a declaração de comercialidade no momento da apresentação do PD. A implementação do conceito do aproveitamento racional do gás natural demandaria pequeno ajuste na Resolução CNPE nº

17/2017 para a inclusão do novo dispositivo incentivador proposto que está absolutamente convergente com a Política de E&P emanada pelo CNPE. O gráfico abaixo indica o potencial de aplicação do incentivo de redução de royalties para projetos de aproveitamento racional do gás associado nas áreas do 2º Ciclo de Oferta Permanente, quando foram ofertadas 427 áreas com alíquotas de royalty em 7,5%.

Outro tema relevante abordado de fundamental importância para a indústria onshore, foi a regulamentação de segurança operacional. Portanto, apresentou-se a proposta de um novo recorte da abrangência de aplicação dos regulamentos SGI (RANP nº 02/2010) e SGIP (RANP nº 46/2016).

Tanto o SGI quanto o SGIP são regulamentos que exigem a constituição de um complexo sistema de gestão, naturalmente orientado para operações de grande porte, com maior complexidade e risco. Assim, para o SGI, sugere-se a ampliação da faixa de isenção do regulamento dos atuais volumes de produção de 15m3/d de petróleo e 2.000 m3/d de gás, para o volume de 1.500 boe/d.

Nessa configuração, o número de campos sujeitos ao regime do SGI cairia de 106 para 26.

Ressalte-se que, a redução de 75% dos campos abrangidos pelo

SGI não significa negligenciar a segurança operacional, pois tais campos possuem baixa produtividade e baixa complexidade. Assim, propõe-se a criação de dispositivo regulatório específico para que os operadores desses campos isentos do regime SGI desenvolvam, em conjunto com os demais operadores, manuais de procedimentos alinhados às melhores práticas internacionais de segurança operacional de áreas de pequena produção.

Para o SGIP, sugere-se a alteração tanto da regra de aplicação do regime simplificado do regulamento, quanto das práticas de gestão associadas a esse regime.

Pela regra atual, o SGIP é aplicado para todos os poços terrestres e marítimos sem distinção associada à risco, vazão ou quaisquer outros tipos de parâmetros. Entretanto, o SGIP estabelece um regime de exceção para operadores que possuem campos somente com poços não surgentes, neste caso, a aplicação do SGIP contempla 9 das 17 práticas de gestão. A proposta trabalhada estabelece que o regime simplificado de aplicação do SGIP seria orientado para campos terrestres de pequena produção cujas áreas possuam até um único poço com vazão superior à 1.500 boe/d. Nesta situação, seriam aplicáveis somente alguns dos itens das práticas de gestão nº 10 (Ciclo de Vida do Poço), 11 (Elementos Críticos & Integridade) e 12 (Análise de Riscos).

Tanto para o SGI quanto para o SGIP, foi proposto um dispositivo muito importante, aplicável quando da cessão de direitos de campos produtores. Nessas situações, os novos operadores de campos terrestres de pequena/ grande produção teriam o prazo de 90 dias para adequar o ativo aos requisitos do SGI/SGIP den-

tro da abrangência pertinente.

tiva para as multas aplicadas aos

Entende-se como tecnicamente positivo que o operador disponha do período de transição para tomar conhecimento detalhado sobre as reais condições operacionais do campo que tenha sido objeto de cessão de direitos. Durante o período de transição, os campos estariam isentos da fiscalização do SGI/SGIP, porém teriam o monitoramento da ANP que forneceria, quando demandada, os esclarecimentos cabíveis aos requisitos do SGI/SGIP para o novo operador.

Por fim, foi proposta uma minuta de resolução de Termo de Ajustamento de Conduta como altera-

operadores por descumprimento de requisitos regulatórios e contratuais. Entende-se que tal instituto, já adotado por outros órgãos da administração pública, é uma excelente alternativa para direcionar os recursos para aplicação direta na melhoria das operações, que outrora, seriam pagos a título de multa. Destaca-se que já houve uma ação preliminar da ANP na implementação do instituto do TAC quando da revisão da Portaria ANP nº 234/2000, tendo sido elaborado o Parecer da Procuradoria Federal com opinião favorável à regulamentação do tema.

Destaca-se que o conteúdo desenvolvido no trabalho elaborado para o Projeto CARO representa única e exclusivamente a opinião dos autores. Portanto, as ideias e opiniões expressas no texto submetido são de exclusiva responsabilidade dos autores, não refletindo, necessariamente, as opiniões da ANP ou de quaisquer outros órgãos ou instituições.

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royalties

Adequação alíquota de royalties para campos terrestres maduros e marginais

A Alberto Rodamilans Freire de Carvalho é formado em engenharia mecânica (2011) e Mestre em Regulação da Indústria de Energia (2009) pela Universidade Salvador. Ingressou na ANP em 2010 como Especialista em Regulação de Petróleo e Derivados, Álcool Combustível e Gás Natural tendo atuado no Núcleo de Fiscalização da Medição da Produção e na Superintendência de Desenvolvimento e Produção. Desde 2019 atua na Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente..

Raquel Gregorio é graduanda em Relações Internacionais na Laureate International Universities – IBMR. Vencedora do Projeto Caro (Campo Adequadamente Regulado), com o trabalho "Alíquota de Royalties para Campo Maduros e Campos Marginais". Estagiária de Comunicação em Óleo e Gás Natural na ABPIP, coordenadora do GT de Eventos do Comitê Jovem do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP). Colaboradora da Plataforma Energy C na parte de Comunicação e Mídias Sociais. Pesquisadora júnior da Revista de Relações Exteriores sendo a linha de pesquisa a paradiplomacia.

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s participações governamentais são compensações financeiras devidas aos governos pagas pelos operadores das atividades de produção de petróleo e gás natural, segundo a Lei 9.478/1997¹.

Entre as participações, encontram-se os royalties, o bônus de assinatura, a participação especial, participação aos proprietários de terra, e a retenção de área. Apesar da sua facilidade de apuração e fiscalização, os royalties são regressivos e não neutros, afetando a economicidade da produção.

Por meio do edital de licitações, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) pode reduzir a alíquota de Royalties, que segundo o Art. 47 da Lei 9.478/1997 é de 10% (dez por cento) da produção de petróleo e gás natural, para o mínimo de 5% (cinco por cento) da produção. A redução da alíquota considera os riscos geológicos, as expectativas de produção e outros fatores pertinentes de um campo. Além das duas alíquotas mencionadas, a Lei nº 12.351/2010 define a alíquota de Royalties dos contratos de Partilha na Produção em 15% (quinze por cento) da produção do campo. Os contratos de partilha são destinados às áreas consideradas estratégicas, como o polígono do pré-sal.

A partir de pesquisa como base em análise bibliográficas dedutiva das resoluções, editais, notas técnicas e audiências públicas realizadas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e ANP, foi observado movimentos institucionais do CNPE, a partir do ano de 2005, sobre os temas dos royalties, campos maduros e campos marginais.

Pode-se destacar três movimentos institucionais recentes e relevantes para o tema: (i) o primeiro a Resolução CNPE nº 17/2017, que prevê a redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental de campos maduros; (ii) a Resolução CNPE nº 03/2020 que autorizou a realização do primeiro ciclo da Oferta Permanente da ANP que incluiu blocos exploratórios devolvidos à União e áreas de acumulação marginal; (iii) a Resolução CNPE nº 04/2020, que propôs a redução royalties para campos maduros e campos marginais como incentivo às empresas de pequeno ou médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural .

Apesar dos esforços mencionados, na legislação e regulação vigente ainda não mudou de maneira eficiente e diferenciada as obrigações financeiras de acordo com as especificidades dos ativos em terra, embora seja relevante para o redesenvolvimento de campos maduros e de atratividade de campos de economicidade marginal.

Sendo assim, atendendo a demanda da indústria, o trabalho tem o objetivo adequar a alíquota de Royalties as especificidades do onshore, con-

siderando a variedade dos volumes de produção dos campos, fatores de recuperação e o mínimo de alíquota prevista na Lei 9.478/1997.

A ANP define os campos maduros como campos com histórico de produção efetiva, maior ou igual a 25 (vinte e cinco) anos, ou cuja produção acumulada corresponde a 70% (setenta por cento) do volume esperado de acordo com as reservas prováveis (1P). Já os campos marginais podem ser classificados quanto a economicidade, possui reservas prováveis (1P) mas por questões econômicas não se encontra em produção em função de viabilidade econômica, ou quanto ao volume produzido, já tendo produção acumulada corresponde a 80% (oitenta por cento) do volume esperado.

Para uma melhor adequação das alíquotas atuais devem ser consideradas a variedade de operadores, e, principalmente, os diferentes volumes de produção dos campos no país, sendo assim foram estruturadas subclassificações para campos maduros terrestres, de grande, média ou pequena produção.

Os campos maduros de grande produção são campos maduros cuja média da produção de petróleo e/ou gás natural dos últimos 12 (doze) meses foi superior a 5.000 boe/dia (cinco mil barris de óleo

equivalente por dia). Os campos maduros de média produção são campos maduros cuja média da produção de petróleo e/ou gás natural dos últimos 12 (doze) meses foi menor igual a 5.000 boe/dia (cinco mil barris de óleo equivalente por dia) e maior igual a1.000 boe/dia (mil barris de óleo equivalente por dia), e os campos maduros de pequena produção são campos maduros cuja média da produção de petróleo e/ou gás natural dos últimos 12 (doze) meses é menor a 1.000 boe/dia (mil barris de óleo equivalente por dia).

Como resultado, as propostas de adequação da alíquota de Royalties para campos maduros e campos marginais em terra são apresentadas na Figura 01.

Para exemplificar a aplicação da proposta foram selecionados quatro campos maduros com alíquota atual de 10% de Royalties, Macau, recentemente cedido a 3R Petroleum, Gavião Real, operado pela Eneva S.A., João de Barro, operado pela Imetame Ltda., e campo de Miranga, recentemente cedido a Petrorecôncavo.

Considerando os dados abertos da ANP, não foram encontrados os fatores de recuperação dos campos escolhidos, por esta razão o cálculo abaixo considera a fração recupera-

da como o fator de recuperação dos campos e o fator de recuperação médio da bacia como fator de recuperação esperado para o campo.

Os dados de volume de produção e valor dos royalties foram retirados do site da agência.

Utilizando as equações apresentadas na Figura 01, foram obtidas as novas alíquotas de royalties para os campos, apresentadas na Tabela 02. Ainda na Tabela 02 é apresentado o efeito financeiro com a adequação das alíquotas considerando os valores pagos no ano de 2020.

As novas alíquotas dos campos exemplos representam a redução média de 22,9% do valor dos royalties.

Na Bahia, localidade do campo de Miranga, que obteve maior redução da alíquota, as atividades relacionadas a extração e refino de hidrocarbonetos representam 19,4% do PIB Industrial do estado, sendo as atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos responsáveis por 3,5% do PIB Industrial do estado, porcentagem significativa que reforça a importância dos operadores para a economia do estado.

De acordo com as informações do Boletim Anual de Reservas ANP 2020, divulgado em 31/03/2021, TN Petróleo 136 43

royalties

estão em operação no Brasil 348 campos maduros e 28 campos marginais das 14 bacias sedimentares.

Sendo assim, pode-se estipular que mais de 376 campos poderiam ser beneficiados com a adequação da alíquota de royalties proposta, distribuídos em 10 estados de Alagoas, Amazonas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Maranhão, Rio de Janeiro,

Rio Grande do Norte, São Paulo e Sergipe, com a ampliação da metodologia proposta para o ambiente marítimo também.

Espera-se com a adequação das alíquotas de royalties maior investimento pelos operadores em tecnologia para prolongar a vida útil do campo, compra de ativos e crescimento da indústria. No ambiente

de campos terrestres os operadores desses campos são agentes econômicos importantes para o desenvolvimento local e regional, tanto na geração e manutenção de empregos diretos e indiretos, como na prestação de serviços de apoio, fornecimento de equipamentos e na arrecadação de tributos estaduais e municipais.

REFERÊNCIAS [1] BRASIL. Lei 9.478, de 06 de agosto de 2017. Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências. Disponível em <http://www. planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9478.htm>. Acesso em 04/05/2021 CNPE – CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA. Resolução nº 17, de 8 de junho de 2017. Estabelece a Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, define suas diretrizes e orienta o planejamento e a realização de licitações, nos termos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010, e dá outra providência. Disponível em: https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/arquivos/2017/resolucao_cnpe_17_2017.pdf . Acesso em 04/05/2021 CNPE – CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA. Resolução nº 03/2020. Altera a Resolução CNPE nº 17, de 8 de junho de 2017, que estabelece a Política de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural, define suas diretrizes e orienta o planejamento e a realização de licitações, nos termos da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, e da Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Disponível em <https:// www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/arquivos/2020/resolucao_cnpe_3_2020.pdf>. Acesso em 04/05/2021.

CNPE – CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA ENERGÉTICA. Resolução nº 04, de 04 de junho de 2020.Dispõe sobre a redução de royalties e o incentivo às empresas de pequeno ou médio porte nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. Disponível em <https://www.gov.br/mme/pt-br/assuntos/conselhos-e-comites/cnpe/resolucoes-do-cnpe/arquivos/2020/resolucao_ cnpe_4_2020.pdf>. Acesso em 04/05/2021 ANP - AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Royalties e outras participações. “Tabelas contendo o valor mensal dos royalties dos beneficiários”. Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/royalties-e-outras-participacoes/royalties.

Acesso em 06/05/2021 ANP - AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Dados estatísticos. Disponível em https://www.gov.br/ anp/pt-br/centrais-de-conteudo/dados-estatisticos. Acesso em 06/05/2021ANP - AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Reservas nacionais de petróleo e gás natural. Disponível em https://www.gov.br/anp/pt-br/centrais-de-conteudo/dados-estatisticos/reservas-nacionais-de-petroleo-e-gas-natural. Acesso em 07/05/2021.

Perfil da Indústria nos Estados. Bahia. 2021. Disponível em < https://perfildaindustria.portaldaindustria.com.br/ >. Acesso em 16/06/2021.

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regulação onshore

A contribuição social e econômica dos pequenos e médios produtores: reinterpretando a regulação do onshore

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Erick Diniz é Mestre em Direito da Regulação pela FGV Direito Rio. Graduado em Direito pelo IBMEC RJ. Pesquisador nas áreas de direito econômico, societário, administrativo e concorrencial. Advogado.

Carla Marshall é Doutora em Direito Econômico pela UGF. Professora Titular de Direito Empresarial do IBMEC RJ. Membro da Comissão de Direito Econômico OAB RJ. Co-líder do Grupo de Pesquisa de Direito Econômico, Propriedade Industrial e Sustentabilidade e de Direito do Petróleo, cadastrados no CNPq. Parecerista do CONPEDI, autora de diversas obras jurídicas nas áreas de regulação, petróleo, societário, dentro outras. Possui diversos artigos publicados em revistas especializadas. Procuradora Federal aposentada.

Larissa Dantas é Engenheira Civil, graduada pela UFRN, e Advogada, graduada pela UNI-RN, com atuação profissional em ambos os segmentos, tanto na área operacional como na de gestão. Atua desde fevereiro de 2019 como CEO da Companhia Potiguar de Gás (Potigás), a Companhia Distribuidora de gás natural canalizado do Rio Grande do Norte, vem trabalhando pela implantação do Novo Mercado de Gás no RN e participa ativamente do Programa REATE, do Ministério das Minas e Energia (MME), com foco no onshore da Bacia Potiguar.

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um contexto de perfomance econômica, decisões institucionais afetam os custos de troca e produção, determinando, em conjunto com a tecnologia empregada, os custos de transação e transformação que compõem os custos finais de determinada atividade1. Desse modo, por mais que o direito ou mais precisamente a Constituição Federal em seu Artigo 170 Caput determine a livre iniciativa e a valorização do trabalho como regras gerais do nosso ordenamento, instituições acabam por restringir as necessidades, as preferências e as escolhas dos atores econômicos. Visando tutelar o interesse público, garante-se legitimidade para que tais limitações ocorram, seja num espectro amplo como é o caso das agências reguladoras, como de outro específico, a exemplo de autoridades concorrenciais e ambientais.

Nesse esteio, a finalidade de tais restrições se justifica pela necessidade de alocação eficiente de bens e serviços, de modo a alcançar, simultaneamente, o desenvolvimento econômico sustentável e o adimplemento do referido interesse público, visto que a realidade de um mercado ideal, em geral, não se sustenta e, por isso, há necessidade de normas para corrigir suas falhas e, portanto, de implementar regulação setorial.

Por regulação, depreende-se uma atividade complexa que abarca desde fatores econômicos como eficiência, economicidade e inovação até outros de cunho social como justiça e equidade2. Na prática, seus impactos merecem ser estudados sob a ótica conjunta do Direito e da Economia, com o intuito de adaptá-la a realidade de mercado, pela razoabilidade, proporcionalidade e adequação de suas disposições.

A OCDE3 (Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico), por sua vez, define que os objetivos da boa regulação seriam: (a) resolver problemas e alcançar metas definidas; (b) fundamentar-se em evidências e ser proporcional ao problema identificado; (c) ter base C ZYLBERSZTAJN, Decio; SZTAJN, Rachel. Law and Economics. In: ZYLBERSZTAJN, Decio; SZTAJN, Rachel (org.), Direito e Economia: Análise Econômica do Direito e das Organizações, Rio de Janeiro, Elsevier, 2005 2 WINDHOLZ, Eric. HODGE, Graeme A. Conceptualising Social and Economic Regulation: Implications for Modern Regulators and Regulatory Activity. Monash University Law Review, v.

38, n. 2, 2012 3 “A OCDE se dedica à pesquisa e a estudos para o aperfeiçoamento das políticas públicas nas mais diversas áreas e à troca de experiências entre países membros e parceiros. Com grau elevado de diversificação, sua atividades contemplam diferentes áreas de políticas públicas, como política econômica, governança pública, trabalho, ciência e tecnologia, governança corporativa, educação, meio ambiente, comércio, agricultura, economia digital, investimento, entre outras.” Disponível em: https://www.gov.br/casacivil/pt-br/assuntos/ ocde/sobre-a-ocde-1. Acesso em 20 de junho de 2021.

1

Figura 1 – Setores mobilizados pela atuação das empresas de pequeno e médio porte nas atividade de E&P. Fonte: MME8

legal sólida; (d) produzir benefícios que justifiquem os custos; (e) minimizar custos administrativos; (f) ser clara e compreensível ao regulados e usuários; (g) ser elaborada com transparência, com intermédio de procedimentos adequados para manifestação efetiva e tempestiva de atores e grupos interessados4.

Nesse sentido, a regulação deve ser direcionada para implementação de metodologias, que mais do que públicas e compreensíveis, sejam claras e transparentes, de modo a evitar o estabelecimento de uma tecnocracia, que mais onera burocraticamente do que agrega social e economicamente. Desse modo, a legalidade da atuação normativa dos órgãos reguladores deve se pautar muito mais na juridicidade e garantir a responsividade da legislação e, por conseguinte, o melhor enfrentamento da re-

Figura 2 – Previsão de produção onshore 2020 - 2030atividade de E&P.

flexividade social, vista a efemeridade e dinamicidade de suas práticas5.

A atuação discricionária da Administração, fundada no mérito administrativo, isto é, nos parâmetros de conveniência6 e de oportunidade7, reconhece a indispensabilidade de que deter-

minados atos administrativos tenham menor grau de vinculação, a fim de que possam ser pensadas soluções eficientes para situações concretas não previstas pela legislação, em detrimento da determinação de punições, com base em regras de comando e controle, que acabam por mais

ANP. Minuta do manual de boas práticas regulatórias. Comitê de monitoramento de abertura do mercado de gás natural. Junho de 2020.

Disponível em: http://www.anp.gov.br/arquivos/cap/2020/cap12/cp12-minuta-manual-boas-praticas-regulatorias.pdf. Acesso em 20 de out.

De 2020 5 GUERRA, Sérgio. Discricionariedade, regulação e reflexividade: uma nova teoria sobre as escolhas administrativas. 3ª. ed. Belo Horizonte: Fórum, 2015. P. 108-109 6 Conveniência seria a possibilidade de se determinar o conteúdo de certo ato. JUSTEN FILHO, Marçal. Curso de Direito Administrativo. 2ª Ed. São Paulo: Saraiva. 2006. P. 175 7 Oportunidade seria a ponderação quanto ao momento em que determinada providência deverá ser adotada. JUSTEN FILHO, Marçal. Curso de Direito Administrativo. 2ª Ed. São Paulo: Saraiva. 2006. P. 175 8 Ministério de Minas e Energia. Nota Técnica nº 26 de 2011- DEPG SPG – MME. 4

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regulação onshore

Figura 3 – Recursos e reservas em milhões de barris de óleo equivalente (Mmboe) - Fonte: PDE 2030 EPE

onerar os atores do que conformá-los para uma atuação mais hígida. Assim, termos de ajustamento de conduta devem ser reiterados, com o intuito de tornar o processos mais responsivos e efetivos, no que tange o adimplemento do interesse público.

INCENTIVOS E METAS GOVERNAMENTAIS PARA O ONSHORE Não só isso, diante da edição da Lei 12.351/10 e seu art. 65, a pluralidade de atores no setor onshore se tornou uma das pautas do governo federal, nesse esteio, o programa REATE 2020 possui comitê específico para a endereçar a questão e promover maior concorrência no segmento.

Além disso, a quebra do monopólio da Petrobras e a implementação do plano de desinvestimento da referida empresa aliado aos TCCs firmados junto ao CADE mostram como há ações em andamento para tornar o mercado de petróleo e gás onshore mais competitivo e atrair investidores e novos operadores, seja pela cessão de direitos de exploração como pela oferta permanente de campos, ademais, denotam-se as ações governamentais específicas para o mercado de gás –

como o novo mercado de gás e o novo marco regulatório aprovado no Congresso Nacional.

Ainda assim, fato é que a participação dos pequenos e médios produtores nas atividades de E&P, até hoje, não é expressiva, não obstante o potencial de geração de emprego, renda e desenvolvimento social a nível regional que elas são capazes de gerar.

Na prática, a maior parte da atuação desses agentes se restringe a bacias maduras, os quais resultam em pequenos volumes de produção e podem estar no limite da economicidade. Nesse contexto, há necessidade de se revisar os incentivos e o arcabouço regulatório aplicável ao ambiente onshore, adequando-os aos referidos atores e fomentando sua expansão dentro desse mercado regulado, seja pelo aumento da produção, como de seu fator de recuperação.

Diante de tal cenário, a EPE estima uma produção do onshore em 355 mil barris de óleo equivalente por dia em 2030, ao passo que o REATE protagoniza uma previsão de 500 mboed. Para tanto, o aumento do fator de recuperação dos campos é ato indispensável e, nesse sentido, o PDE 2030 afirma a possibilidade de um aumento de 200 mboed para

cada 1% de aumento do fator de recuperação das bacias sedimentares terrestres.

Para tanto, a proporcionalidade e adequação da regulação são temas imprescindíveis, ainda que não suficientes, vista a necessidade de se endereçar questões concorrencias e se mitigar o abuso de posição dominante da Petrobras.

Nesse esteio, há necessidade de uma releitura regulatória do setor, visto que o protagonismo para sua expansão estará, provavelmente, nos pequenos e médios produtores, em detrimento da Petrobras, que implementa um processo de desinvestimento nesse ambiente e pretende focar seus esforços no seu core business, qual seja, o offshore.

O PANORAMA DO ONSHORE E A ATUAÇÃO DOS PEQUENOS E MÉDIOS Em setembro de 2017, constatou-se que o declínio da produção dos campos em terra tem afetado fortemente as regiões produtoras dos estados do Espírito Santo, Bahia, Sergipe, Alagoas e Rio Grande do Norte, as quais estão entre as maiores bacias terrestres produtoras do país9. Adicionalmente por mais que as bacias terrestres brasileiras tenham sido pioneiras na exploração e produção de gás e petróleo nacionalmente, até hoje, há uma defasagem quanto aos estudos geológicos sobre mesmas10, o que implica um aproveitamento não ideal do potencial dos recursos existentes.

Nesse contexto, o REATE tem o intuito de trazer melhor conhecimento geológico das bacias,

FGV ENERGIA. Op. Cit., p. 49 “Tal fato se deve à escassez de rodadas de licitação durante um período de tempo e ao maior interesse na exploração offshore, motivado pelo sucesso alcançado na década de 1980 com as descobertas dos campos gigantes da Bacia de Campos e, posteriormente, com as descobertas do pré-sal, em especial na Bacia de Santos. FIRJAN. Onshore 2017. Planejamento do Sistema FIRJAN. Rio de Janeiro. 2017.p. 15

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publicizá-los na forma do zoneamento nacional de recursos de óleo e gás e, assim, atrair investimentos privados pela redução dos custos quanto a estudos exploratórios, ambientais e de mercado das áreas licitadas. Seu escopo estaria no desenvolvimento local e regional conjugado ao aumento da competitividade da indústria nacional, principalmente, num contexto em que houve diminuição de 27% na produção de óleo terrestre no período de 2012-201711.

A exemplo, o comitê específico para o potencial onshore de óleo e gás têm atuado para desenvolver estudos sobre o potencial técnico, econômico e de mercado para avaliação de áreas terrestres com recursos convencionais e não convencionais, com o intuito de reduzir custos para empresas atuantes no setor, visto que tais atos exigem quantidade significante de capital e disponibilidade de mão de obra especializada acima da capacidade orçamentária de empresas de pequeno e médio porte12.

Do ponto de vista estatístico, em 2015, as petroleiras independentes eram responsáveis por, em média, 1,7% da produção total de óleo terrestre, com uma produção estimada de 2.6 mil barris por dia, por sua vez, em 2019, essas empresas compuseram 4,54% da produção onshore total do país, ao passo que,

em março de 2020, chegaram a 10,8% do mesmo patamar, o que representa uma produção de cerca de 10 mil barris de petróleo por dia13. No período de 2019 a 2020, tais atores somaram cerca de 30 agentes em atividade.

Dito de outra forma, a Petrobras que era detentora de 98,3% da produção total de petróleo terrestre do país em 2015 teve uma queda de 9 pontos percentuais deste ano até março de 2020, além disso, com os desinvestimentos no onshore efetuados pela mesma em 2019 , percebeu-se um crescimento significativo da produção de barris de petróleo das independentes em 202014.

Quanto a produção terrestre de gás natural, embora a participação estimada das independentes seja maior do que na produção de petróleo, argumenta-se que em certos períodos houve intermitência na produção de alguns agentes, o que acarretou

baixa participação relativa dos pequenos produtores.

A exemplo, em dezembro de 2017, os produtores independentes somaram 34% da produção total de gás natural terrestre, ao passo que em fevereiro de 2018 a participação dos mesmos decresceu ao patamar de 2% sobre o total de gás natural produzido em terra. Por sua vez, no período de Janeiro de 2019 a março de 2020, a produção de gás natural terrestre alcançou a marca de 337.029 Mm³ por dia, ao passo que a produção dos produtores independentes ( levando-se em conta 23 a 27 agentes em atividade) alcançou 19% da produção nacional no mesmo período15.

CONSIDERAÇÕES FINAIS Diante do contexto exposto, deve-se ter em mente a necessidade de adequar a regulação a realidade exploratória, de mercado e de riscos do ambiente

FGV ENERGIA, Op. Cit., p. 52 REATE 2020. Relatório subcomitê potencial de petróleo e gás onshore. Disponível em http://antigo.mme.gov.br/web/guest/ relatorios-do-comite-reate-2020/-/ /-/document_library_display/A6XscTFkhRHM/view_file/1194263?_110_INSTANCE_A6XscTFkhRHM_redirect=http%3A%2F%2Fantigo.mme.gov.br%2Fweb%2Fguest%2Frelatorios-do-comite-reate-2020%3Fp_p_id%3D110_INSTANCE_A6XscTFkhRHM%26p_p_lifecycle%3D0%26p_p_state%3Dnormal%26p_p_mode%3Dview%26p_p_col_id%3Dcolumn-1%26p_p_col_ pos%3D1%26p_p_col_count%3D2Acesso em 10 de Jul. de 2020 13 id.

14 REATE 2020. Relatório do subcomitê para promoção a livre concorrência. Op. Cit., p. 51-52 15 Em 2020, a temática da a redução da alíquota de royalties entrou em pauta e o CNPE editou, em junho do referido ano, a Resolução nª 04, com o intuito de que a ANP avalie a redução de royalties para 5% em relação a campos concedidos a empresas de pequeno e médio porte, de modo a incentivar a exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, nos termos do art. 47 parágrafo 1º da lei 9.478 de 1997.

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regulação onshore onshore, não se faz prudente a manutenção de regras e diretivas voltadas para o ambiente offshore, principalmente quando se coloca em relevo a maturidade de relevantes bacias sedimentares terrestre e a saída da Petrobras pelo seu plano de desinvestimento.

De todo modo, a atuação institucional da ANP e do MME têm se mostrado positiva para o referido ambiente, a exemplo do: (a) modelo de oferta permanente; (b) acesso a dados geológicos das bacias sedimentares terrestres pela ANP; (c) revisão de royalties para campos explorados por empresas de pequeno e médio porte16; (d) proposta de simplificação de procedimento

de licenciamento ambiental em terra pelo REATE. Ainda assim, a releitura de outras temáticas para ótica dos

pequenos e médios se mostra imprescindível, pois, se defende que eles serão protagonistas para a expansão da produção, o aumento do fator de recuperação e garantia de seus respectivos benefícios sociais. Assim, o fomento a consensualidade pela aplicação de termos de ajustamento de conduta, a simplificação dos sistemas de integridade de poços e de medição, a desburocratização dos procedimentos administrativos frente a ANP e a simplificação das regras para cessão de ativos são pautas a serem enfrentadas pela diálogo e cooperação entre agentes regulados e reguladores, de modo a alcançar um ambiente, cada vez mais, competitivo e aberto.

Ato contínuo, a ANP inciou a consulta e audiência pública de nº 19 de 2020, com o intuito de: (a) obter subsídios e informações adicionais sobre a proposta de Resolução que regulamentará a redução da alíquota de royalties para empresas de pequeno e médio porte; (b) recolher opiniões e sugestões de agentes interessados; (c) identificar os aspectos relevante a serem incluidos na mesma; (d) dar publicidade, transparência e legitimidade às ações da ANP.

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REFERÊNCIAS BRASIL, Ministério de Minas e Energia. Relatório Subcomitê. REATE 2020. Relatório Subcomitê Incentivo a P,D&I, Diretrizes de Política Energética e Aperfeiçoamento Regulatório no Ambiente Onshore. Brasília: MME, julho 2020.

BRASIL, Ministério de Minas e Energia. Relatório Subcomitê. REATE 2020. Relatório Subcomitê Promoção a Livre Concorrência. Brasília: MME, julho 2020.

BRASIL, Ministério de Minas e Energia. Nota Técnica n. 26/2011-DEPG/SPG. Brasília: MME, maio, 2011 GUERRA, Sérgio. Discricionariedade, regulação e reflexividade: uma nova teoria sobre as escolhas administrativas. 3ª. ed. Belo Horizonte: Fórum, 2015.

LODGE, Martin; WEGRICH, Kai. High-Quality Regulation: its popularity, its tools and its future. Public Money & Management, vol. 29, n. 3, 2009.

PORTO, Antonio José Maristrello. GAROUPA, Nuno. Curso de análise econômica do direito. FGV Direito Rio. Editora Atlas. 2020.

REATE 2020. Relatório do subcomitê para promoção a livre concorrência.

REATE 2020. Plano Integrado de Ação do Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural em Áreas Terrestres.

ZYLBERSZTAJN, Decio; SZTAJN, Rachel. Law and Economics. In: ZYLBERSZTAJN, Decio; SZTAJN, Rachel (org.), Direito e Economia: Análise Econômica do Direito e das Organizações, Rio de Janeiro, Elsevier, 2005.

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transformação digital

P,D&I para Todos

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Alexandre Scheman Rocha é Master Business Petroleum pela COPPE/UFRJ e Fundador da Scherman Advocacia e mediador na Câmara Brasileira de Mediação em Energia e Mineração; Pós-Graduado em Master Business Petroleum pela COPPE/UFRJ; cursando LLM em Mediação e Resolução de Conflitos pela ESA/ OAB; Conselheiro e Coordenador da Comissão de Petróleo e Derivados da 15ª Subseção (Macaé) OAB/RJ; FALP – Federação dos Advogados de Língua Portuguesa (Membro).

Frederico Barbosa é Sócio Fundador da FB Consulting & Training; Engenheiro do Petróleo; MBA em gerenciamento de Projetos; Lean Six Sigma – Green Belt; 15 anos de experiência no Brasil e exterior gerenciando projetos nas áreas de excelência operacional e tecnologia.

Glauco Abreu é Sócio Diretor da FB Consulting & Training; Administrador de empresas; MBA em sistema de gestão pela UFF; Pós- graduação em finanças pela PUC Argentina; Lean Six Sigma – Black Belt; 8 anos de experiência no Brasil e no exterior liderando as áreas de gestão da qualidade e projetos Lean Sigma.

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- Introdução — Há uma grande e pouco aproveitada oportunidade de gerar valor para o segmento da indústria de exploração e produção de petróleo nas bacias terrestres no Brasil (cerca de 5% da produção total), que tem um enorme potencial para ser forte, competitiva, com produção crescente e que não somente aumenta a pluralidade dos operadores e fornecedores de bens e serviços, como, sobretudo, beneficia o desenvolvimento local, a criação de empregos e o pagamento de participações governamentais.

Para além da fiscalidade, a atividade petrolífera no Brasil tem assegurado importantes investimentos na indústria do petróleo e, também, em Institutos de Ciência e Tecnologia e Universidades.

O que é relevante é que estes investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação tecnológica (P,D&I), sejam melhor distribuídos para potencializar o crescimento do Onshore, bem como diminuir a dependência futura da produção de petróleo e gás natural oriunda das bacias sedimentares presentes em ambientes marinhos.

Estes investimentos são próprios de obrigações legais e contratuais, como, por exemplo, no primeiro caso, as Participações Governamentais e nos demais as obrigações contratuais de cumprimento de conteúdo local e investimentos em PD&I. Ocorre que, os recursos em PD&I são originados de cláusulas contratuais contidas, exclusivamente, em contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural (doravante, Contratos Petrolíferos) no ambiente offshore, seja (i) quando contida nos instrumentos de concessão ou (ii) nos Contratos de Partilha da Produção ou da Cessão Onerosa (ambos no polígono do Pré-Sal).

II – P,D&I: Pesquisas e Discussões — A cláusula de PD&I tem natureza jurídica de obrigação contratual, cabendo a ANP regular a aplicação dos recursos, fiscalizar a comprovação dos investimentos e das suas despesas, conforme item n.° 1 da RT 03/20151.

Dentro deste escopo, deve o investimento em P,D&I fomentar o desenvolvimento da indústria nacional, a busca de soluções tecnológicas e a ampliação do conteúdo local de bens e serviços, tal como 1

Objetivo bjetivo

1.1. Este Regulamento estabelece as definições, diretrizes e normas para a aplicação dos recursos a que se referem as Cláusulas de Pesquisa e Desenvolvimento ou de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação, doravante denominadas de Cláusulas de P,D&I, presentes nos Contratos para Exploração, Desenvolvimento e Produção de Petróleo e Gás Natural, bem como estabelece as regras para comprovação das atividades de P,D&I e respectivas despesas realizadas pelas Empresas Petrolíferas em cumprimento às referidas cláusulas contratuais.

2 1.26. A realização das despesas qualificadas como P,D&I deve ter por finalidade a promoção do desenvolvimento científico e tecnológico no setor de Petróleo, Gás Natural, Biocombustíveis e outras fontes de Energia, e na Indústria Petroquímica de Primeira e Segunda Geração, visando fomentar o desenvolvimento da indústria nacional, a busca de soluções tecnológicas e a ampliação do conteúdo local de bens e serviços. (grifamos) 3 3.5 Poderá ser admitida a aplicação dos recursos em Instituição Credenciada, na execução de: "b) Projeto para estudo de bacias sedimentares de nova fronteira que envolva a atividade de aquisição de dados geológicos, geoquímicos e geofísicos".

disposto no item n.º 1.26 da RT 03/20152, o que somente ocorrerá em sua totalidade quando observado uma maior distribuição espacial destes recursos.

Portanto, para que se promova um real desenvolvimento sustentável da indústria nacional em toda amplitude, inclusive inserindo a produção de campos onshore como beneficiárias destes investimentos, há que se criar uma estrutura regulatória que possibilite e incentive a destinação destes recursos para campos petrolíferos que, dada sua baixa produtividade, jamais serão diretamente beneficiados com investimentos da Cláusula de P,D&I. Na mesma linha da possibilidade de investimentos orientados na forma do item n.º 3.5 alínea b da RT 03/153, se faz necessário direcionar investimentos às bacias do onshore, sobretudo as maduras e de acumulação marginal.

Vale destacar que o Poder Legislativo está atento a este tema, conforme se pode verificar do PL 5066/2020, que de certa forma procura repaginar, no que tange a indústria petrolífera, a distribuição espacial dos investimentos em P,D&I, porém de maneira que acreditamos que mais engessará do que contribuirá para os investimentos do setor.

Isto porque, acaso o PL 5066/2020 entre em vigor e necessite de posterior alteração, a edição de uma nova lei será necessária, ao passo que, na hipótese da matéria ser regulamentada por norma infralegal, haverá uma maior flexibilidade e autonomia para sua eventual adequação.

Ocorre que, o CNPE ao traçar diretrizes para uma melhor distribuição espacial dos investimentos em P,D&I através da Re-

solução n.º 2/2021, poderia também ter dado a merecida atenção ao desenvolvimento dos campos petrolíferos onshore, sobretudo os maduros e marginais.

O importante é notar que o fomento das atividades elencadas na Resolução n.º 2/2021 do CNPE advirá de recursos de P,D&I cujas obrigações são oriundas das empresas petrolíferas que, no mais das vezes, não participam efetivamente das atividades mencionadas, tal como ocorre nas atividades petrolíferas do onshore.

III- Proposta de Adequação Regulatóri — A proposta principal é incluir o inciso VIII na Resolução n.º 2/2021 do CNPE, para que o setor onshore também seja contemplado como prioridade de investimentos oriundos da cláusula de PD&I. Além da proposta principal, foram identificadas algumas ações que ajudarão na sustentação do objetivo ao longo do tempo. São elas: 1 Que seja criado um Comitê Tripartite (Ministérios; ICTs/Universidades e Associações Empresariais) que orientará a melhor forma de distribuição dos recursos de PD&I, possibilitando uma divisão mais equânime por entre as regiões do País, atendendo às necessidades de momento e as possibilidades do seu cumprimento; 2 Que seja criado estímulos para que as empresas investidoras de PD&I tenham atração para investir nos campos onshore, por exemplo: A) O estímulo de poder trazer (replicar) uma tecnologia já usada pela empresa no exterior: Possibilitar que os valores investidos no onshore pelas em-

presas petrolíferas que atuam no offshore, lhes dariam a oportunidade de investir igual quantia em tecnologias já utilizadas no exterior, do que geraria um duplo ganho (i) geraria conhecimento e desenvolvimento local na aplicação da tecnologia importada; e (ii) contribuiria para a necessidade de se investir em P,D&I no onshore.

B) O estímulo de desconto em relação ao que se deve investir: Identificamos a necessidade de se criar um estímulo financeiro para que tais empresas façam esse redirecionamento em benefício dos campos onshore maduros e marginais, cujo o mecanismo seria o abatimento no valor total obrigatório a ser investido.

C) Mecanismo de gatilho (em %) para investimento no onshore Com base no proposto na PL 5066/2020, cria-se um mecanismo de gatilho em percentual (%) para os investimentos nos campos onshore. É dizer que, um percentual do valor total investido no offshore deve ser investido nos campos onshore.

IV - Conclusão — Pelo exposto, é fácil notar que a indústria do petróleo e gás natural onshore merece também ser contemplada com as diretrizes formuladas pela Resolução n.º 2/2021 do CNPE, de sorte que sua adequação atenderá aos anseios dessa importante indústria para o Brasil, ao tempo que promoverá o bem-estar econômico e social (geração de emprego e renda), a melhoria do ambiente de negócio negócio (incremento do conteúdo local), ganho de participações governamentais, tudo com baixo custo e redução do estoque regulatório. custo e redução do estoque regulatório.

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opinião

De Narely Nicolau é head de Energy da Austral Seguradora

Indústria de petróleo está mais atenta à proteção do seu negócio

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m mar de oportunidades. A analogia poderia soar lugar comum, mas o mercado brasileiro de petróleo tem mesmo um importante horizonte com as centenas de pontos de extração de óleo e gás e navios que cruzam a nossa costa.

O setor de Energia no Brasil ainda enxerga potencial de crescimento, em meio às turbulências da economia, com novos poços de exploração e projetos de descomissionamento, que dão um impulso para que todos os mercados correlacionados se movimentem. Até 2025, segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a expectativa é de que as retiradas de plataformas de petróleo (descomissionamento) da Petrobras envolvam R$ 28 bilhões.

Mas e os riscos? Diante de tantos projetos em curso, a indústria brasileira vem se precavendo também. As petroleiras têm dado ainda mais atenção à continuidade das operações, planejando sua segurança em eventuais perdas de produção, assim como na preservação de linhas e equipamentos subsea. A preocupação se justifica nos desafios que a nossa indústria enfrenta.

Nossas principais reservas estão localizadas em águas profundas, atreladas a complexos sistemas submarinos e de escoamento da produção.

Falamos de um setor que se supera em produção mês a mês. No início de julho de 2021, o preço do barril atingiu o maior valor em sete anos. Alcançou, aproximadamente USD 76,86 (WTI) e USD 77,84 (Brent), cerca de 200% a mais do registrado em alguns meses do ano anterior. Esse cenário destrava diversos projetos que estavam aguardando na fila pelo momento de decolar. É o caso da retomada das construções de unidades offshore como os navios plataformas do tipo FPSO´s (floating, production, storage and offloading), demandados pela indústria em função das características dos campos localizados em águas profundas brasileiras.

São milhões de barris por dia. Muito além dos números, os gestores deste mercado querem alinhar os interesses socioeconômicos à questão ambiental; priorizar a redução dos riscos e diminuir, com isso, as incertezas que circundam a atividade. Até o fim da década, o setor quer amadurecer e se superar.

Nesta agenda, os dados não nos deixam mentir: o que se paga pela proteção no mercado de seguros de Riscos de Petróleo saltou de R$ 648.689.594 milhões de prêmio emitido em 2019 para o patamar de R$ 1.176.428.980 em 2020, apresentando um crescimento superior a 80%.

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Analisando apenas os cinco primeiros meses de 2021, a variação nas contratações de seguros foi de 42% com relação ao mesmo período do ano anterior para o ramo, segundo dados da Superintendência de Seguros Privados (Susep). É justamente o apetite para crescer que impõe ao mercado a necessidade de proteção, uma prioridade que passou a fazer parte das discussões das companhias, sobretudo nos últimos anos. Grandes acidentes ficam marcados por valiosos aprendizados e sugerem uma revisão na avaliação de riscos. Como exemplo, o ocorrido no Golfo do México, que gerou um “olho de fogo” durante horas no mar decorrente de uma fuga de gás de uma linha subsea que deu origem a chamas que se assemelhavam a lava de um vulcão em pleno oceano.

Casos como este trazem a atenção para a necessidade de proteção das linhas e equipamentos subsea. Novas plataformas estão sendo continuamente instaladas em diferentes locais e operam em águas cada vez mais profundas e distantes da costa. A interconexão segura e eficiente das plataformas e embarcações aos poços e equipamentos no fundo do mar é necessária para garantir operações confiáveis de extração de óleo.

Os Umbilicais Submarinos, Risers e Flowlines (SURF) formam este vínculo entre os locais de operação. Eles devem ser capazes de suportar altas tensões mecânicas e químicas, elevadas temperaturas e pressões, a fim de garantir o fornecimento contínuo e confiável das operações subsea.

Em um projeto do pré-sal brasileiro, por exemplo, o custo mais expressivo do CAPEX para a parte subsea é com Risers e Flowlines, de maneira correlativa, o mercado de seguros, por sua vez, registra nos últimos anos expressivo índice de acidentes envolvendo a instalação destes dutos.

Por estas razões, a busca pela continuidade dessas operações de maneira protegida vem se tornando uma prática chancelada de maneira mais atenta com a pandemia, como uma garantia de viabilidade aos negócios.

Se para tudo há um lado bom e se o seguro morreu de velho, chegamos a um ponto comum de interesse para desenvolvimento do mercado com exequibilidade das operações projetadas na direção de um avanço sustentável para o setor.

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