TN 107

opinião

Marco regulatório do pré-sal: o que muda no governo Temer

de Julia Mota, advogada e sócia do escritório Mota Advogados

Pedro Parente, novo presidente da Petrobras Laboratórios dão suporte ao PD&I Evento:

OTC 2016 | Indústria offshore: uma nova realidade Ano XVII • maio/junho 2016 • Nº 107 • www.tnpetroleo.com.br

Especial: Inovação, uma demanda contínua – parte 2

Cadeia produtiva

InovaDoRA

artigos

Do projeto à operação, melhores práticas diminuem os custos da energia, por Sean Arnold | Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade: Prosperidade

sustentável, por Wanderlei Passarella | Selos secos a gás com revestimento de diamante trazem performance confiável em instalações de fracionamento de GNL, por Benito De Domenico Junior

nossas redes sociais

sumário

18

edição nº 107 maio/jun 2016

Entrevista exclusiva

com Jorge Mortean, consultor estratégico de Negócios entre Brasil e Oriente Médio pela Mercator Business Intelligentsia

Indústria brasileira tem oportunidades no Oriente Médio

22

Inovação: uma demanda contínua – parte 2

Cadeia produtiva inovadora 31 Segurança cibernética 32 Laboratórios dão suporte ao PD&I 34 Robótica marítima

36

Eventos: OTC 2016

Indústria offshore: uma nova realidade 37 Pavilhão Brasil

42

CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior

Perfil profissional

Alexandre Castanhola Gurgel

Andrea Falcão

Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira

O eterno aprendizado

Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates

64

João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine

Coffee Break

Josué Rocha

O poeta voador, Santos Dumont.

Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa

Nas asas de um visionário

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 50 Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade: Prosperidade sustentável, por Wanderlei Passarella 52 Do projeto à operação, melhores práticas diminuem os custos da energia, por Sean Arnold 62 Selos secos a gás com revestimento de diamante trazem

performance confiável em instalações de fracionamento de GNL, por Benito De Domenico Juniora

seções 4 editorial

54 pessoas

6 hot news

56 produtos e serviços

10 indicadores tn 36 eventos

63 feiras e congressos

42 perfil profissional

64 coffee break

47 caderno de sustentabilidade

67 opinião

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

Ano XVII • Número 107 • maio/jun 2016 Foto: Shell

editorial

Uma questão de resiliência Utilizado desde a física (em relação à resistência dos materiais), à psicologia (capacidade de o indivíduo lidar com problemas, superar obstáculos ou resistir à pressão de situações), o termo ‘resiliência’ – capacidade de se recobrar facilmente ou se adaptar à má sorte ou às mudanças – já foi definitivamente incorporado ao ambiente corporativo.

Principalmente nas empresas que adotaram modelos de gestão, há a consciência de que a sustentabilidade do negócio, das operações etc. depende também dessa capacidade de ação e reação, nos bons e maus momentos, para a superação em tempos de crise. Ou seja: é preciso ter resiliência para obter sucesso nos momentos de adversidade.

Pena que muita gente, inclusive empresários, tenha incorporado isso ao discurso mas não à prática profissional, ignorando que a resiliência é a chave para a gestão de risco. É o que vemos hoje em boa parte da cadeia produtiva de óleo e gás.

Não podemos negar que há vários fatores externos e internos – sobretudo políticos, econômicos, tributários e até regulatórios – que impactam hoje essa indústria. Mas não dá para ignorar o fato de que o país tem grandes reservas de hidrocarboentos e enorme potencial geológico. Tem, ainda, capacidade industrial instalada e expertise reconhecida em diferentes segmentos dessa cadeia produtiva. E mão de obra qualificada, de técnicos a doutores, capaz de ‘vestir a camisa’ para atuar em equipe e levar sua organização ao pódio da competitividade.

Não dá para acreditar que em dez, 20 anos de evolução acelerada dessa cadeia produtiva, um boom jamais visto antes nesse setor no país, não tenhamos consolidado os pilares básicos dessa capacidade de resistir e superar os momentos críticos.

Temos de acreditar em nossa capacidade, já bem testada, de superarmos as dificuldades. E só poderemos fazer isso se trabalharmos não pensando apenas em resistir e sim em avançar, seguir adiante; e olhando o futuro no médio e no longo prazo, pois essa não é uma indústria de curto prazo.

Temos, portanto, de construir o amanhã.

Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

TN Petróleo

Tags

#107

4

TN Petróleo 107

Rua Buenos Aires, 2/406 Centro – CEP 20070 022 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) 98241-1133 liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso: (21) 99617-2360 beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br EDITOR DE ARTE, CULTURA E GASTRONOMIA Orlando Santos: (21) 99491-5468 REPÓRTER felipe Salgado: (21) 98247-8897 felipe@tnpetroleo.com.br Mehane Albuquerque: (21) 98629-8185 mehane@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio: (21) 99361-2876 dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz: (21) 99194-5172 beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Laércio Lourenço: (21) 3786-8365 laercio@tnpetroleo.com.br REVISÃO Sonia Cardoso: (21) 3502-5659 editaretextos@gmail.com DEPARTAMENTO COMERCIAL José Arteiro: (21) 99163-4344 josearteiro@tnpetroleo.com.br Rodrigo Matias: (21) 3786-8365 matias@tnpetroleo.com.br assinaturas (21) 3786-8365 assinaturas@tnpetroleo.com.br CTP e IMPRESSÃO Gráfica Viaman DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados.

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

hot news

Foto: Agência Petrobras

Novo presidente da Petrobras

Pedro Parente quer mudança em regime de partilha

E

quacionar endividamento e acelerar produção do pré-sal são prioridades do novo presidente da Petrobras, que defendeu o fim da obrigatoriedade de a estatal participar em todos os empreendimentos nessa nova fronteira. Estes foram os principais pontos destacados pelo novo executivo da estatal, na solenidade de posse realizada no dia 2 de junho, na sede da Petrobras, no Rio. Ele fez questão de anunciar informação repassada pela diretora de Exploração e Produção, Solange Guedes, de que no dia 8 de maio a petroleira atingiu um milhão de barris de óleo no pré-sal. “Esse volume corresponde à produção total (óleo e gás) da Petrobras em 1998”, lembrou.

Reiterando a importância de acelerar a exploração e produção ‘dessa riqueza’, ele defendeu a mudança no marco regulatório, que estabeleceu o regime de partilha, no qual a Petrobras é obrigada a participar em 30% de todos os empreendimen6

TN Petróleo 107

tos no pré-sal. “Além de impactar a companhia, essa obrigatoriedade vai impedir o desenvolvimento mais rápido dessa fronteira”, afirmou.

Segundo ele, ter a preferência é que é mais importante para que a companhia possa escolher quais ativos interessam, do ponto de vista de sua estratégia.

Inquirido pela imprensa, Parente afirmou que não poderia antecipar qualquer medida em relação ao plano de desinvestimento da Petrobras, que inclui a venda de ativos. Lembrando que ainda não teve tempo de analisar e debater mais detalhadamente essa questão, ponderou que a venda de ativos é uma das formas para a empresa sanear as finanças.

“Vamos trabalhar para identificar os ativos que podem ser objetos de desinvestimentos, desde que não prejudiquem a empresa do ponto de vista da sua estratégia”, afirmou. Ele afirma que, essa questão, não passa necessariamente pela venda integral

de um determinado ativo. “Devemos atentar para a importância dos parceiros. Acredito que é possível repetir as parcerias estratégicas e bem-sucedidas que nos upstream”.

Ele confirmou a manutenção da atual diretoria, elogiando os quadros atuais assim como a gestão de seu antecessor, e anunciou que nos próximos 120 dias todos irão trabalhar na revisão da estratégia da empresa, incluindo o plano de negócios da estatal.

Participaram da posse do novo presidente o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, o governador do Rio de Janeiro, Francisco Dornelles, a presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Maria Silvia Bastos Marques, entre outras autoridades. O evento foi aberto pelo presidente do Conselho de Administração da Petrobras, Nelson Carvalho, que acompanhou Parente também na entrevista coletiva, após a solenidade formal.

Paradas impactaram produção em abril Enseada recebe licença para receber e armazenar cargas industriais

produtores: 1.064. Marlim, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 60.

A plataforma P-58, produzindo nos campos de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca e Jubarte, produziu, por meio de 11 poços a ela interligados, 170,7 mil boed e foi a plataforma com maior produção.

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 159,2 mil boed, sendo 129,4 mil bbl/d de petróleo e 4,7 milhões de m³/d de gás natural. Desse total, 154,2 mil boed foram produzidos pela Petrobras e 5 mil boed por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 415 boed em Alagoas, 1.809 boed na Bahia, 18 boed no Espírito Santo, 2.637 boed no Rio Grande do Norte e 118 boed em Sergipe.

Em abril de 2016, 299 concessões, operadas por 23 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 78 são concessões marítimas e 221 terrestres. Do total das concessões produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras oito são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

Foto: Divulgação

Foto: Agência Petrobras

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou no início de junho os números referentes a abril, quando a produção total de petróleo e gás natural no Brasil totalizou 2,893 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed).

A produção de petróleo foi de cerca de 2,290 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 1,1% na comparação com o mês anterior e redução de 4,3% em relação ao mesmo mês em 2015. Já a produção de gás natural totalizou 95,8 milhões de m³ por dia (m³/d), um aumento de 6% frente ao mês anterior e aumento de 1,5% na comparação com o mesmo mês em 2015.

A produção do pré-sal, oriunda de 56 poços, foi de 801,3 mil bbl/d de petróleo e 30,8 milhões de m³/d de gás natural, totalizando 994,9 mil boed, redução de 9,9% em relação ao mês anterior.

As principais razões para a redução da produção no pré-sal foram paradas programadas das plataformas FPSO Cidade de Paraty e FPSO Cidade de Angra dos Reis, ambas localizadas no campo de Lula. Os poços do pré-sal são aqueles cuja produção é realizada no horizonte geológico denominado ‘pré-sal’, em campos localizados na área definida no inciso IV do caput do art.

2º da Lei n. 12.351, de 2010.

Campos produtores – Os campos marítimos produziram 93,3% do petróleo e 76% do gás natural. A produção ocorreu em 8.925 poços, sendo 761 marítimos e 8.164 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 95,2% do petróleo e gás natural.

O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural – em média, 307,9 mil bbl/d de petróleo e 14,9 milhões de m³/d de gás natural.

O campo de Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços

O Polo Industrial e Logístico da Enseada foi liberado pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), e pela Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq) para operar como terminal de recebimento e armazenamento de cargas e equipamentos industriais.

As licenças operacionais obtidas credenciam a empresa a expandir as atividades para além do segmento naval, vocação original do empreendimento, assumindo importante posicionamento para o desenvolvimento do estado da Bahia, especialmente para a indústria eólica.

O Polo Industrial e Logístico da Enseada, implantado em Maragogipe (BA), ocupa uma área de 1,6 milhão de m2 e representa um investimento privado de R$ 3 bilhões, disponibilizando capacidade industrial, portuária e logística para o país.

TN Petróleo 107

7

hot news

Cenário do Brasil para sua commodity mais famosa

Novos oleodutos otimizam transporte de derivados A Petrobras iniciou dia 11 de maio a operação do oleoduto Ocvap II, com diâmetro de 8 polegadas, 70 km de extensão e capacidade para escoar até 1.700 m³ por dia de C5+, combustível derivado do processamento de gás natural.

O Ocvap II é parte de um projeto que contempla também o oleoduto Ocvap I, ambos interligando a Unidade de Tratamento de Gás Natural de Caraguatatuba (UTGCA), no litoral norte do estado de São Paulo, à Refinaria Henrique Lages (Revap), localizada em São José dos Campos, na região do Vale do Paraíba (SP).

8

TN Petróleo 107

Autor: Beni Trojbicz Páginas: 224 Formato: 16,0 cm x 23,0 cm Preço: R$ 69,90 Editora: Elsevier mentais sobre as perspectivas de desenvolvimento.

Destinado tanto a especialistas como aos interessados em entender

a indústria de petróleo no Brasil, o livro fornece as ferramentas para quem deseja conhecer um setor com grande influência sobre diversos outros no país, tanto produtivos como sociais. Além disso, explica como as ações estatais se desenvolveram para gerar o contexto setorial atual.

O título empreende análise da trajetória da regulação do petróleo no Brasil, partindo da aprovação da Lei do Petróleo (1997), e avalia como ideias e interesses interagem com as instituições vigentes, ação política e condições econômicas, para gerar nova configuração setorial.

Em termos empíricos, o autor demonstra como, na política econômica brasileira, as condições econômicas foram determinantes na permeabilidade aos interesses representados pelas instituições multilaterais.

E esclarece a importância do volume de reservas de petróleo na determinação do novo marco regulatório e aponta a razão para a escalada de valor da Petrobras após 1997.

Foto: Agência Petrobras

O petróleo é, sem dúvida, um dos propulsores da economia do Brasil e entender suas características em nosso cenário é fundamental para a política de exploração, importação e exportação do produto.

Em nosso país, a área de Políticas Públicas é pródiga na produção de conhecimento sobre temas relacionados com questões sociais, como Educação, Saúde ou Habitação.

Os dois aspectos estão reunidos em Política pública do petróleo no Brasil: da liberalização ao pré-sal, de Beni Trojbicz, especialista em Economia e Política e Políticas Públicas, com foco no setor de petróleo, lançado pela da Editora Elsevier.

A obra apresenta um estudo sobre questões produtivas, pois trata de um tema relacionado com energia: o petróleo. Para isso, combina conhecimentos da área de Políticas Públicas e Economia Política para estudar a indústria fundamental na matriz energética de qualquer país e que pode ter efeitos funda-

O projeto completo incrementa a confiabilidade e a capacidade de escoamento do GLP e do C5+ resultantes do tratamento do gás natural proveniente dos campos do polo pré-sal na Bacia de Santos, viabilizando o aumento da produção petróleo previsto no Plano de Negócios da companhia.

Os oleodutos permitem, ainda, a retirada de circulação de carretas de GLP e

C5+ da Rodovia Tamoios, que atravessa o Parque Estadual da Serra do Mar, o que reduz o impacto ambiental, o risco de acidentes e a emissão de gases de efeito estufa.

A operação comercial do Ocvap I foi iniciada em dezembro de 2015, com capacidade para escoar até 4.400 m³ por dia de gás liquefeito de petróleo (GLP), o popular gás de cozinha.

TUDO COMEÇA COM API. Não importa onde você vá ao redor do mundo, a indústria do petróleo e gás natural conta com Certificação API, Treinamento API, Eventos API, Normas API, Estatísticas API e Segurança API. Mostre ao mundo o seu compromisso com a qualidade.

Comece com API.

It’s times like these you need people like us.®

Escritórios em Washington DC, Houston, Pequim, Cingapura, Dubai e Rio de Janeiro. Representantes disponíveis em todo o mundo.

877.562.5187 (Ligação gratuita para EUA e Canadá) | +1.202.682.8041 (Ligação local & international) | sales@api.org | www.api.org © 2016 – American Petroleum Institute, todos os direitos reservados. API e o logótipo API são marcas registradas ou marcas comerciais registradas do API nos Estados Unidos da América e/ou em outros países.

TN Petróleo 107

9

indicadores tn

Petrobras: prejuízo e rebaixamento na classificação de risco

A estatal registrou prejuízo de R$ 1.246 milhão, determinado por: maiores despesas de juros e variações monetárias e cambiais negativas, que atingiram R$ 9.579 milhões; redução de 7% da produção de petróleo e gás natural (Brasil e exterior); queda de 8% na venda de derivados no mercado doméstico; aumento dos custos com depreciação; e maiores gastos com ociosidade de equipamentos, principalmente de sondas.

O Ebitda ajustado ficou em R$ 21.091 milhões, ante um resultado de R$ 21.518 milhões no mesmo período do ano anterior. A margem Ebitda foi de 30%. O fluxo de caixa livre foi positivo, no montante de R$ 2.381 milhões (negativo em R$ 1.253 milhões no 1º trimestre de 2015), em função das maiores margens de diesel e gasolina no mercado interno, menores gastos com participações

Foto: Agência Petrobras

A agência de classificação de risco Fitch revisou o nível de risco (rating) da dívida da Petrobras de BB+ para BB, com perspectiva negativa. Um dia depois, em 12 de maio, a petroleira divulgou os resultados auditados do primeiro trimestre de 2016.

governamentais e importações, bem como redução dos investimentos.

Houve um decréscimo de 9% no endividamento bruto em reais (R$ 42.834 milhões), de R$ 492.849 milhões em 31/12/2015 para R$ 450.015 milhões, no final do primeiro trimestre. Aumento de 3% no endivi-

damento líquido em dólares quando comparado ao saldo em 31/12/2015 (para US$ 103.821 milhões).

O índice da dívida líquida sobre LTM Ebitda ajustado recuou de 5,31 em 31/12/2015 para 5,03 em 31/03/2016 e a alavancagem reduziu de 60% para 58%

tuais de conteúdo local para cerca de 70 itens e subitens específicos. Para gerar a oferta de conteúdo local global, tanto da fase de exploração quanto da etapa de desenvolvimento, é necessário que o licitante indique, além dos percentuais de conteúdo local nos itens/subitens, o peso estimado de cada um deles no custo total do empreendimento.

Contudo, é possível que os pesos estimados durante a licitação sejam muito diferentes daqueles efetivamen-

te realizados ao fim da fase. Em alguns casos, mesmo que o concessionário atenda integralmente o conteúdo local compromissado em cada item, o compromisso global da fase pode não ser atingido, devido a essa variação.

Para solucionar essa questão, a ANP já havia incluído uma cláusula no modelo de contrato da 13ª Rodada de Licitações, realizada em 2015, estabelecendo que poderia haver neutralização caso a variação de pesos ocorresse. A publicação da Resolução ANP n. 20/2016 estabelece os critérios e a equação para o cálculo da neutralização, que será utilizada nos casos em que o percentual de conteúdo local resultante seja menor do que o percentual ofertado. Por ser considerada benéfica aos regulados, a neutralização retroagirá para os demais contratos a partir da 7ª Rodada.

ANP regula neutralização da variação de pesos em conteúdo local A diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou, no início de maio, a Resolução n. 20/2016, que regula a neutralização da variação de pesos entre o momento da oferta (rodada de licitações) e o momento da apuração (fiscalização) de conteúdo local.

A minuta da referida Resolução esteve em consulta pública entre dezembro de 2015 e janeiro de 2016, e foi objeto de audiência pública em 17 de fevereiro, quando indústria, fornecedores e interessados em geral puderam fazer contribuições à regulamentação.

Desde a 7ª Rodada de Licitações, exige-se que o licitante oferte percen10

TN Petróleo 107

TN Petrรณleo 107

11

indicadores tn

Inovação desacelera Em virtude da atual crise política e econômica, 65% das empresas reduziram os investimentos em inovação no Brasil, aponta enquete realizada pela Câmara Americana de Comércio (Amcham) com cem dirigentes empresariais no último dia 15 de abril, durante o lançamento do programa + Competitividade Brasil.

A maior pressão por resultados é a justificativa pela diminuição.

Da parcela de empresas que reduziram os investimentos, 39% delas apontaram possibilidade de retomada dos projetos com a melhora de economia; outros 26% desaceleram sem previsão de retomada no curto prazo.

Outra parcela, de 35% das empresas entrevistadas, informou manter os investimentos, independente do cenário, já que a inovação é a principal aposta da organização para a perpetuidade do negócio. +Competitividade Brasil – A pesquisa foi aplicada durante o lançamento do programa +Competitividade Brasil, da Amcham, focado em capacitações, forças-tarefa e estudos técnicos visando estimular ganhos de produtividade e a maior inserção das empresas brasileiras na economia global.

Mais de 51 eventos já estão previstas em 14 cidades brasileiras neste ano – agenda completa disponível em www.amcham.com.br/acontece.

Além de responder sobre os investimentos em inovação, os empresários presentes elencaram as propostas impactantes para estimular o ambiente de pesquisa & desenvolvimento no Bra12

TN Petróleo 107

Foto: TN Petróleo

Crise pressiona redução de investimentos em inovação em 65%, aponta pesquisa Amcham, que ouviu cem empresários de grande e médio porte, sendo 85% deles de empresas brasileiras.

sil. Segundo eles, em ordem de prioridade, são: desburocratização de processos internos e externos (69%); maior incentivo as startups (13%); e legislação, adoção e incentivo a realização de Parcerias Universidade-Empresa (13%). Por último, aparece a retomada e continuidade do programa Ciência Sem Fronteiras (4%).

Das empresas que continuam investimento em ganhos de produtividade via inovação, algumas novas ações são prioridades no curto prazo. Foram listadas: aumento do orçamento para pesquisa & desenvolvimento (25%); adoção de práticas de open innovation (22%); busca por parcerias com universidades brasileiras e internacionais (13%); e aquisição de startups inovadoras (7%).

Produtividade – Mesmo com redução de investimentos, 37% dos empresários ouvidos pela Amcham avaliaram que a produtividade da companhia permaneceu

estável quando comparado ao primeiro trimestre de 2016 com o último de 2015 – 32% deles empataram ao sinalizar que diminuiu ou aumentou.

Sobre os atuais principais obstáculos para ganhos de produtividade na economia, o empresariado enumera os seguintes gargalos: carga tributária (39%); qualificação da mão de obra (27%); burocracia (16%); baixo nível de inserção no comércio global (10%); e custo de capital (8%).

A enquete da Amcham questionou os empresários sobre as propostas fundamentais para reativar o ambiente empreendedor.

Na visão deles, são: redução da burocracia para abertura e fechamento de empresas (36%); isenção fiscal para gastos com qualificação de mão de obra (25%); criação do “Simples Trabalhista” para aumento do trabalho formal nas MPEs (20%); e criação de arcabouço jurídico para startups, incubadoras e aceleradoras.

Organização:

Patrocínio Ouro:

Prata:

TN Petróleo 107

13

indicadores tn

Opep projeta queda na produção de petróleo em 2017 Produção de países-membros da Opep e não membros – maio/2014 a abr/2016 Produção de países-membros da Opep

mb/d (Opep) 33

Outros países produtores

mb/d (total) 97

China, México, Reino Unido, Cazaquistão e Colômbia.

Essa queda vai compensar o aumento da extração de petróleo dos países-membros, principalmente do Irã, que desde o início do ano não sofre mais sanções internacionais e registrou aumento de 198 mil barris em sua produção em abril – que alcançou 3,45 milhões de barris por dia, volume maior do que o alcançado pela Opep, que contabilizou 188 mil barris diários a mais do que março, somando 32,44 milhões de barris.

Abril 16

Fev 16

Mar 16

Jan 16

Dez 15

Nov 15

Set 15

Out 15

Jul 15

Ago 15

Jun 15

Maio 15

Abril 15

Fev 15

Mar 15

Jan 15

90 Dez 14

91

26 Nov 14

92

27 Set 14

93

28

Out 14

94

29

Jul 14

95

30

Ago 14

96

31

Jun 14

32

Maio 14

O corte de investimentos e a contração da produção dos Estados Unidos e em outros países fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) vão reduzir a oferta da commodity em 2017. Com isso, a demanda será superior à oferta do insumo, de acordo com relatório divulgado em meados de maio pela entidade. Tal fato poderá ajudar a atenuar a tendência de queda nos preços do petróleo, registrada desde 2014.

As grandes petroleiras vão reduzir os investimentos nos próximos anos, mantendo um volume em torno de U$ 40 bilhões por ano até 2018, o que equivale à metade da média de 2012 a 2014, segundo a Opep. Com isso, a produção fora da Organização deverá cair em 740 mil barris por dia em relação a 2015, com os EUA sofrendo o maior declínio – redução de 431 mil barris dia, totalizando 13,56 milhões de barris por dia. Os cortes nos investimentos e os atrasos nos projetos vão impactar também a produção da

O relatório mensal da entidade projeta uma produção total de 56,4 milhões de barris por dia neste ano, 10 mil barris a menos que o previsto anteriormente. Em compensação, a organização prevê aumento da demanda mundial de petróleo em 1,2 milhão de barris por dia em relação ao ano passado, somando 94,18 milhões de barris por dia em 2016. O mercado já começa a nivelar o excesso de petróleo, que foi de 950 mil barris por dia, bem inferior à média registrada em 2015, de 2,13 milhões de barris por dia.

Ipea aponta perda de 40% dos investimentos líquidos em 2015 Instituto propõe uma agenda mínima para superar a recessão.

O Indicador Ipea de FBCF (Formação Bruta do Capital Fixo) mostra que os investimentos continuaram a cair nos dois primeiros meses deste ano – na comparação da média de janeiro e fevereiro de 2016 com o último trimestre de 2015. Para os pesquisadores, isso indica que a queda no ano pode ser ainda maior.

O novo coordenador do Grupo de Estudos de Conjuntura (Gecon) da Diretoria de Estudos e Políticas Macroeconômicas (Dimac) do Ipea, no Rio, José Ronaldo de Castro Souza Jr, esclarece que “essa redução da FBCF, aliada ao contínuo aumento dos gastos com depreciação, fez com que os investimentos líquidos sofressem uma perda de 40% no ano passado”.

14

TN Petróleo 107

O resultado disso é a redução acentuada da taxa de crescimento do estoque de capital, que, em conjunto com a desaceleração do crescimento da oferta de mão de obra e da piora da produtividade geral da economia, vem reduzindo a taxa de crescimento do produto potencial para valores abaixo de 1% a.a.

Os dados positivos, por sua vez, vêm das contas externas, com a redução consistente do déficit em conta corrente. O déficit em conta corrente do Balanço de Pagamentos foi beneficiado também pela redução do déficit de serviços, especialmente, em função da redução dos gastos com viagens internacionais.

Segundo o documento, a superação do atual quadro recessivo, dificilmente, será simples ou rápida.

“Uma agenda mínima nessa direção inclui o restabelecimento das condições para o equilíbrio fiscal no médio prazo (de alguns anos a uma década), a retomada da capacidade do executivo federal de aprovar medidas de política econômica no Congresso Nacional e a mitigação do atual quadro recessivo.”

José Souza Jr considera importante evitar que os investimentos públicos – que já caíram 35% em 2015 – venham a sofrer novas quedas neste ano e que se redobrem os esforços de atração de investimentos privados em concessões públicas.

FRANÇA: A Agência Internacional de Energia (AIE), com sede em Paris, anunciou que as reservas de petróleo em todo o mundo devem cair para 200 mil barris por dia nos últimos seis meses de 2016, em comparação com 1,3 milhão de barris no primeiro semestre. A previsão anterior da AIE era de que a oferta excederia a demanda a uma média de 1,5 milhão de barris por dia nos primeiros seis meses de 2016.

EUA: Ainda que a expectativa seja de que a produção da Dakota do Norte (EUA), a principal área produtiva de xisto, caia abaixo da marca de um milhão de barris por dia até o início de 2017, a menos que os preços se recuperem e fiquem acima de US$ 50 o barril, ela tem se mantido acima do previsto, segundo analistas. Apenas 27 sondas de perfuração estão ativas no local, um retorno a níveis vistos pela última vez em julho de 2005. O maior número, de 218 sondas, foi em 2012, afirma o Departamento de Recursos Minerais do Estado.

RÚSSIA: Possível decisão do governo francês de proibir a importação de gás de xisto dos Estados Unidos deve beneficiar as

Foto: Eva Gullerud/Aker

PELO MUNDO

companhias Novatek e Gazprom, da Rússia, país que fornece cerca de 25% do gás consumido pela França (quinto maior comprador de gás russo na Europa). A ministra da Economia e Energia da França, Ségolène Royal, declarou que o governo está estudando a possibilidade de proibir a importação de gás de xisto americano, uma vez que o produto é explorado por fraturamento hidráulico, tecnologia banida por Paris desde 1º de julho de 2011. A decisão deve afetar sobretudo as empresas francesas EDF e Engie.

IRÃ: O Irã não tem planos de congelar sua produção de petróleo antes da reunião da Opep, prevista para 2 de junho, afirmou o vice-ministro iraniano da área, Rokneddin Javadi, em entrevista à agência semioficial Mehr. Hoje, a produção iraniana está em torno de 3,5 milhões de barris por dia.

Javadi declarou também que as

exportações de petróleo do Irã deverão chegar a 2,2 milhões de barris por dia em meados do ano, o que representaria aumento de 100 mil barris por dia ante os níveis atuais. qatar: Os entraves nos processos de paz no Oriente Médio dominaram o segundo dia do Fórum Doha, realizado nos dias 21 e 22 de maio, no qual as autoridades defenderam a solução de dois estados no conflito entre Israel e Palestina, além de alertarem para a dramática situação na Síria e no empobrecido Iêmen.

“A Síria é o coração do Oriente Médio e está sofrendo. A História mostra que, quando o Oriente Médio está com problemas, três outros continentes são afetados direta ou indiretamente: África, Europa e Ásia”, declarou Anas al-Abdah, presidente da Coalizão Nacional Síria, que reúne grupos opositores.

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

TN Petróleo 107

15

indicadores tn

Oil companies investem em tecnologias digitais À medida que as empresas de exploração de petróleo e gás avaliam minuciosamente cada dólar investido, elas apostam em tecnologias digitais, buscando gerar valor e reduzir custos em meio aos baixos preços do petróleo e do gás praticados globalmente, de acordo com uma recente pesquisa da Accenture e da Microsoft Corp. Entre os entrevistados para o relatório “Tendências digitais de exploração de petróleo e gás para 2016” estão companhias petrolíferas internacionais (IOCs, sigla em inglês), nacionais (NOCs), empresas independentes e empresas de serviços de campo petrolífero.

Ao longo dos próximos três a cinco anos, 80% das empresas de upstream (exploração e produção) de petróleo e gás pretendem investir o mesmo, mais, ou bem mais (30%, 36% e 14%, respectivamente) em tecnologias digitais

do que o fazem agora, de acordo com a pesquisa que chega à quinta edição. Este investimento contínuo em digital deve-se à confiança dos entrevistados de que as tecnologias digitais podem continuar a ajudá-los a estimular organizações mais enxutas e inteligentes.

Mais da metade (53%) dos entrevistados disseram que o digital já está agregando alto ou significativo valor a seus negócios. A redução de custos foi identificada como o maior desafio que as tecnologias digitais podem abordar hoje, disseram os entrevistados. Além disso, os respondentes relataram que uma melhor e mais rápida tomada de decisão é o maior benefício que as tecnologias digitais podem proporcionar (56%) e que uma das maiores barreiras para a geração de valor é a falta de uma estratégia clara de negócio, e não a tecnologia em si.

Os investimentos digitais de hoje se concentram mais em mobilidade, com quase três quintos dos entrevistados (57%)

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural

15.03.2016

Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Janeiro Fevereiro

Março

Abril

Maio

Bacia de Campos

1.491,7

1.332,4

1.328,9

1.240,4

1.386,9

1.416,5

Outras (offshore)

501,5

483,1

488,8

518,3

465,9

561,7

Total offshore

1.993,1

1.815,5

1.817,7

1.758,7

1.852,8

1.978,2

Total onshore

185,2

185,0

184,2

179,0

181,9

182,4

2.178,4 2.000,5

2.001,9

1.937,7 2.034,7

2.160,1

Total Brasil

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

Janeiro Fevereiro

Março

Abril

Maio

Bacia de Campos 25.090,8 22.738,6 23.417,5 21.845,6 24.993,5 25.289,3 Outras (offshore) 33.903,4 33.416,6 33.745,4 28.209,2 30.552,3 33.063,8 Total offshore

58.994,2 56.155,1

Total onshore

17.676,8 17.904,3 18.206,4 17.697,1 17.966,7 18.030,7

Total Brasil

76.671,0 74.059,4 75.369,3 67.751,9 73.512,4 76.383,7 Dezembro

57.162,9 50.054,9 55.545,8 58.353,0

Janeiro Fevereiro

Março

Abril

Maio

96,3

92,1

84,3

86,3

88,5

84,9

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

16.199,3 15.457,0 16.001,9 16.381,7 17.282,9 17.854,8

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

2.852,3

2.649,3 2.654,5 2.546,6

2.687,2 2.830,5

16

TN Petróleo 107

-0.22 2.16 Variação no período: 12.41%

bovespa (%) 15.03.2016

07.06.2016

-3.56 0.11 Variação no período: 3.32%

dólar comercial* 15.03.2016

07.06.2016

3.765 3.438 euro comercial* 15.03.2016

07.06.2016

4.18 3.90 Variação no período: -3.98%

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

07.06.2016

Variação no período: -6.10%

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

Produção – “No atual ambiente desafiador, a indústria de upstream de petróleo e gás está priorizando tecnologias digitais em áreas que vão ajudá-los a trabalhar de forma mais inteligente e a obter eficiência e economia significativas no curto prazo, permitindo-lhes tomar decisões melhores e mais rápidas”, destaca Rich Holsman, líder global de Digital na prática de Energia da Accenture. “Dessa forma, no curto prazo, esperamos que essas empresas continuem a investir em áreas que ajudem

DJ Oil & Gas (%)

Período de 12/2015 a 05/2016 Dezembro

relatando terem investido em tecnologias móveis, em comparação com 49% dos entrevistados na pesquisa do ano passado.

Em seguida estão os investimentos em Internet das Coisas (IoT), com 44% este ano contra 25% em 2015, e a nuvem (38%), um aumento de 8% em relação ao ano passado. Ao longo dos próximos três a cinco anos, estes investimentos deverão ser impulsionados por big data e analytics (38%), IoT (36%) e tecnologias móveis (31%).

Fonte: Petrobras

*Valor de venda, em R$

a reduzir os custos de operação por meio de tecnologias, como o aumento da produtividade do trabalhador com a mobilidade, redução dos custos de infraestrutura por meio da nuvem e o melhor gerenciamento de ativos por analytics.”

Os entrevistados afirmam que, até o momento, o maior impacto do digital na força de trabalho para exploração de petróleo e gás foi o aumento da produtividade e o engajamento dos funcionários, seguido por uma melhor formação e oportunidades de requalificação. Para eles, o maior impacto da IoT será permitir que os colaboradores em campo fiquem conectados, com 60% dos respondentes planejando ter colaboradores ativos digitalmente e conectados com dispositivos inteligentes.

De acordo com os entrevistados, a nuvem deixou de ser usada prioritariamente para infraestrutura e passou a ser uma facilitadora para ferramentas móveis.

Esta tendência deverá crescer nos próximos três-cinco anos, conforme as

empresas forem utilizando a nuvem para gerar valor com mais rapidez que outras tecnologias digitais.

“Ao tirar proveito de nuvens inteligentes, o uso mais intenso de analytics e da IoT andam de mãos dadas com o que estamos vendo em nosso negócio hoje – o advento da Internet Industrial possibilitando o poder do digital em todo o cenário de petróleo e gás”, avalia Craig Hodges, gerente geral do Distrito da Costa do Golfo da Microsoft. “Pode-se ver esta tendência ganhando força desde poços conectados e oleodutos inteligentes até refinarias digitais altamente eficientes.”

Enquanto dois terços (66%) identificaram o analytics como um dos recursos mais importantes para transformar sua empresa, apenas 13% acreditam que as capacidades analíticas de sua corporação estejam maduras. Quase dois terços (65%) pretendem implementar mais capacidades analíticas nos próximos três anos para ajudar a resolver esta necessidade.

Período: 15.03.2016 a 07.06.2016 | ações ações ações ações

petrobras

ON

R$

R$

8,91

11,13

R$

R$

6,61

PN

Variação no período: 16.67%

8,62

Variação no período: 16.49%

VALE R$

R$

R$

ON 13,48 16,57 PNA 9,69 Variação no período: 23.29%

R$

12,99

Variação no período: 33.92%

CPFL

BRASKEM

R$

R$

R$

R$

ON 12,73 12,48 PNA 25,67 20,55 Variação no período: -2.35%

38.74

07.06.2016

51.50

Variação no período: 30.28%

petróleo WTI (US$) 15.03.2016

36.34

“A gente não pode ter medo de competição. A nossa maior empresa, que é a Petrobras, pode competir no mundo inteiro porque tem know how, tem pessoas muito bem preparadas.”

Ivan Camargo, reitor da Universidade de Brasília (UnB), durante audiência na Comissão Especial da Petrobras e Exploração do Pré-Sal na Câmara, 31/05/2016 – Câmara Notícias

“O que veio com esse governo é que ele tem um senso de urgência maior e uma convicção da importância dessas mudanças muito grande. A gente sentiu nessas conversas com o ministro Fernando Coelho Filho, mas a agenda nossa não mudou, é a mesma. Agora parece que é uma agenda que encontrou seu tempo.”

Jorge Camargo, presidente do IBP, 03/06/2016 – Agência Brasil.

“Todo o prejuízo está sendo atribuído às fraudes e informações contábeis enganosas divulgadas para os investidores, que não correspondiam ao que estava acontecendo, em consequência de corrupção e má gestão na Petrobras.” Érica Gorga, advogada que acompanhou nos EUA a audiência sobre a indenizaçâo, que pode passar de US$ 7 bi, à investidores brasileiros e estrangeiros, 06/06/2012 – O Globo.

Variação no período: 19.60%

petróleo brent (US$) 15.03.2016

FRASES

07.06.2016

50.38

Variação no período: 35.50%

“Os projetos de produção do pré-sal são, hoje, a principal aposta e foco de investimentos da Petrobras, por sua importância estratégica e alta rentabilidade. Eles são a garantia, junto aos demais projetos do nosso portfólio, de maior previsibilidade para as nossas metas e curva de produção.”

Solange Guedes, diretora de E&P da Petrobras, 03/06/2016 – Agência Petrobras

TN Petróleo 107

17

entrevista exclusiva

Indústria brasileira tem

oportunidades no Oriente Médio

Um dos principais especialistas em Oriente Médio no Brasil, Jorge Mortean afirma que a cadeia produtiva de óleo e gás tem boas oportunidades de negócios em países daquela região.

“Nós temos o know-how, a expertise de quem teve que construir toda uma infraestrutura de produção e logística sozinhos, por nós mesmos. Isso, poucos países tiveram”, pontua o geógrafo formado pela Universidade de São Paulo (USP) e mestre em Estudos Regionais do Oriente Médio pela Academia Diplomática do Irã.

Consultor estratégico de negócios entre Brasil e Oriente Médio pela Mercator Business Intelligentsia e professor de Relações Internacionais da Fundação Armando Álvares Penteado (Faap), Mortean não acredita que investimentos árabes venham para o Brasil. Mas lembra que a nossa balança comercial é superavitária em relação ao mercado da região, com o país cada vez menos dependente de petróleo. E que o portfólio de exportações pode incluir tecnologia e serviços, principalmente para a área de infraestrutura de países como Irã, Egito e Omã. “A oportunidade do Brasil ‘levar’ tecnologia para o Irã é enorme, sobretudo na renovação e manutenção da infraestrutura do país, que sofreu com a defasagem ao longo de anos sob sanções”, frisa ele.

pode ocorrer ainda nessa década ou continua a primazia do Oriente Médio?

Jorge Mortean – O atual cenário mundial do preço baixo do petróleo desencoraja qualquer tipo de investimento, seja interno ou externo. Enquanto as maiores reservas continuarem sendo comprovadas ali e se, propositalmente, for mantido a média baixa de preços, a Opep ainda continuará com uma ligeira vantagem. Isso porque os investimentos para a exploração do xisto nos EUA e no pré-sal ainda são altíssimos frente à disponibilidade mais barata no Oriente Médio. Ao contrário, fala-se até em novos investimentos naquela região, que teriam custos baixíssimos e retornos mais imediatos, como é o caso atual da China no Irã, por exemplo.

TN Petróleo – O Oriente Médio tem papel central na geopolítica do petróleo desde a criação da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), em 1960. Especialistas avaliam que a produção do shale gas, nos Estados Unidos, e o pré-sal brasileiro podem mudar esse cenário. Em sua visão, isso

Como o Brasil se posiciona nesse cenário, uma vez que a própria Opep já se mostrou amigável com o país após a descoberta do pré-sal? O Brasil pode ganhar uma posição de destaque dentro daquela Organização?

Logo depois do anúncio da descoberta do pré-sal, feito pelo Governo

18

TN Petróleo 107

por Beatriz Cardoso

Lula, nos foi feito o convite, por parte do Irã, para nos tornamos membros da Opep. O que foi devida e diplomaticamente agradecido e recusado. Isso porque o Brasil é historicamente parceiro do Ocidente (leia-se EUA e Europa) em termos petrolíferos, e uma posição político-ideológica contrária, neste campo, seria um erro estratégico geopolítico.

A Opep só vai se mostrar interessante para o Brasil caso as companhias nacionais (NOCs) da organização desejem investir no pré-sal. Por enquanto, tal desejo tem se manifestado apenas por companhias do Ocidente e da China.

E os Estados Unidos: qual o papel que poderão vir a ter nessa geopolítica?

Acredito que os EUA farão de tudo para afugentar qualquer provável investida árabe em águas atlânticas, sua zona de influência geopolítica imediata.

A China já o faz na África (Angola), bem como o Reino Unido, França e os próprios EUA (na Nigéria, Camarões e Guiné Equatorial). Mas o Brasil é estratégico demais para Washington, na margem de cá do Atlântico.

Foto: Divulgação

Jorge Mortean, consultor estratégico de Negócios entre Brasil e Oriente Médio pela Mercator Business Intelligentsia

A OPEP está em posição superior de barganha com relação ao Ocidente. Aliás, esse foi o propósito geopolítico para o qual ela foi criada, em 1960. poderá mudar de posição caso enfrente concorrência, mediante iniciativas árduas de exploração do xisto e do pré-sal.

Para alguns especialistas, o atual patamar de preços baixos do petróleo, decorrente da decisão da Opep de manter e até aumentar a produção, colocaria em xeque o pré-sal e o shale nos EUA. Em sua opinião, a Opep continuará segurando os preços até quando? O que pode levar a Opep a mudar de posição?

A Opep está em posição superior de barganha com relação ao Ocidente.

Aliás, esse foi o propósito geopolítico para o qual ela foi criada, em 1960. A Opep poderá mudar de posição caso enfrente concorrência, mediante iniciativas árduas de exploração do xisto e do pré-sal. Mas, como já mencionado, esta frente de exploração está em xeque dada sua relação custo-benefício.

Existe alguma possibilidade de negociação entre EUA e Opep?

Sempre há a possibilidade de flexibilização nessa negociação, ainda mais em se tratando do relacionamento entre o país norte-americano e os árabes. Estes últimos já obtêm muitas vantagens econômicas (e outras tantas políticas) dos EUA. Então é só uma questão de tempo sentar com árabes à mesa... caso os americanos queiram seguir encorajando a exploração do xisto.

Os preços baixos também impactam a economia dos países da Opep. Você acha que a Opep não poderá manter por muito tempo sua política de produção, que derrubou os preços dessa commodity?

Há sinais de que o preço baixo do petróleo, no longo prazo, não surta um efeito positivo nas economias dependentes. A Arábia Saudita, principal apoiadora dessa política de preços baixos e fiel aliada ideológica do Ocidente, já começa a repensar um modo de reverter essa situação. Países cuja dependência sobre o PIB é bem menor e seus clientes são majoritariamente asiáticos, como o Irã, já não sofrem tanto – ao contrário, veem investimentos no setor florescerem. De um modo ou de outro, todos os países ali conseguem sobreviver com suas reservas financeiras acumuladas há décadas, independentemente da flutuação pontual do preço.

A Opep tem tido o papel de regular os preços, de ser o swing producer (o papel de produtor de última instância). Isso deverá mudar nos próximos anos?

Se o Ocidente apresentar outras alternativas para a renovação de sua matriz energética e estiver disposto

a pagar o preço por isso, diminuindo sua dependência do Oriente Médio, sim.

Muito se fala no petróleo, mas nem tanto sobre o gás que tem papel de destaque na matriz energética de vários países.

Qual o peso do gás nessa geopolítica do petróleo? Que papel poderá vir a ter até o final da década, uma vez que há diferentes players nesse cenário?

O gás tem dois problemas essenciais frente ao petróleo: preço ainda mais baixo e transporte. Sua exploração nem é tão complicada, porém seu transporte, via dutos, depende de uma malha vicinal, ou seja, o mercado depende das boas relações entre os vizinhos, o produtor e o consumidor.

Territorialidade é a palavra-chave no mercado do gás natural. Outro ponto relevante é o custo da infraestrutura de distribuição e consumo, bem como sua manutenção, além de questões de segurança. Todos esses fatores fazem com que o gás seja uma commodity importante, sim, mas engessada do ponto de vista geopolítico.

Os países da Opep são apontados como produtores ‘predatórios’, pois têm reservas de grande porte, baixo TN Petróleo 107

19

entrevista exclusiva

consumo interno, controle do Estado sobre as reservas nas mãos, cadeia industrial primária (apenas refino), pouco investimento em novas tecnologias e soluções alternativas de energia. Eles devem manter essa posição nos próximos anos? Ou já sinalizam mudança de postura?

Esses são os países árabes do Golfo Pérsico, encabeçados sobretudo pela Arábia Saudita. O único país ali que, além de não ser étnico-linguisticamente árabe, mas sim persa, cujas reservas provindas do petróleo compõem menos de 50% do PIB, é o Irã. Com 78 milhões de habitantes, forma um mercado interno bem aquecido e tem o segundo maior parque industrial da região (atrás da Turquia), bem diversificado em termos de setores econômicos. Os países árabes tentam, pelo turismo de luxo e exotismo cultural, reverter essa situação, mas essa seria uma solução no longo prazo. Por ora, eles têm capital suficiente para continuar importando tudo de que necessitam, sem muita preocupação com o desenvolvimento de indústrias de base.

Historicamente, sempre houve um relacionamento comercial amigável entre Brasil e os países árabes. Isso pode ser reforçado nas próximas décadas, em função até do pré-sal?

Nossa afinidade diplomática, desde sempre, pouco se relaciona com o mercado de hidrocarbonetos. Hoje, as importações brasileiras desses produtos são insignificantes. Ao contrário, nossa relação comercial é superavitária e pautada na exportação de produtos agropecuários. Como respondido antes, o pré-sal só vai melhorar essa relação caso haja interesse, por parte dos árabes, em investir na sua exploração e/ ou produção.

Os países árabes já fizeram algumas investidas que nunca se concretizaram em negócios concretos na área de petróleo. Isso se deve ao fato de a fatia mais atraente (geologicamente 20

TN Petróleo 107

Nós temos o knowhow, a expertise de quem teve que construir toda uma infraestrutura de produção e logística sozinho na área de petróleo e gás.

Isso, poucos países tiveram.

falando) no Brasil ser em águas profundas, cenário em que eles não são experientes?

Exato. Águas profundas não são o forte dos árabes, lembrando que eles exploram hidrocarbonetos offshore no Golfo Pérsico (que têm 90 m de profundidade máxima) e onshore, na bacia da Mesopotâmia (Síria e Iraque) e no platô iraniano.

Haveria mais interesse árabe hoje, em participar inclusive de leilões, ou até mesmo se associar à Petrobras, para ganhar expertise com um parceiro reconhecido por sua atuação em águas profundas no Oriente Médio? Ou as grandes reservas conhecidas não instigam o interesse deles em novas fronteiras?

Esse interesse só irá se concretizar caso eles de fato queiram explorar o pré-sal ou outras jazidas em águas profundas na Ásia, o que não faria muito sentido, pois abriria precedente para uma concorrência com a própria produção doméstica. Não prevejo os árabes muito animados em se aproximar com este intuito.

Afinal, o Brasil interessa ao Oriente Médio, em termos comerciais e de parceira na área de petróleo?

Creio que o contrário é bem mais verdadeiro. O Oriente Médio interessa muito mais ao Brasil. Já tivemos, via Petrobras, um escritório regional em Teerã, fechado em finais de 2009 por pressão de acionistas norte-americanos.

Isso porque eles tinham projetos com interesses desde o gigantesco campo de gás South Pars, compartilhado com o Catar, no Golfo Pérsico, a projetos de prospecção de hidrocarbonetos no Mar Cáspio, feito em conjunto com o National Iranian Oil Company (NIOC). Hoje, com as sanções sendo extintas, é muito provável que haja um novo despertar brasileiro naquela região.

Quais são os mercados mais interessantes para os brasileiros? Você citou recentemente o Irã, que necessita renovar a tecnologia de seu grande parque industrial e melhorar a dinâmica logística e comercial, tendo o Brasil aí uma grande oportunidade de investimentos. A cadeia produtiva de óleo e gás do Brasil teria boas oportunidades no Irã, de vender seus produtos e serviços?

Nós temos o know-how, a expertise de quem teve que construir toda uma infraestrutura de produção e logística sozinho na área de petróleo e gás. Isso, poucos países tiveram; razão pela qual a Petrobras é tão importante e mundialmente reconhecida. A oportunidade de o Brasil levar tecnologia para o Irã é enorme, sobretudo na renovação e manutenção dessa infraestrutura toda, que sofreu com a defasagem ao longo de anos sob sanções. Enfrentaremos concorrência, em especial a chinesa, mas temos uma vantagem competitiva no âmbito cultural: temos uma excelente imagem frente aos iranianos, eles nos são muito simpáticos e sempre receptivos.

E no caso do Egito, Omã, Turquia e Líbano?

Omã desponta como outra vedete na região para projetos conjuntos em

Indústria brasileira tem oportunidades no Oriente Médio

infraestrutura, e também é bastante receptiva aos brasileiros. O país tem buscado investidores para modernizar sua indústria petrolífera e expandi-la. O Egito já explora bem suas reservas, porém a expansão da infraestrutura para distribuição interna ainda precisa ser melhorada, campo no qual poderíamos ajudar. Vale ressaltar que o Egito tem a maior população da região (95 milhões de habitantes), o que representa uma constante demanda, ainda mais agora que o país volta a mostrar sinais de estabilidade política pós-Primavera Árabe. Turquia e Líbano são tradicionais dependentes dos hidrocarbonetos provindos, respectivamente, do Irã e da Arábia Saudita. Já são mercados consolidados, com infraestruturas sólidas, e com certeza qualquer investida brasileira seria um tanto incerta.

Você também chamou a atenção para o Iraque e o Afeganistão: “A recons-

trução destes dois países tem sido um chamariz de investimentos, em todos os setores, e, por incrível que pareça, o risco é muito baixo, já que a demanda é altíssima e a concorrência é (ainda) praticamente nula.” Há boas oportunidades para a cadeia produtiva de óleo e gás nesses mercados? Sobretudo em que segmentos?

Sim, em todos os segmentos da cadeia produtiva de óleo e gás. Eles tiveram, dadas as guerras e invasões, suas infraestruturas destruídas e precisam reconstruí-las, para gerar capital, logo, prosperidade econômica e estabilidade política. E há urgência nisso, visto que seus governos ainda são insólitos. É um mercado extremamente atraente, cuja rentabilidade é garantida.

A instabilidade política no Oriente Médio, devido a fatores territoriais, étnicos e religiosos, entre outros, tem sido fator de preocupação permanente para os

países dependentes da produção de petróleo e gás da Opep. Quais as perspectivas em relação a esse cenário? Há paz possível naquela região?

A instabilidade política na região, refletida em conflitos territoriais e que também é insuflada por movimentos que colocam etnias e religiões em lados opostos, tem sua mais profunda raiz nos interesses ocidentais históricos no petróleo do Oriente Médio. Ressalto que antes de o petróleo ser descoberto na região, na Pérsia (atual Irã) em 1908, os habitantes de diversas etnias (árabes, persas, turcos) e religiões (judeus, cristãos, muçulmanos) conviviam de modo pacífico em um território cujas fronteiras começaram a ser demarcadas pela intervenção direta de França e Grã-Bretanha, instigadas mais tarde pelos EUA e Rússia. Logo, a História nos ensina que, quanto menos interferência ocidental sobre aquela região, mais próxima está a paz.

TN Petróleo 107

21

especial: inovação

Inovação: uma demanda contínua – parte 2

Cadeia produtiva

Foto: Cortesia Shell

InovaDoRA

22

TN Petróleo 107

Não apenas as petroleiras mas também toda a cadeia produtiva vem investindo pesado em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) para oferecer soluções que deem suporte às operações das oil companies – aquelas que buscam petróleo em cenários cada vez mais complexos, como o pré-sal brasileiro e o Ártico, entre outros. Nesta segunda parte da matéria “Inovação: uma demanda contínua”, trazemos um painel do que vem sendo feito pelas fornecedoras de bens e serviços, empresas aptas a atuarem como parceiras estratégicas de companhias que têm interesses em diversas regiões do planeta. Investindo em P&D e laboratórios, para testar novas tecnologias e processos, inovando inclusive em serviços, a cadeia produtiva tem atuado de forma proativa para auxiliar as petroleiras com capacidade de ampliar sua participação no mercado brasileiro, desde o primeiro leilão de áreas para exploração, principalmente após a descoberta do pré-sal no final da década passada. por Felipe Salgado

TN Petróleo 107

23

GE: alavancando resultados Para alavancar as pesquisas e trazer os resultados esperados para o Brasil, a GE tem um investimento total planejado de R$ 1 bilhão até 2020 no seu Centro de Pesquisas Global. “Esses recursos são fruto do investimento global de US$ 5 bilhões/ano que a GE dedica à pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias e parte do investimento de US$ 1,5 bilhão da companhia no Brasil no período entre 2011 e 2020”, explica Sérgio Sabedotti, líder da área de Sistemas Offshore e Submarinos do Centro de Pesquisas Global da GE no Brasil.

Sabedotti opina que na última década os investimentos em pesquisa e desenvolvimento aumentaram de 2% a 3% da receita 24

TN Petróleo 107

industrial para os atuais 5% a 6%.

“Por meio da expansão global da companhia, trouxemos a inovação para perto de nossos interesses comerciais e de nossos clientes, de forma também a atrair e reter os melhores talentos do mundo, onde quer que eles estejam”, destaca.

E observa que a descoberta da camada do pré-sal ampliou as oportunidades para a indústria brasileira. Contudo, vem demandando materiais e equipamentos com maior desempenho em termos de resistência para suportar profundidades de até 3.000 m. Esse é um dos focos da área de Sistemas

Foto: Cortesia BP Foto: Cortesia GE

Foto: Cortesia BP

Foto: Agênca Petrobras

Foto: Cortesia BP

Foto: Cortesia GE

Foto: Cortesia BP

Foto: Cortesia Shell

especial: inovação

Offshore & Submarinos, que se dedica a desenvolver diferentes tecnologias avançadas para exploração offshore, produção, processamento e eletrificação submarinos, perfuração e dutos, e garantia de escoamento.

“Visando a exploração em águas ultraprofundas, o principal desafio do mercado petrolífero é desenvolver materiais mais leves e mais confiáveis, capazes de atuar nesses ambientes extremos”, pontua Sabedotti. Por isso, os equipamentos utilizados hoje pela indústria precisam ser adaptados para superar tais condições. Além de trabalhar com as variáveis de temperatura e pressão, é necessário diminuir o peso dos risers para facilitar o transporte e acomodação nas plataformas e/ou navios.

Eis a razão pela qual um dos projetos do Centro de Pesquisas brasileiro está relacionado com os tubos flexíveis utilizados na perfuração dos poços. “Os pesquisadores trabalham no desenvolvimento de um material à base de fibra de carbono, que apresenta alta resistência à pressão e suporta as condições adversas das camadas do pré-sal”, explica. A solução da GE, cuja vida útil está sendo programada para 20 a 25 anos, garantirá uma leveza de 30% na comparação com os modelos atuais e o produto será utilizado na produção de petróleo, suportando pressão máxima de 10 Ksi e temperatura de operação de até 130ºC. “Entre os benefícios, podemos mencionar a maior resistência.

A combinação ideal de materiais que está sendo desenvolvida pela GE será mais resistente ao permeio de gases e à corrosão, e terá o mesmo nível de resistência mecânica do aço”, observa. Além disso, com tubos até 30% mais leves que aqueles utilizados hoje, os custos das operações de estocagem, transporte e instalação dos tubos flexíveis cairão em até 40%.

Atualmente, o projeto está na fase de testes que simulam o uso do tubo flexível sob condições especificadas pelos clientes. A análise dos resultados desses testes possibilitará aos pesquisadores brasileiros trabalhar na modificação do design do produto a fim de atingir o melhor desempenho possível.

O próximo passo será o desenvolvimento do protótipo perfeito e a expectativa é de que o produto esteja disponível no mercado em 2018. A fabricação da solução de forma nacional será feita na fábrica da GE Oil & Gas em Niterói (RJ).

Novo projeto O Centro de Pesquisas Global da GE no Brasil trabalha em um projeto, o Subsea Water Treatment,

Foto: Cortesia GE

Cadeia produtiva inovadora

que tem por objetivo levar o processo de tratamento da água marinha utilizada para injeção nos aquíferos de poços maduros para o fundo do mar.

“O sistema de tratamento da GE será capaz de suportar as altas pressões e baixas temperaturas das águas profundas (até 3.000 m de profundidade) e oferecer diferentes níveis de qualidade da água, bem como a própria água tratada para injeção nos reservatórios”, frisa Sabedotti. Ele revela que os pesquisadores do centro brasileiro estão combinando diferentes tecnologias dos negócios da GE para ambientes extremos a fim de desenvolver um sistema mais eficiente, compacto e robusto. “Todo equipamento submarino deve ser confiável e seguro. Por isso, o projeto da GE será capaz de atuar por quatro-cinco anos sem manutenção ou intervenção humana”, destaca.

Diversas tecnologias utilizadas hoje pelo segmento onshore serão adaptadas, ou seja, marinizadas, para serem aplicadas neste novo cenário adverso, com temperaturas mais baixas e pressões elevadas.

“Além disso, o projeto possui alta modularização, que pode variar de acordo com a necessidade do cliente, permitindo as seguintes instalações: um único e grande sistema para múltiplos poços de

injeção, vários sistemas pequenos controlados por uma central de distribuição de energia ou diferentes sistemas pequenos que atuam de forma independente”, conta o líder.

O projeto está em fase de estudo de viabilidade, quando são analisadas questões como: materiais que se adaptem às condições de pressão e temperatura do ambiente, componentes que suportem a ação da corrosão e novas membranas para efetuar o tratamento.

Sabedotti aponta algumas das vantagens desses novos sistemas.

Primeiro, o aumento da produção de poços ultraprofundos: hoje, a injeção de água é capaz de aumentar a produção de petróleo em um poço em até três vezes. O novo sistema será capaz de ampliar em até sete vezes. Ele também reduz riscos à saúde e segurança. “Com o tratamento da água sendo realizado no fundo do mar e sem intervenção humana, minimizamos as chances de acidentes e erros, preservando a saúde e bem-estar dos funcionários das operadoras e de toda a população”, diz o líder.

Além disso, o sistema elimina a necessidade de instalações flutuantes: o distanciamento cada vez maior entre os poços e a costa cria a necessidade de repensar novos processos eficientes que substituam as plataformas flutuantes.

TN Petróleo 107

25

especial: inovação

Separação submarina A empresa também vem investindo pesado no projeto Subsea Processing Separation, levando em consideração o cenário atual do Brasil, no qual a exploração de petróleo é basicamente offshore. “Os poços de petróleo, porém, trazem à superfície outros componentes além do óleo, como água, gases e areia. Nesse cenário, o processamento primário do óleo acontece nos módulos de separação e processamento alocados nas plataformas ou navios FPSOs”, lembra.

Para dar vazão à produção extra, no entanto, as operadoras têm como opção instalar os separadores em plataformas ou navios adicionais, aumentando assim seu arsenal para produção e, consequentemente, gerando mais custo.

“O processamento submarino de petróleo consiste em uma larga escala de tecnologias e equipamentos utilizados para separação gás/ líquido, sólido/líquido, óleo/água e eventualmente gás/gás, que devem suportar condições extremamente hostis, com pressão extremamente alta e temperaturas muito baixas”, afirma Sabedotti.

Ele explica que as características da produção de petróleo na costa brasileira possibilitam que o processamento primário do óleo seja transferido para o fundo do mar, uma vez que o óleo pesado e a qualidade da água a ser reinjetada nos aquíferos requerem aplicações tecnológicas de última geração.

Para encarar os desafios de processamento do óleo pesado na costa brasileira, o Centro de Pesquisas Global da GE no Brasil está trabalhando em uma forma mais eficaz para separar o óleo, a água e o gás, diretamente no fundo do mar. “Os pesquisadores propõem um sistema modular que combina diferentes tecnologias de última geração, como a injeção de aditivos 26

TN Petróleo 107

químicos proprietários para quebra das emulsões estáveis, separação gravitacional e tecnologia de membrana”, pontua. Também estão sendo realizados estudos para criar uma nova geração de químicos capazes de reduzir o tempo de reação, bem como uma membrana oleofóbica, apta a retirar resíduos de óleo na água separada.

“A solução de separação da GE terá diferentes configurações, como gás/líquido, óleo/água (líquido/líquido) e trifásico (óleo, água, gás) e será projetada para apoiar a maior produção de petróleo e gás”, diz Sabedotti, elencando as vantagens dessa tecnologia. Primeiro, a redução de custos. “A concretização de toda a etapa de separação do óleo e demais componentes no fundo do mar minimiza a formação de hidratos na linha de produção (da cabeça do poço até a FPSO), pois separa a água e o gás em correntes diferentes da linha de produção”, diz ele. Ademais, o novo processo elimina os gastos das operadoras com os deslocamentos de ida e volta dos fluidos para o topside.

A questão do espaço nas plataformas é outro ponto considerado.

Hoje, os tratamentos de gás e água realizados nas plataformas utilizam cerca de 80% do espaço total da unidade, sendo 50% destinados ao primeiro e outros 30% ao segundo. Com a redução do número de equipamentos instalados nas plataformas, as operadoras não têm necessidade de utilizar embarcações ou navios adicionais, minimizando, portanto, os custos de operação.

Por último, a solução vai assegurar maior capacidade de produção. “A instalação de equipamentos no fundo do mar permite que a água retirada seja eliminada ainda no leito marinho, ampliando a produção na superfície e reduzindo o tempo gasto no processo.”

Monitoramento contínuo Outra área do Centro de Pesquisas Global da GE no Brasil que vem desenvolvendo novas tecnologias para as operações offshore da indústria de petróleo e gás é a de Software & Analytics. Um dos projetos em andamento que, entre outros benefícios, oferece redução de custos para as operadoras de petróleo, envolve o monitoramento e diagnóstico remoto das turbinas a gás que geram energia para possibilitar a operação das FPSOs. “Com a ajuda de sensores instalados nas turbinas, são medidos temperatura, vibração e nível de óleo em diferentes setores do equipamento. O objetivo é fazer uma análise destes dados identificando precocemente a possibilidade de ocorrência de problemas, para que estes sejam contornados, evitando a parada da operação – o que pode gerar multas diárias para as empresas prestado ras de serviço”, explica Marcelo Blois, líder da área de Software & Analytics.

O escopo do projeto compreende a coleta e a transmissão dos dados, que são enviados via satélite para a central de monitoramento da GE Power & Water para que possam ser analisados. Para a transmissão, os pesquisadores do Centro desenvolveram um software para ambiente remoto que minimiza a quantidade de dados a serem enviados e o faz em uma janela de tempo predefinida.

De forma robusta e inteligente, o software é capaz de atuar independente da instabilidade do canal de comunicação – que neste caso é o satélite – e de transmitir as informações utilizando a menor banda possível de modo a não compro-

meter o envio de dados operacionais da FPSO para o continente.

O sistema, que é projetado de modo completamente automático, dispensando qualquer intervenção humana, pode também se recuperar de falhas.

Segundo Blois, o monitoramento de ativos críticos é bastante praticado em outras localidades e segmentos industriais. A GE tem trabalhado para levar o monitoramento de ativos ao próximo nível, que corresponde à predição de problemas e à ausência de paradas não programadas. “Este é um dos importantes pilares da Internet Industrial. Pode-se dizer, porém, que a aplicação desta tecnologia na indústria de petróleo e gás ainda está no estágio inicial e pode trazer ganhos significativos de disponibilidade para os equipamentos e produtividade para o processo de maneira geral”, conclui o líder.

Halliburton: soluções eficientes “Nossa presença no Brasil com o Centro de Tecnologia é uma decisão estratégica da Halliburton – atuante no Brasil há mais de 50 anos e acreditando que o país proporciona o ambiente favorável para as parcerias com clientes, universidades e institutos tecnológicos”, pontua Pedro Chira Fernández, diretor do Centro de Tecnologia da Halliburton.

“Acreditamos que a colaboração entre a Halliburton, a Petrobras e as demais empresas resulte na compreensão dos problemas reais e no desenvolvimento de soluções pragmáticas, eficientes e rápidas.”

Inaugurado em junho de 2013, no Parque Tecnológico da Univer-

Foto: Genilson Araújo

Cadeia produtiva inovadora

sidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o centro, com três andares, totalizando 7.062 m2, dispõe de laboratórios especializados, uma sala de colaboração, uma área de testes, salas de conferências e salas de treinamento.

“Temos contribuído com soluções e tecnologias avançadas para superar os desafios da exploração e produção no Brasil, incluindo técnicas eficientes para avaliação de formações, completação de poços, caracterização dos fluidos e rochas, reservatórios e otimização da produção”, diz Chira, frisando que todas as tecnologias desenvolvidas até agora foram produto de desafios tecnológicos do pré-sal e geradas com base nos acordos de cooperação e parceria entre a Halliburton e nosso principal cliente no Brasil. E que algumas das tecnologias já estão sendo aplicadas com sucesso, e outras em fase de implementação.

“Temos uma excelente relação de parceria com a UFRJ desde o início do acordo de cooperação assinado em maio 2011. Desenvolvemos algumas soluções para nossos clientes no Brasil e também para projetos internos da Halliburton, principalmente em áreas como

materiais, análise de fluidos, nanotecnologia, fluidos de perfuração e completação de poços”, informa o executivo. Segundo ele, inclusive, já foi testada fora do Brasil uma tecnologia desenvolvida pela empresa no Parque Tecnológico da UFRJ: um sistema de cimentação para poços em ambientes salinos e com alto conteúdo de CO2.

A Halliburton não fala em números, quando se trata dos recursos aplicados em PD&I no Brasil. Mas reitera a importância do centro: “Os investimentos são significativos. Os laboratórios mantêm nosso padrão global: são modernos, seguros e eficientes. Temos áreas de trabalho, salas para treinamento e facilidades para a interação entre nossos cientistas e os representantes de nossos parceiros”, conclui Chira.

Schlumberger: vantagem competitiva “Novos centros de pesquisa costumam exigir de oito a dez anos para alcançar resultados. Estamos vendo resultados no Brasil em prazo muito mais curto (dois a quatro anos). Ter a Coppe/UFRJ e o Centro de Pesquisa e Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes) no mesmo polo ajudou a alcançar este retorno”, TN Petróleo 107

27

Foto: Cortesia Schlumberger

especial: inovação

objetivo avaliar novos fluidos de estimulação utilizando CTScans.

Já com o professor Leonardo Borghi, coordenador do Laboratório de Geologia Sdimentar (Lagesed) estamos realizando estudos para avaliação petrofísica de amostras do núcleo de coquina”.1 Duran observa que, por enquanto, as tecnologias desenvolvidas pela empresa no Parque Tecnológico da UFRJ são específicas para as formações do pré-sal brasileiro. “Mas, no longo prazo podem ser usadas na África Ocidental e no Oriente Médio.”

Oilfinder: tecnologia pioneira revela Alejandro Duran, diretor de Marketing da Schlumberger, ao falar dos avanços consolidados do centro de tecnologia da empresa. “Hoje, a maioria dos nossos cientistas são brasileiros, em comparação com o quadro que tínhamos quando inauguramos o CT em 2009, quando havia apenas um brasileiro”, frisa.

O conteúdo local é uma vantagem competitiva para a Schlumberger, segundo Duran. Ele salienta que em seus 70 anos de atuação no Brasil, a empresa vem desenvolvendo seus fornecedores, além de recrutar, capacitar e exportar talentos brasileiros por todos os países em que opera. “Hoje, temos mais de 300 brasileiros trabalhando no exterior, e mais de 90% de pesquisadores brasileiros em nosso centro de P&D e no quadro de colaboradores na Schlumberger Brasil”, salienta.

Entre as tecnologias e soluções inovadoras que a empresa desen-

volveu para atender o desafio da exploração e produção em águas profundas (e ultraprofundas) no Brasil, ele destaca o Drill bits, especialmente para perfuração das formações de pré-sal, novos fluxos para avaliação de petrofísica e geofísica.

“Também estamos testando novos fluidos de estimulação”, agrega Duran. “Estas tecnologias trarão uma redução de custos dos poços para perfurar e melhorar sua produtividade”, acrescenta.

Ele elenca algumas das soluções tecnológicas em desenvolvimento em parceria com a UFRJ e as pessoas que têm sido cruciais para alcançar esse objetivo. “Estamos trabalhando com o professor Romildo Toledo Filho, do Laboratório de Estruturas e Materiais (Labest) e do Núcleo de Materiais e Tecnologias Sustentáveis (Numats), do Programa de Engenharia Civil (PEC), para testar novas formulações de cimentação que possam suportar o alto teor de CO2 das formações do pré-sal. Com o professor Ricardo Tadeu Lopes (Laboratório de Instrumentação Nuclear/Coppe), a parceria tem por

Residente da Incubadora de Empresas da Coppe/UFRJ desde 2010, spin-off do Lamce (Laboratório de Métodos Computacionais em Engenharia da Coppe), a brasileira OilFinder, especializada em modelos computacionais capazes de localizar a origem de exsudações de óleo no fundo do mar, vem inovando desde sua origem, em 2010.

A tecnologia da OilFinder, desenvolvida pelo doutor em oceanografia, Manlio Mano, permite identificar a posição do óleo via satélite e simular o trajeto inverso da exsudação, detectando sua origem no assoalho oceânico. “Dessa forma é possível reduzir os riscos na exploração de petróleo”, frisa Manlio, acrescentando que também é possível identificar óleo originado de vazamento encontrado na superfície.

“Nesse caso, ao invés de modelar a trajetória inversa da mancha de óleo, é feito o prognóstico do deslocamento desta mancha, gerando uma previsão das áreas que serão

1 Reservatórios em “coquinas” são plays petrolíferos bastante incomuns no registro geológico e de difícil entendimento, mas de grande produtividade quando encontrados na fase rifte da margem leste brasileira e na margem oeste africana. Cf. “As coquinas do membro Morro do Chaves, cretáceo inferior da bacia de Alagoas, e seu potencial para reservatório de petróleo", de Márcia dos Santos Nogueira, Valesca Brasil Lemos, Gerson José S. Terra, 2º Congresso Brasileiro de P&D em Petróleo & Gás, 2003.

28

TN Petróleo 107

Cadeia produtiva inovadora

atingidas nas próximas horas, a fim de minimizar o acidente ambiental em alto-mar.”

Manlio afirma que entre os diferenciais competitivos da empresa está o fato de a OilFinder identificar remotamente áreas de exsudação natural de óleo no assoalho oceânico, a partir de imagens de satélite, que detectam as manchas da superfície do mar, e modelos computacionais, que reconstroem a trajetória da mancha, voltando no tempo, até sua origem no fundo do mar.

“Temos dois grandes diferenciais. Um é a identificação remota, prescindindo de toda a logística pesada de embarcações e equipamentos e permitindo o mapeamento de qualquer região offshore do mundo. Segundo: temos a informação de exsudação no fundo do mar (e não mais na superfície do mar, como é feita pelos nossos concorrentes), o que possibilita conectar evidências de geração e migração de óleo com a análise estrutural feita pela sísmica”, enumera.

De acordo com ele, estudos feitos apontam para um aumento de 140% na capacidade de encontrar evidências de hidrocarbonetos com o uso de nossa tecnologia. Além disso, a localização das exsudações permite orientar outras etapas do programa exploratório, muito mais caras, tais como piston core e sísmica 3D, e priorizar os investimentos em poços. “Este aumento de eficiência exploratória (menores custos e maiores taxas de sucesso) é essencial em tempos de preço de petróleo baixo”, afiança.

A empresa recebe subvenção da Fundação Carlos Chagas Filho de Amparo à Pesquisa do Estado do Rio de Janeiro (Faperj) para desenvolver uma plataforma de visualização global de nossas informações e para um novo modelo inverso voltado para o monitoramento da produção de petróleo.

E já teve projetos financiados pelos recursos advindos da cláusula de P&D da Participação Especial.

Manlio explica como se dá o processo de “formação do capital tecnológico” da empresa: “Temos uma parceria formal com a Coppe para fins de projetos de P&D; fazemos reuniões periódicas com os grupos de P&D das empresas de petróleo com obrigações da cláusula de P&D; e participamos de feiras/ congressos internacionais. Com base nessas interações, elencamos uma lista de projetos de P&D, estabelecemos uma priorização e uma estratégia de financiamento, e depois partimos para o planejamento e execução”, detalha o executivo, pontuando que desde a criação da empresa, em 2010, realizam um projeto de P&D por ano.

Agora, a Oilfinder acelera no processo de internacionalização.

“Estamos negociando parcerias para ter um braço comercial em Houston. Nosso foco inicial é o México, que extinguiu o monopólio de exploração depois de décadas e prevê fazer leilões anuais. Já temos pacotes multiclientes prontos para águas profundas de todo o Golfo do México mexicano”, conclui.

DNV GL: decisão de risco em BOP A DNV GL também investe em inovação para reforçar sua atuação na área em que atua, gerando novas soluções a partir de seu Centro de Pesquisa e Desenvolvimento no Rio de Janeiro. Uma delas é o BOP RDT (Blowout Preventer Retrieval Decision Tool), ferramenta em tempo real, baseada em métodos de conhecimento de riscos e que funciona como suporte na decisão de recuperação desse conjunto de válvulas de segurança instalado na cabeça do poço.

A nova ferramenta, que indica aos operadores a necessidade de reparo, após a detecção de falhas

no BOP, constitui-se em um sistema de apoio à tomada de decisão bastante abrangente, que utiliza métodos qualitativos e quantitativos para auxiliar o processo, reduzindo substancialmente seu grau de subjetividade. “Retirar um BOP do leito marinho após a detecção de qualquer falha é uma operação dispendiosa, podendo atingir valores superiores a US$ 2 milhões. Este custo pode facilmente dobrar em regiões de águas ultraprofundas, como no Brasil, África Ocidental e no Golfo do México”, destaca Alex Imperial, gerente regional da Divisão de O&G da DNV GL para a América do Sul. “O principal objetivo da nova ferramenta é maximizar a disponibilidade operacional da sonda, reduzir o Opex (Operational Expenditure) e, sobretudo, manter as margens de segurança em níveis aceitáveis”, acrescenta Imperial, lembrando que a DNV GL atua na área de estudos de risco, segurança e confiabilidade no mundo inteiro. “O que buscamos foi trazer uma metodologia de risco provada no mercado e acoplá-la a uma questão extremamente importante para a indústria de óleo e gás que é o BOP, a principal ferramenta de segurança do poço”, conclui.

DS: atualização é mandatória Desenvolvedora de ferramentas tecnológicas na área de TI, a Dassault Systèmes investe continuamente na atualização do SolidWorks, software de CAD que a cada ano ganha novos aplicativos.

Apresentada no evento global realizado nos Estados Unidos, no final de janeiro, a versão 2016 ganhou um número considerável de inovações. “Em toda a linha de produtos TN Petróleo 107

29

Foto: Divulgação

especial: inovação

do SolidWorks 2016, que inclui soluções para cada etapa do processo de desenvolvimento de produtos, são mais de 600 projetos implementados pela equipe de desenvolvimento nessa versão. Levando em consideração que as soluções SolidWorks já têm mais de 20 anos de mercado, é um número expressivo”, afirmou Marcelo Hendler, gerente técnico para América Latina da Dassault Systèmes.

A cadeia produtiva de óleo e gás continua tendo forte influência nessa atualização. “De todos esses projetos implementados, cerca de 90% são fruto de sugestões de melhorias de nossos usuários de todas as áreas, incluindo os clientes da indústria de óleo e gás. Diversas ferramentas do SolidWorks 2016 têm uma aderência perfeita no aumento de produtividade dos clientes desse mercado”, pondera.

Entre os usuários da ferramenta que vêm desenvolvendo tecnologias de ponta estão a Petrobras, a Subsea7 – que criou a Boia de Sustentação de Risers (BSR), utilizada pela primeira 30

TN Petróleo 107

vez no campo de Sapinhoá, na Bacia de Santos – a FMC, entre outras.

“Com as soluções SolidWorks, nossos clientes são capazes de conduzir o processo de forma simultânea, em vez de sequencial, a fim de tomar melhores decisões de negócios antecipadamente. Dessa forma, eles podem facilmente investir o tempo necessário para realizar suas tarefas mais importantes e dispor das ferramentas ideais para acessar as informações necessárias para a tomada de melhores decisões”, pontua Hendler, elencando alguns atributos da nova versão. “Temos ferramentas que realizam a validação estrutural dinâmica para assegurar o funcionamento do equipamento; cálculo de fadiga para definir a vida útil do produto e estratégia de manutenção preventiva. As capacidades avançadas de comunicação técnica para desenvolvimento de manuais de utilização e manutenção são importantíssimas para assegurar que o produto seja desenvolvido em tempos mais curtos, mantendo graus de eficiência extremamente elevados.”

Graças a estes recursos, os números da empresa no país continuam se destacando. Mario Belesi, diretor de SolidWorks para América Latina, pontua que, historicamente, no Brasil, o crescimento médio é de 20% ao ano. “Hoje, o país representa por volta de 70% do negócio da América do Sul, e estamos crescendo muito na região andina”, revela o executivo.

Parte disso se deve a uma estratégia bem-sucedida, que são as parcerias com universidades e institutos técnicos, para os quais fornecem licenças gratuitas, incentivando os futuros profissionais a utilizarem desde cedo essa ferramenta. Um exemplo é a parceria com o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai). “A meta é termos 100% das unidades utilizando nossas soluções. Estamos muito bem posicionados nesse mercado”, diz Belesi, lembrando que são seis mil clientes no Brasil e mais de cem mil licenças no país, com um nível de renovação médio de 80% ao ano.

Honeywell: aprimoramento contínuo As operações industriais modernas convivem cada vez mais com o

Cadeia produtiva inovadora

desafio relacionado ao Big Data a fim de convertê-lo de um sistema de automação complexo para informações relevantes e acessíveis.

O crescimento da exploração e produção não convencional de petróleo e gás tem aumentado o número de maneiras de gerenciamento remoto de ferramentas e dados.

Atenta a estes desafios, a norte-americana Honeywell Process Solutions (HPS), líder no setor de automação industrial, lançou no final do ano passado um novo controlador de processos RTU2020, para auxiliar as companhias do setor de petróleo e gás no gerenciamento de complexas automações remotas e ferramentas de controle de aplicações.

As operações distribuídas estão sob constante pressão no ambiente de produção. E as ferramentas críticas com frequência são distribuídas por áreas em que as condições de operação são reivindicadas”, afirma Brendan Sheehan, diretor sênior de Marketing, Projetos e Soluções de Automação da HPS. “Com o RTU2020, as empresas têm mais flexibilidade para implantar estratégias de operações remotas de alta efetividade em seus negócios.

E podem se beneficiar com a redução do tempo de diagnóstico e de monitoramento da instalação, bem como no aumento da segurança ao não enviar pessoas a campo para solucionar um problema.”

A unidade foi desenvolvida para ambientes severos e pode ser utilizada em locais com níveis mais baixos de consumo de eletricidade (1,8 watt), o que é ideal para utilizar energia solar. Esse quadro também permite que o período de manutenção remota e diagnóstico sejam feitos em minutos, ao invés de horas.

O RTU2020 aumenta a disponibilidade por meio de um controlador redundante nativo – não é necessário mudar para comunicação em I/O. Uma nova solução oferece integração do wireless I/O com instrumentos ISA100 sem que seja necessário um módulo especializado. E não é preciso um hardware extra para essa solução e dados e diagnósticos do HART estão disponíveis localmente para o uso do controle e do alarme bem como monitoramento remoto da saúde do instrumento.

O design inovador do RTU2020 vai de acordo com os padrões de bem-estar operacional do setor de petróleo e gás, incluindo medição

eletrônica de fluxo de gás por API 21.1. Além disso, o controlador de processos oferece diversas das melhores ferramentas disponíveis no setor e inclui terminais de bloqueio renováveis para simplificar a fiação e reduzir o tempo de montagem de gabinete.

Integrado com o sistema de supervisão Experion® da Honeywell (SCADA), o RTU2020 facilita a configuração de milhares de ferramentas e aumenta a eficiência operacional com uma avançada interface humano-máquina (HMI).

Os usuários conseguem ter uma perfeita “visão 20/20” para poder perceber o potencial da produção.

Segurança cibernética Sempre com foco na segurança das operações, em meados de 2015 a HPS anunciou acordo com a Intel Security para reforçar a proteção das infraestruturas industriais e a “Internet das Coisas/Indústria” (IIOT, em inglês Industrial Internet of Things).

A tecnologia McAfee®, da Intel Security, foi integrada com as soluções industriais de segurança cibernética da Honeywell, oferecendo aos clientes um software de segurança aprimorada para proteger sistemas de controle contra malwares e outras ameaças na rede.

O acordo de colaboração combinará os mais recentes avanços em tecnologia de segurança cibernética com os conhecimentos da Honeywell de processos industriais, para fornecer soluções de segurança adaptadas para o ambiente industrial.

“A ameaça de ataques cibernéticos contra indústrias está crescendo rapidamente e nossos clientes estão exigindo mais sistemas de segurança eficazes para ajudá-los a proteger seus bens e profissionais. A parceria com a Intel Security expandirá nossas capacidades para otimizar os siste-

mas de controles industriais dos clientes e as operações das fábricas”, afirmou Jeff Zindel, líder global do Grupo de Segurança Cibernética Industrial da Honeywell.

“Nossa colaboração com a Intel permitirá oferecer soluções integradas para nossos clientes de processos industriais para implantar com mais rapidez e proteger seus investimentos. Esta abordagem é fundamental para garantir o potencial de produtividade das soluções de automação da Honeywell e da Internet das Coisas/ Indústria”, completou o executivo.

A ameaça crescente de ataques cibernéticos a indústrias é uma grande preocupação global, de acordo com pesquisa sobre segurança cibernética realizada pela Ipsos Public Affairs, encomendada pela Honeywell em setembro de 2014. Dois terços dos entrevistados disseram que as indústrias de petróleo e gás, químicas e de energia eram vulneráveis a tais ataques.

TN Petróleo 107

31

especial: inovação

Laboratórios dão suporte ao

O

uso intensivo de tecnologia na exploração e produção de petróleo e gás natural, sobretudo no cenário offshore, tem promovido um salto evolutivo em diversos segmentos.

O que só se torna possível com a pesquisa aplicada, realizada em laboratórios sofisticados que vêm sendo instalados no país pela cadeia produtiva.

Tenaris: testes avançados Um avançado e especializado laboratório de corrosão foi inaugurado no final do ano passado pela francesa Tenaris, em sua planta produtiva em Pindamonhangaba (SP). Com investimento de US$ 2,8 milhões, construído numa área de 180 m² de infraestrutura, o laboratório vai realizar testes para a qualificação e certificação de tubos e acessórios para aplicação em ambientes ácidos (sour service) de exploração e produção de óleo e gás.

O novo espaço conta com avançada tecnologia de monitoramento e controle que garante a integração dos modernos equipamentos de ensaio com os sistemas de segurança e controle ambiental. “A Tenaris criou um centro de excelência em inovação apto a desenvolver novos materiais, realizar testes normatizados de longa duração e garantir a qualidade dos projetos já implantados ou em fase de implantação pelas empresas parceiras e outros players do setor”, afirmou Marcelo Fritz, diretor de Pesquisa e Desenvolvimento da empresa no 32

TN Petróleo 107

Foto: Cortesia Tenaris

PD&I

Brasil. “A ampliação e modernização do laboratório vão ajudar no desenvolvimento de novos materiais e permitirão atender aos pedidos da indústria nacional e internacional do segmento de óleo e gás de forma rápida, inovadora e com segurança. Adquirimos equipamentos de referência neste segmento de estudos de corrosão, o que vai proporcionar credibilidade na realização dos testes normatizados.”

O Laboratório de Corrosão soma-se aos investimentos da empresa no país, onde inaugurou em 2013 o seu quinto centro de P&D no mundo, visando o desenvolvimento tecnológico de áreas como a do pré-sal, que possui características específicas de corrosão.

Petrofísica digital Projeto selecionado em sexto lugar entre mais de 400 no Edital TI Maior, da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), o laboratório de Petrofísica Básica da Concremat é mais um espaço de suporte à inovação.

Inaugurado em março de 2015, a iniciativa faz parte do projeto de petrofísica digital para carbonatos.

“Acreditamos tanto no potencial desse projeto que, além dos R$ 3,7 milhões de subvenção da Finep, investimos mais R$ 1,9 milhão para proporcionar às empresas de petróleo soluções integradas para análises petrofísicas. Sem dúvida, é uma grande inovação também na nossa estratégia como consultora de engenharia. Estamos muito dedicados a participar desse mercado”,

pontua Mauro Viegas Filho, presidente do Conselho de Administração da Concremat.

Com a implantação do laboratório, foram iniciadas a aquisição, o processamento e a interpretação de imagens de amostras de análogos do carbonato do pré-sal (estromatólito, travertino, tufa carbonática). Os resultados serão utilizados na simulação numérica do módulo de porosidade, cujo protótipo deverá ser testado ainda no primeiro semestre 2016.

Em paralelo, serão feitas as medidas laboratoriais correspondentes para avaliações comparativas e calibração do software.

O labo ratório de petrofísica possui toda a infraestrutura necessária para a preparação de amostras – apara e remoção de fluidos –, fotodocumentação e realização de análises de propriedades permoporosas. E conta, ainda, com diferenciais como o Skyscan 1173, microtomógrafo de alta energia que utiliza fonte de raios-x com microfoco, o que dá maior estabilidade à posição do ponto focal. O scanner gera uma imagem de alta qualidade e permite análise de imagens em 2D e 3D, além de

visualização realística. O modelo também é utilizado por institutos de ciência e tecnologia de referência, para fins de pesquisas em rochas-reservatório.

Já foi feita uma seleção inicial de poços do pré-sal dos quais serão solicitadas amostras dos microbialitos junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Nessa etapa, cada uma das amostras será analisada tanto pela ferramenta desenvolvida quanto por métodos convencionais. A comparação dos resultados permitirá a avaliação necessária para a definição de ajustes/ calibração.

Através da ferramenta de simulação, serão realizadas análises tanto com amostras sujas (ainda com fluidos – óleo/sais), quanto com amostras limpas (fluidos removidos).

A capacidade de analisar e obter resultados confiáveis a partir de amostras sujas apresenta grande valor agregado para a indústria, pois reduz o prazo exigido para limpeza – estes podem ser superiores a seis meses, em função de sua complexidade e heterogeneidade das amostras.

TN Petróleo 107

33

especial: inovação

Robótica marítima

34

TN Petróleo 107

Fotos: Cortesia Maritime Robotic

P

ara dar suporte ao avanço das atividades exploratórias e de produção offshore de petróleo e gás natural em condições extremas, ou áreas de arrecifes e outros acidentes geográficos que estão sob a superfície, tanto no Brasil como no Mar do Norte e no Ártico, a cadeia produtiva vem desenvolvendo soluções com uso de robótica. É o caso da norueguesa Maritime Robotic, que vem disponibilizando para o mercado, principalmente o de óleo e gás, soluções tecnológicas para mapeamento e monitoramento ambiental, levantamento topográfico do solo oceânico – pois este último sofre alterações em decorrência das correntes marinhas.

A mais nova solução apresentada ao mercado offshore, com aplicações na Noruega e no Mar do Norte, é o mapeamento do solo oceânico por meio de um Unmanned Surface Vehicle (USV / veículo de superfície não tripulado).

Trata-se de uma embarcação de cerca de 6 m, totalmente automatizada, com autonomia para navegar até 50 horas, sem precisar ser reabastecida, equipada com sistemas de ecossondas para fazer o mapeamento do solo oceânico. “Acreditamos que esta solução vai ser valiosa no levantamento topográfico em áreas em que é arriscado envolver embarcações de maior porte”, explica Vegard Evjen Hovstein, CEO da Maritime Robotic.

A solução atua em conjunto com uma embarcação comum de

levantamento topográfico, ampliando a área de levantamento.

Isso porque os USV, dotados de sistema de posicionamento dinâmico, mantêm uma distância fixa da embarcação maior, atuando como amplificadores desse levantamento. “A redução dos custos e dos riscos tornam essa tecnologia estratégica, em se tratando desses cenários”, conclui Vegard.

Visão aérea A Maritime Robotic também disponibiliza outras soluções robotizadas para o mercado de óleo e gás, como o OceanEye®, espécie de balão automatizado, que faz o monitoramento aéreo de áreas impactadas por alguma ocorrência, como derramamento de petróleo no mar.

O equipamento, que transmite imagens em tempo real do ambiente monitorado, foi utilizado recentemente para acompanhar o avanço da enxurrada de lama de rejeito liberada pelo rompimento da barragem de uma mina em Minas Gerais, pertencente à Samarco, controlada pela Vale e a BHP Billiton.

O OceanEye mostrou-se eficiente no monitoramento do percurso dessas águas barrentas, que, do rio Gualaxo atingiram o rio Carmo, o qual deságua no rio Doce, que abastece diversos municípios no seu percurso até o mar, na costa do estado do Espírito Santo. O equipamento mostrou-se uma ferramenta crucial para monitorar os impactos dessa lama nos ambientes aquáticos – impactos que matam os organismos existentes, como algas e peixes, causando o assoreamento, mudanças nos cursos, diminuição da profundidade e até mesmo soterramento de nascentes. E mais: mostrou-se eficiente para demonstrar o avanço dessa lama pelo mar afora, com risco de atingir Abrolhos, arquipélago localizado no litoral sul do estado da Bahia.

TN Petrรณleo 107

35

eventos

47ª OTC – Offshore Technology Conference Data – 2 a 5 de maio de 2015 Local – Reliant Park, Houston (EUA) Área – 62.500 m2 Público – 68 mil de 120 países Exposição – 2.600 companhias de 47 países Programa do Congresso – 11 painéis, 24 palestras de executivos do setor em 4 sessões pôster e 45 sessões técnicas, nas quais foram apresentados cerca de 325 trabalhos

36

TN Petróleo 107

OTC 2016

Indústria offshore:

uma nova realidade O maior evento offshore do mundo, a OTC 2016 sinaliza que a indústria já está sendo obrigada a se repensar em um novo cenário energético, no qual os aspectos ambientais (vide COP21) têm impactos tão grandes quanto os baixos preços do petróleo ou o aumento da produção da Opep. por Beatriz Cardoso

Foto: Rodney White/OTC

D

epois do ápice da produção terrestre do shale gas nos Estados Unidos e da descoberta do pré-sal na costa brasileira, a indústria mundial de óleo e gás começa a enfrentar uma nova realidade. E não somente por conta dos baixos preços do petróleo e o aumento da produção de países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).

Também influencia os rumos desta indústria a questão ambiental, como as mudanças climáticas, que têm relação direta com essa cadeia produtiva. Afinal, ela responde por parte substancial das emissões (tanto na produção quanto na queima de seus derivados) que estão provocando o aquecimento global, objeto do acordo histórico fechado por 195 países em dezembro de 2015, na conferência do clima, a COP21.

Esse duplo impacto, ambiental e econômico, recai de forma singular na indústria petrolífera mundial que vem intensificando suas atividades de exploração e produção de hidro-

carbonetos no ambiente marinho, objeto central da Offshore Technology Conference (OTC). Isso porque as atividades offshore têm impactos ambientais desde o princípio do processo exploratório, que hoje se dá em ambientes mais severos, em águas ultraprofundas e longe da costa. O que demanda investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) e em logística.

Daí o destaque dado à programação da OTC 2016 às questões de segurança, meio ambiente, eficiência operacional, produtividade, integridade dos ativos, gerenciamento de riscos, marco regulatório, e outros pontos com relação direta com a sustentabilidade dessa indústria.

Programação forte O tema ‘operações seguras’ foi um dos mantras da conferência deste ano, e um dos pontos centrais de boa parte dos 11 painéis, 24 palestras e 45 sessões técnicas (nas quais foram apresentados 325 trabalhos), com a TN Petróleo 107

37

eventos

investimentos e tecnologias para aquecer o setor.

Foto: Todd Buchanan/OTC

Eventos internos

38

TN Petróleo 107

Foto: Zach Boyden-Holmes/OTC

participação de especialistas, acadêmicos, empresários e autoridades deste setor no mundo inteiro.

Realizada entre os dias 2 e 5 de maio, no Reliant Park, em Houston (EUA), a OTC 2016 recebeu mais de 68 mil visitantes, oriundos de 120 países – número que a posicionou entre os 15 maiores públicos dos 48 anos de história desse evento, realizado anualmente em Houston, Texas (EUA).

Os desafios futuros dessa indústria e as alternativas para assegurar seu desenvolvimento de forma sustentável em um cenário crítico estavam refletidos nas diferentes soluções e inovações tecnológicas e de processos apresentados pelos 2.600 expositores (dos quais 300 estreantes) de 47 países (contra 37 na edição anterior). Foi o terceiro maior evento em área ocupada desde a criação da OTC: 62.460 m2.

A globalização desta indústria também se refletiu na exposição: embora os EUA sediem grande número de empresas fornecedoras de bens e serviços para as operações offshore, 51% dos expositores eram de outros países, incluindo Brasil.

“Como vem ocorrendo desde 1969, players do mundo inteiro se reúnem na OTC para tomar decisões críticas, colocar novas ideias em prática e desenvolver novas parcerias de negócios”, destacou o presidente da OTC, Joe Fowler.

Fowler fez questão de salientar os esforços das 13 entidades orga-

Foto: Rodney White/OTC

João Carlos De Luca, conselheiro do IBP; Roberto Ardenghy, cônsul geral do Brasil em Houston; Magda Chambriard, presidente da ANP; Joe Fowler, presidente OTC e Edson Nakagawa, diretor da PPSA.

nizadoras do evento, para realizar uma conferência com conteúdo diferenciado e que reúne tecnologias relevantes para a indústria, mesmo diante de um mercado impactado pelos baixos preços do petróleo.

Os novos e emergentes mercados ao redor do mundo também foram temas de debates e palestras, tendo o México como um dos focos principais, em função da reforma do marco regulatório na área de energia, que possibilitou a realizações de leilões no país. A expectativa é de que, com uma legislação e estrutura mais aberta, a indústria mexicana poderá se desenvolver a partir de parcerias com grupos internacionais, que trarão

No espaço denominado 2016 OTC University R&D Showcase, ganharam destaque os projetos de universidades dos Estados Unidos, Alemanha, Nigéria e Japão, com foco nas operações offshore de exploração e produção de hidrocarbonetos.

Já a conferência do Instituto de Educação de Energia foi assistida por cem professores e cerca de 200 estudantes de escolas de Houston.

Enquanto os professores puderam aprofundar o conhecimento e alguns conceitos científicos, os estudantes se inteiraram das oportunidades que a indústria de energia pode oferecer aos profissionais do futuro.

Como enfrentar os desafios futuros e reforçar a percepção da interconectividade dessa indústria global foi o objetivo do New Wave, programa de jovens profissionais da OTC. O evento também abriu as portas do Reliant Park para 737 profissionais de distintas áreas, os quais foram à exposição prospectar oportunidades nesse mercado de trabalho. Dentro da programação do dia, foram oferecidas a estes visitantes duas sessões de desenvolvimento profissional.

Pelo segundo ano consecutivo, OTC também abrigou o Rice Alliance Startup Roundup, na qual cerca de 50 companhias emergentes tiveram oportunidade de conversar com potenciais investidores.

No esperado jantar anual da OTC, apresentaram-se os ganhadores do 2016 Distinguished Achievement Award. O prêmio individual foi entregue a Robert (Don) Vardeman, enquanto que a premiação para companhias, organizações e institutos foi entregue a Marine Technology Society Dynamic Positioning (DP) Committee. George Hirasaki and Yuri Makogon foram os dois ganhadores do OTC’s Heritage Awards, enquanto o prêmio OTC’s Spotlight on New Technology reconheceu 13 tecnologias inovadoras desenvolvida pela cadeia produtiva.

Indústria offshore: uma nova realidade

Pavilhão Brasil

A

crise política e econômica brasileira, que tem entre seus componentes a corrupção que sangrou a Petrobras e impactou a indústria local, tirou o Brasil da posição de destaque neste evento em que a petroleira verde amarela se consagrou mais de uma vez.

Ainda assim, logo no primeiro dia do evento, o Brasil e os desafios do pré-sal (principalmente do ponto de vista dos investimentos e planejamento) foi o tema de uma sessão técnica presidida por João de Luca, presidente da Barra Energia, e que teve como palestrante Jorge Camargo, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).

No mesmo dia, as oportunidades de investimentos no setor de óleo e gás no Brasil, do ponto de vista das oil companies e companhias independentes, foram debatidas em um painel com o moderador Renato Bertani, também da Barra Energia.

Participaram dos debates os principais executivos das petroleiras Shell do Brasil, André Araujo; as Total E&P do Brasil, Maxime Rabilloud; e Repsol Sinopec do Brasil,

Estande 1117 Área: 500 m

2

Empresas: 38 Entidades: Onip e ANP Participantes: ANP; IBP; ONIP; Açoforja; Actemium; Altona; Chemtech; Cladtek; Clark Solutions; CSL; Fechometal; Flexomarine; Forship; Isoplan; Locon; MFX; MRM; Navium; Netzsch; Nuclep; OceânicaHBR; OG Intcom; Oxifree; Presys; Radix; Rio Engenharia; Roxtec; Sandech; Subsin; Swot Action; Tecnofink; Uphill; Vanasa; Villares Metals; VOL; Vulkan; WEG Leonardo de Paiva Junqueira. Além das independentes Queiroz Galvão Exploração e Produção, na pessoa de Lincoln Guardado; e Ouro Preto Óleo e Gas, com Luiz Machado.

Profissionais de distintas áreas da Petrobras também participaram de diversas sessões técnicas, detalhando desde o andamento de projetos no pré-sal, que vem assegurando ganhos de produtividade à companhia, como o campo de Lula e de Sapinhoá – com alguns poços produzindo mais

de 40 mil barris/dia – a tecnologias que vem possibilitando avanços na exploração dessa nova fronteira.

A agência de negócios do governo britânico, UKTI Brazil, representada pelo gerente do setor de Energia, Renato Cordeiro, participou de seminário sobre oportunidades de investimento no setor de petróleo e gás no Brasil, apresentado pelo secretário-geral do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), Milton Costa Filho.

Os palestrantes e outros empresários presentes fizeram um retrato fiel do mercado brasileiro e as turbulências causadas por fatores internos e externos. Mas afirmaram sua confiança na recuperação do setor em médio prazo, e nas grandes possibilidades de investimento no Brasil. Houve um esforço especial para divulgação da edição 2016 da Rio Oil & Gas, recebido com entusiasmo pelo público. O seminário apresentou, ainda, oportunidades de negócio promovidas pelo UKTI em outros cinco mercados nas Américas – Canadá, Estados Unidos, México, Trinidad e Tobago e Venezuela.

Como era de se esperar, o mercado brasileiro de óleo e gás seria destacaTN Petróleo 107

39

do, mais uma vez, no tradicional café da manhã da Câmara de Comércio Brasil Texas (Bratecc), do qual participaram os presidentes da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira; do IBP, Jorge Camargo; e da Shell do Brasil, André Araújo – além de Magda Chambriard, diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Gouveia Vieira falou sobre o cenário político e defendeu a adoção de medidas urgentes para que haja o reaquecimento do mercado no Rio de Janeiro, onde estão concentradas cerca de 80% das reservas de petróleo, 60% das reservas de gás natural do Brasil e os principais fornecedores do setor. Essa indústria representa mais de 30% do PIB fluminense.

O dirigente do IBP, Jorge Camargo, afirmou que é necessário olhar para o futuro dessa indústria, que tem grande potencial. Lembrou que o governo federal já promoveu uma flexibilização do conteúdo nacional, por meio do Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural (Pedefor).

André Araújo lembrou que a empresa está para atingir uma produção de 250 mil barris de óleo equivalente por dia, com expectativa de dobrar esse volume até 2020. Ele destacou vantagens e desafios do pré-sal brasileiro, entre as quais, o alto nível de padronização no subsea e a similaridade na identidade geológica dos reservatórios, o que possibilita a replicação de equipamentos.

Chambriard frisou que as oportunidades no Brasil vão muito além do pré-sal, afirmando que o Brasil tem dezenas de bilhões de barris de petróleo em reservas já descobertos para serem desenvolvidos. E lembrou que esteve em consulta pública a próxima rodada de licitação de campos

Foto: Zach Boyden-Holmes/OTC

eventos

marginais, observando que também está prevista uma possível rodada de licitação para unitização dos campos do pré-sal no primeiro semestre de 2017, se o processo seguir normalmente nas instâncias federais.

A missão da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e do Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) reuniu 32 empresas, que tiveram uma agenda de reuniões e encontros focados em potenciais parcerias e negócios.

Outras petroleiras que atuam no Brasil, como Shell, QGEP, Barra Energia, Ouro Preto Óleo e Gás, Repsol Sinopec e Total, detalharam seus projetos, demonstrando que mantêm seus planos de investimentos, mas pleiteando mudanças regulatórias.

O sinal dado por elas é de que há, sim, grande interesse no mercado do Brasil por parte dos operadores, mas, para que os investimentos sejam potencializados, é preciso uma resposta do governo para que o mercado se torne mais atrativo e amigável ao capital privado.

Pelo sexto ano consecutivo a Radix participou da OTC (Offsho-

re Technology Conference), maior evento offshore do mundo, em Houston, EUA. Realizado desde 1969, o evento reúne empresas de mais de 120 países e cerca de 90 mil profissionais. Mais uma vez, a empresa marca presença no evento com dois estandes, um no pavilhão Brasil e outro no NRG Arena, pavilhão americano.

Os espaços funcionarão de forma integrada, assim, quem passar no espaço destinado às empresas nacionais, será apresentado à Radix e convidado a conhecer mais da Radix US, no pavilhão americano, e vice-versa. O CEO da Radix, Luiz Eduardo Rubião, e o vice-presidente, João Carlos Chachamovitz, irão representar a Radix no pavilhão brasileiro. Já o pavilhão americano terá pela segunda vez a presença da Radix US com estande próprio.

"Nosso portfólio diversificado e a amplitude do nosso framework são um dos diferenciais da Radix. Afinal, combinar engenharia com software não é muito comum no mercado americano. As empresas americanas geralmente são especializadas em engenharia ou software, o nosso diferencial é reunir os dois e ainda agregar com nossa expertise em automação, o que torna nossa solução única", explica Chachamovitz, vice -presidente da Radix.

Para Luiz Eduardo Rubião, a participação expressiva da Radix no evento representa o amadurecimento do escritório de Houston.

"Desde a última OTC, evoluímos em termos de contratos importantes com grandes empresas de Óleo e Gás, aumentamos nosso efetivo de profissionais e passamos a contar com um espaço físico maior, estabelecendo de fato a Radix US no país. Mantemos nosso nível de excelência na realização de projetos e estamos colhendo os frutos com grandes clientes", afirma o CEO.

INFORMAÇÃO DE QUALIDADE. Na40ponta dos seus dedos. www.tnpetroleo.com.br TN Petróleo 107

Promoção:

TN Petróleo 107

41

perfil profissional

O eterno

aprendizado Nos últimos 25 anos, a advogada carioca Andrea Falcão tem acompanhado a evolução do marco regulatório do setor de óleo e gás no Brasil. Por isso mesmo, acredita que “há espaço para aprimoramento das políticas de Conteúdo Local e de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação”. Para ela, o maior desafio, contudo, está na falta de clareza do que se pretende como política de Estado para o setor. “É primordial ter objetivos claros para que seja possível delinear o arcabouço jurídico que dê amparo ao que se pretende”, diz a gerente

Fotos: TN Petróleo

sênior do departamento jurídico da Schlumberger.

42

TN Petróleo 107

por Beatriz Cardoso

Desde que se formou, em 1992, Andrea Falcão vem consolidando uma rica trajetória no setor de óleo e gás. Na realidade, antes mesmo de entrar no mercado, já olhava com mais atenção para esta indústria. Tanto que o trabalho de conclusão na universidade foi sobre os contratos de risco para exploração de petróleo no Brasil, na década de 1970.

Ela credita a ‘doença’ do petróleo ao pai, o engenheiro paraibano Hélio Lins Marinho Falcão, com mais de três décadas de atuação na Petrobras, tendo participado de projetos pioneiros da petroleira em diversas bacias do país. “Funcionário de carreira da Petrobras, ele era um apaixonado pelo desenvolvimento do setor”, lembra Andrea.

Filha única, ela não seguiu a carreira do pai, formando-se em Direito pela Faculdade Cândido Mendes, em 1992. Mas encontrou um caminho paralelo, atuando como advogada na área petrolífera que passaria por grandes mudanças no final dos anos 1990. Foi sócia de Petróleo e Gás do escritório Vieira, Rezende, Barbosa e Guerreiro Advogados (criado em 1995 e com atuação em vários segmentos), onde participou de diversos projetos.

Em um mercado efervescente não faltavam desafios e muitas demandas. Para acompanhar essa evolução, investiu em uma especialização no setor. Em 2008, concluiu pós-graduação executiva na área de petróleo e gás natural (MBP/Coppe), na Fundação Coordenação de Projetos, Pesquisas e Estudos Tecnológicos (Coppetec), da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

Sempre em busca do aprimoramento, fez cursos de Operações de Contratos de Joint Ventures na área de Exploração

& Produção de Petróleo, de Project Finance, com Ênfase em Petróleo e Gás e de Contratos de Exploração e Produção Petrolífera no Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), do qual se tornaria membro.

Entre 2005 e 2008, prestou serviços de assessoria jurídica ao Departamento Jurídico de Serviços (JServ) da Petrobras, com emissão de diversos pareceres em atendimento a consultas das áreas de Engenharia e do Cetim (Cenpes/Tecnologia da Informação e Materiais).

Em 2008 assessorou o Grupo de Trabalho formado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e pelo Ministério de Minas e Energia (MME), com relação a adequações e/ou alterações necessárias no arcabouço legal à época vigente para as atividades de petróleo e gás natural, tendo em vista as novas descobertas em estruturas de pré-sal no Brasil.

“Foi uma grande oportunidade para aprender a lidar com diferentes agendas, no âmbito das forças políticas”, salienta Andrea Facão.

“O time jurídico do qual fiz parte foi contratado para elaborar uma nota técnica, sem juízo de valor, apontando as alterações legais e de regulamentação que seriam necessárias para cada um dos cenários propostos, tudo levando-se em conta objetivos estratégicos considerados naquele momento”.

Fez ainda assessoria jurídica para uma grande empresa de aquisição de dados (EAD) com relação à regulação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) sobre dados técnicos. Também deu suporte jurídico a empresas em operações de farm-in e farm-out, com realização de due diligences. “Do ponto de vista regulatório, a ANP possui regras e processos objetivos para as cessões de direito (os chamados farm-in e

Filhos: Uma filha de 18 anos, Julia.

Leitura: Gosto de ler tudo. Agora estou lendo Hereges, do cubano Leonardo Padura... muito legal, porque envolve arte. Gosto também de romance, filosofia etc.

O que gosta de fazer nas horas de folga? Ir ao cinema e a shows.

Hobby: Curtir a companhia dos amigos e, também, ouvir música. Sou muito eclética, gosto muito de ópera e música clássica, mas também adoro samba, rock nacional e pop. A trilha sonora depende do meu humor... rs.

Livro de cabeceira: O cérebro em transformação, da Suzana HerculanoHouzel, para entender melhor a minha adolescente.

Projeto de vida: Equilibrar minha atribulada vida profissional com a vida pessoal.

farm out) de uma concessionária para outra. Portanto, embora burocrático, o processo não costuma gerar grandes conflitos”, explica a advogada.

Ele ressalva que, por outro lado, acomodar os respectivos interesses das partes envolvidas na operação (concessionárias) em um negócio tão cheio de variáveis e incertezas gera grandes conflitos, sendo, portanto, a parte mais complexa dessa operação. “Além de um instrumento contratual adequado a cada projeto, uma due dilligence eficiente em casos de farm-in é re-

quisito fundamental para se valorar o ativo a ser adquirido.”

Outro trabalho que considera relevante foi o detalhamento jurídico da Agenda de Competitividade da Cadeia Produtiva de Óleo e Gás Offshore no Brasil, apresentada pela Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) em 2010. “Foi outro ótimo aprendizado”, afirma, frisando que a Onip tem dentre seus membros vários com profundo conhecimento sobre a matéria (conteúdo local). “Ter a oportunidade de discutir com eles nesse período foi esclarecedor. Traduzir as ideias em propostas de alterações no arcabouço jurídico também foi muito interessante”, avalia.

A advogada observa que este trabalho está sendo revisitado com a entrada em vigor, em janeiro deste ano, do Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural (Pedefor), com a ideia da criação do bônus para conteúdo local. “Essa ideia já tinha sido sugerida pela Onip no estudo apresentado em 2010”, esclarece.

Ad v o g a d a ‘ i n h o u s e ’ n a Schlumberger, nos últimos quatro anos vem coordenando o departamento jurídico “em todas as matérias que lhe são pertinentes: societária, contenciosa (cível, trabalhista e tributário), gerenciamento de risco (mapeamento e auditorias), ética e conformidade e consultiva, em especial dando suporte em Contratos”.

Com vários trabalhos publicados, no Brasil e no exterior, sobre temas que vão desde a unitização no pré-sal a conteúdo local, Andrea afirma que os principais desafios jurídicos de hoje são a falta de clareza do que se pretende como política de Estado para o Brasil. “É primordial ter objetivos claros para TN Petróleo 107

43

perfil profissional

que seja possível delinear o arcabouço jurídico que dê amparo ao que se pretende”, afirma. “Sendo mais pragmática, entendo que há espaço para aprimoramento, dentre outros temas do setor, das políticas de Conteúdo Local e de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação.”

Em relação à unitização – “chamada pela ANP de acordo para individualização da produção (AIP)” –, ela observa que se trata de uma operação complexa por si só. “Embora globalmente conhecida das petroleiras, assim como no farm-in, envolve muitas variáveis e incertezas geológicas. Razão pela qual o instrumento jurídico do AIP costuma ser aditado com o passar dos anos para se adequar aos novos dados do reservatório que se adquirem ao longo do tempo”, pontua.

Segundo Andrea, do ponto de vista do regime jurídico que ora se discute para as áreas contíguas às já licitadas no pré-sal, trata-se de agenda com diferentes interesses políticos. “Sob a ótica estritamente jurídica, hoje se pode licitar tais áreas apenas sob o regime de parti-

Membro do Instituto dos Advogados Brasileiros (IAB), ela também integra a Association of International Petroleum Negotiators (AIPN) e atualmente faz parte do quadro de diretores da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo e Gás (Abespetro). Ou seja: mantém um pé na advocacia e outro na indústria de petróleo. Um casamento que ela mostra que dá certo.

lha de produção, com a obrigatoriedade da Petrobras ser a operadora e deter, no mínimo, 30% de participação no consórcio, por estarem localizadas no polígono do pré-sal, conforme o anexo da lei 12.351, de dezembro de 2010”, frisa.

“Por outro lado, existe a possibilidade de se alterar a referida lei, como por exemplo nos termos do projeto que hoje tramita na Câmara, já aprovado pelo Senado. Se assim acontecer, será permitido licitar as áreas contíguas as do pré-sal, a serem unitizáveis, sem necessidade do operador único, dando-se, no entanto, o direito de preferência à Petrobras”, complementa.

Filha de petroleiro O engenheiro civil Hélio Falcão foi funcionário de carreira da estatal, onde exerceu vários cargos de chefia na área de E&P. Ele comandou a Superintendência do antigo Departamento de Perfuração (Deper) e de março a outubro de 1990, e ocupou uma das diretorias executivas da Petrobras, respondendo pelas áreas de Perfuração e Refino. Aposentado, passou a atuar como consultor do setor petróleo, tendo sido responsável pela vinda do primeiro do FPSO para testes de longa duração (TLD), o Seillean, em 1998. Hélio Falcão faleceu em junho de 2015.

EIC TRAINING Essential one-day courses run by energy professionals Fundamentals of Upstream

Thursday 19 May 2016

Fundamentals of FPSOs

Tuesday 14 June 2016

Fundamentals of Subsea

Saturday 30 July 2016

Fundamentals of FPSOs

Saturday 10 September 2016

Contact us for more details or book today: www.the-eic.com/training 44

TN Petróleo 107

O ponto de encontro dos

profissionais da

sustentabilidade

XVIII FIMAI

Feira Internacional de Meio Ambiente Industrial e Sustentabilidade

OK

Data: 4, 5 e 6 de outubro de 2016 Reservas, inscrições e informações: Tel. +55 11 5095 0072 site: www.fimai.com.br | e-mail: comercial@expoestrategia.com.br

TN Petróleo 107

45

46

TN Petrรณleo 107

Ano 5 • nº 45 • junho de 2016 • www.tnsustentavel.com.br

Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem Editorial

Tudo é uma questão de propósito Apesar do cenário desafiador a que o Brasil esteve exposto principalmente nos últimos dois anos, há um sentido que norteia as ações de quem investe num país melhor. Num mundo melhor.

O Caderno de Sustentabilidade TN é fruto de uma aposta de que tudo pode ser melhor um dia. E a partir daí, toda ação, que traga algum benefício concreto, ou avanço nas questões ambientais, sociais e econômicas do país, merece de nós um espaço.

A TN Petróleo sempre soube, desde o seu primeiro núcleo de formação, a que veio. A busca da melhoria contínua do nosso setor através da informação isenta e inovadora em tecnologia e negócios, sempre incluindo as pessoas, tem sido o seu principal propósito. E assim, já foram 18 anos cumprindo essa vocação de nunca dissociar a contribuição técnica e profissional do ser humano.

E apesar de nem sempre termos companhia nessa jornada, é isso que continua a nos mover até hoje.

Esta edição do caderno traz exemplos de quem como nós continua persistindo e investindo em tecnologias inovadoras e em pessoas valorosas como a Eldorado Brasil, empresa 100% nacional, que vai aproveitar tocos e raízes de eucalipto, não utilizados na operação de colheita, para geração de energia a partir de biomassa. Serão R$ 300 milhões de investimentos no projeto.

Vejam também o exemplo do Instituto Mamirauá, que se dedica desde 1998, numa ação conjunta e comprometida de pescadores e colaboradores do instituto, ao manejo sustentável do pirarucu, e hoje é finalista do Prêmio St. Andrews pelo Meio Ambiente.

E para reflexão e ação, Wanderlei Passarela nos fala sobre prosperidade, riqueza e bens muito além do financeiro.

Que as boas novas nunca deixem de chegar, ainda que escassas, mas que nunca nos faltem!

Boa leitura e até a próxima!

Lia Medeiros, diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo liamedeiros@tnpetroleo.com.br

Sumário

46

47

48

Eldorado investirá R$ 300 milhões em térmica a partir de biomassa

Instituto Mamirauá é finalista do Prêmio St. Andrews pelo Meio Ambiente

Desenvolvimento humano e sustentabilidade: Prosperidade sustentável

Energia sustentável

Reconhecimento

Artigo

TN Petróleo 107

47

suplemento especial

Eldorado investirá R$ 300 milhões em térmica a partir de biomassa Fotos: Divulgação

Produção de biomassa a partir de tocos e raízes de eucaliptos representa inovação importante no setor.

A

Eldorado Brasil, empresa 100% nacional, controlada pelo Grupo J&F, vai aproveitar tocos e raízes de eucalipto, não utilizados na operação de colheita, para geração de energia a partir de biomassa.

A fabricante de celulose branqueada de eucalipto – matéria-prima proveniente de florestas certificadas no Mato Grosso do Sul – venceu o leilão da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), realizado em 29 de abril de 2016, com o projeto Usina Termelétrica (UTE) Onça Pintada.

Essa térmica vai gerar energia utilizando cavacos de madeira como principal combustível, com uma potência instalada de 50 MW/h.

O investimento de R$ 300 milhões na construção da UTE de biomassa irá gerar mais de mil empregos diretos e indiretos para a região.

“Este investimento está alinhado aos pilares estratégicos da companhia de inovação, competitividade e sustentabilidade e nos permite maior eficiência no aproveitamento de nossa base florestal”, afirma José Carlos Grubisich, presidente da Eldorado Brasil.

Grubisich pontua que é o primeiro projeto de 50 MW/h a partir de biomassa da empresa. “Com nossas florestas próprias, teríamos potencial para garantir biomas48

TN Petróleo 107

sa a seis UTEs do mesmo porte, fornecendo mais de 300 MW/h de energia para o sistema elétrico nacional. O que poderá gerar uma receita adicional de mais de R$ 600 milhões, além de contribuir positivamente com a matriz energética brasileira”, complementa.

Um projeto-piloto de utilização da biomassa extraídas dos tocos e raízes de eucalipto das florestas da Eldorado foi realizado durante quatro meses ao longo de 2015.

Estes cavacos de madeira, de elevado poder calorífico – superior ao da cana, por exemplo –, foram processados em térmicas da região de Três Lagoas (MS), evidenciado a viabilidade da biomassa da companhia para geração de energia.

A UTE Onça Pintada será instalada em uma fazenda da companhia em Aparecida do Taboado (MS) e irá iniciar o fornecimento

ao sistema elétrico nacional em janeiro de 2021, conforme previsto em leilão. O preço da energia foi estabelecido em R$ 243,2/MWh, em um contrato com valor total de R$ 2,5 bilhões e prazo de 25 anos.

O projeto agora segue para homologação na Aneel.

Com um faturamento de R$ 3,8 bilhões em 2015, a Eldorado Brasil conta com uma unidade industrial altamente tecnológica em Três Lagoas com capacidade de produção anual de até 1,7 milhão de toneladas de celulose por ano, o que garante resultados competitivos e sustentáveis na produção.

Em junho de 2015, a companhia deu início à construção de sua segunda linha produtiva, conhecida como Projeto Vanguarda 2.0, prosseguindo com o seu objetivo de ter o maior complexo de celulose do mundo.

Foto: Divulgação

Fotos: Amanda Lelis

Green Solar: soluções para esgotamento das fontes de energia

A Instituto Mamirauá é finalista do Prêmio St. Andrews pelo Meio Ambiente

C

om o projeto “Manejo de pirarucu”, o Instituto Mamirauá foi um dos finalistas do Prêmio St. Andrews pelo Meio Ambiente, concedido anualmente pela Universidade da Escócia desde 1999. A premiação reconhece os projetos sustentáveis de conservação desenvolvidos por organizações de várias regiões do mundo. Em 2016, recebeu cerca de 500 inscrições e selecionou três finalistas. Nos 17 anos em que a iniciativa é promovida foi a quarta vez que um projeto da América do Sul chegou à etapa final.

“Dedico este reconhecimento aos mais de 1.500 pescadores e pescadoras que integram os projetos de manejo assessorados pelo instituto; a nossa instituição (em todos os seus departamentos), pela seriedade e compromisso com que conduz seus trabalhos; e a toda a equipe do Programa de Manejo de Pesca, pelo empenho e dedicação, que tornam possível nossa candidatura a projetos e prêmios”, disse

Ana Cláudia Torres, coordenadora do Programa de Manejo de Pesca da instituição.

A pesca de pirarucu foi proibida no estado do Amazonas em 1996.

No ano seguinte, o instituto iniciou as primeiras pesquisas na Reserva de Desenvolvimento Sustentável Mamirauá para implementar uma prática sustentável de manejo, o que ocorreu em 1998. Um ano depois, o Instituto Brasileiro de Meio Ambiente (Ibama) aprovou o primeiro projeto de manejo comunitário da espécie.

cada dia o assunto do esgotamento das fontes de combustíveis fósseis ganha mais força em relação à produção energética. A busca por fontes alternativas de obtenção de energia aparece como solução para tal problema. Após o investimento inicial ser recuperado, a energia solar torna-se gratuita e se estenderá enquanto o sistema estiver ativo, tendo durabilidade de até 35 anos.

Pioneira no mercado solar do Rio de Janeiro e quarta maior corporação do Brasil no mercado de geração distribuída, a Green Solar trabalha com três modalidades: Sistema solar elétrico ou on grid: o Sistema Fotovoltaico é a forma de gerar energia limpa, renovável sem agredir o meio ambiente. É silencioso e não precisa de manutenção. A eletricidade produzida agora pode ser introduzida na rede elétrica de qualquer residência ou empresa, e o excedente dessa energia é enviado à rede pública gerando crédito na próxima conta de luz.

Sistema solar térmico para aquecimento: garante o aquecimento da água mesmo em dias de chuva. Os coletores (placas) localizados no telhado aquecem a água que circula e é armazenada no reservatório térmico que a mantém aquecida para quando for utilizada. É possível controlar a temperatura da água através de um termostato. Desta forma, o chuveiro elétrico e o aquecedor a gás não são mais utilizados, apenas o sol é a fonte de geração.

Sistema solar autônomo ou off grid: é independente da rede pública, sendo composto por bancos de baterias e controladores de carga. A bateria tem a função de armazenar a energia gerada e alimentar os equipamentos no período noturno ou sem sol. A quantidade de baterias de cada sistema irá determinar a autonomia neste período. Ideal para estacionamentos, condomínios, praças e orlas.

TN Petróleo 107

49

suplemento especial

Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade

Prosperidade sustentável Todo homem próspero é rico, mas nem todo homem rico é próspero!

Rico é quem tem mais bens do que precisa. Próspero é quem possui dentro de si a semente da geração contínua de valores (sejam estes de qualquer espécie).

P

Wanderlei Passarella é mestre em Administração de Empresas e bacharel em Economia pela FEA-USP, e também engenheiro mecânico pela Escola Politécnica da USP; pós-graduado na Abordagem Transdisciplinar Holística, pela Unipaz/ FSJT. Atualmente dirige a Synchron Participações e é coach de executivos. Foi diretor presidente da GPC Química S/A e da Petroflex S/A. Também foi diretor-geral da Menasha Materials Handling South America e exerceu cargos gerenciais na Nitroquímica (Grupo Votorantim) e Ipiranga Química.

50

TN Petróleo 107

or aí vemos que podem existir pessoas ricas que herdaram suas fortunas, que agiram de má fé para acumular bens ou que, simplesmente, tiveram sorte de ganhar dinheiro. Mas quem garante que continuarão assim no futuro? Não podemos afirmar que essas pessoas sejam prósperas!

No ambiente empresarial de hoje, em que se fala tanto em sustentabilidade, é importante resgatar valores universais que dão base para uma carreira, para um negócio, para o empreendedorismo construtivo, enfim, para se realizar um trabalho produtivo, que traga boas consequências para si, para os outros e para o planeta.

Apenas os que são interiormente equipados é que prosperam de fato.

Mesmo que venham tempestades e arruínem suas plantações, as sementes interiores serão utilizadas para germinarem sua prosperidade novamente.

Essa equipagem interior nada mais é do que um portfólio de virtudes. Pessoas virtuosas são capazes de ir muito alto, porque se apoiam em pilares monumentais! Assim, para gerar valores de forma contínua, uma pessoa deve observar os grandes vetores de caráter, atributos e qualificações que fazem com que qualquer um seja próspero.

Em seu livro clássico da filosofia, o norte-americano James Allen nos brinda com a descrição dos “Oito Pilares da Prosperidade”. Dentre estes, em sua concepção, quatro se destacam por serem centrais: a energia – entusiasmo para exercer o esforço necessário para a realização de qualquer tarefa; a economia – concentração de poder, conservando tanto o capital como o caráter, este último considerado como capital mental; integridade – honestidade inquebrantável para manter invioláveis as promessas, acordos, contratos, independentemente de considerações de perdas e ganhos; e sistema – subordinação de todos os detalhes à ordem, aliviando assim a mente de trabalho e tensões supérfluas, reduzindo tudo a uma só coisa.

Fazendo um paralelo entre os preceitos de Allen e o que dizem os filósofos de todos os tempos, os grandes mestres espirituais, alguns cientistas e diversos psicólogos, vemos que há muito em comum. Todos estes já discursaram sobre os vetores que tornam a vida boa e produtiva. Mas estes vetores ficam esquecidos, a menos que conscientemente trabalhados. Tais vetores também são quatro: trabalho, estudo, disciplina e ética.

Podemos discursar exaustivamente sobre cada um destes quatro e mostrar o quanto os grandes personagens da história já o mencionaram. Mas,

Foto: Free Images

não o faremos aqui. Apenas concordamos com eles em alto grau, a ponto de termos plena convicção, pela observação daqueles que conseguem alavancar seus resultados de forma sustentável, que eles são os elementos diferenciadores. Novamente, não estamos falando dos sortudos que estavam no local certo e na hora certa, mas daqueles que construíram suas edificações com esmero, independentemente do clima e da ajuda de terceiros. Estamos falando daqueles verdadeiros campeões que desafiam a lógica fácil e o lugar comum.

E que o fazem deixando uma marca de perenidade, de solidez, que nem o tempo e nem a mesquinhez humana são capazes de destruir.

Quem quer que seja, capaz de se levantar cedo e trabalhar diligentemente e com inteligência (porque estudou e se preparou), já está muitos passos à frente na direção da consecução de seus objetivos do que o outro que não se dispõem a perseverar e aplicar energia em sua vida diária, ou que o faz sem conhecimento de causa. E ainda, se é capaz de fazer isso de forma ética, respeitando as outras pessoas e mantendo sua postura, vai além mais alguns passos. Finalmente, se construir métodos inteligentes de trabalho, que poupem esforços desnecessários, que padronizem o bom desempenho e observem com cautela como repetir o que dá certo, com constância de propósitos, então é muito provável que a prosperidade alcance esta pessoa de forma indelével e sustentável.

Infelizmente, as duas coisas que mais incomodam em nosso ambiente de trabalho hodierno é que não se encontra espaço para a conversa sobre os valores universais e que os treinamentos ministrados ainda são focados, em sua maior parte, nas tecnologias do saber-como (know-how).

Os valores universais têm sido relegados como algo fora de moda, algo que não tem impacto nos resultados. Nada mais falso! São os valores que alavancam a produtividade e que criam condições de um desempe-

nho superior. Ainda vivemos sob o impacto da revolução industrial e do cartesianismo que tentou separar a razão das outras inteligências, como se elas não fossem importantes. É chegada a época de vivenciarmos a inteireza, a inclusão das mais nobres funções humanas em nossas tarefas diárias, tornando-as fecundas e geradoras de sentido, além de plenamente realizadoras.

Os treinamentos preconizados na vida empresarial também são muitas vezes inócuos, ou, na melhor das hipóteses, limitados a adestrar as pessoas em certas habilidades funcionais. Mesmo as Escolas de Negócios renomadas repetem essa falácia. O que precisamos é de vivências que desenvolvam as virtudes. A partir destas, para quem as conquistou, o céu é o limite. Por isso que nobre é entrar em um círculo virtuoso, pois este nos leva a um aumento progressivo das virtudes.

O que podemos concluir desta pequena reflexão em forma de artigo? A principal conclusão é que urge transformar nossos paradigmas sobre o que dá resultados em nossas vidas pessoais e nos negócios. Precisamos resgatar a ideia de uma vida virtuosa, como dizia Aristóteles, pois esta é a vida boa (eudaimonia). E façamos isso em nossas empresas e em nossas escolas.

Estas precisam repensar seus currículos. Mais vale trabalhar vivências, dinâmicas, debates em torno das virtudes centrais do trabalho (energia), da ética (integridade), do estudo (economia) e da disciplina (sistema), pois estas virtudes são como matrizes que podem ser replicadas em cada área específica de atuação da vida.

Cabe a cada um pensar como pode aplicar esses conceitos em suas rotinas diárias e transformá-las em dínamos de prosperidade. Onde quem ganha não é apenas uma parte, mas o todo. Uma vida virtuosa é como um vírus do bem que se espalha trazendo progresso e bem-aventurança por onde passa. Nosso planeta Terra aguarda silenciosa e pacientemente por essa grande transformação. É hora de pararmos de tergiversar e encararmos as virtudes com seriedade.

TN Petróleo 107

51

suplemento especial

Do projeto à operação, melhores práticas diminuem os custos da energia A gestão de energia é essencial para a sustentabilidade e a rentabilidade de uma operação. A energia representa a maior despesa na maioria dos processos químicos e de refino, ficando atrás somente das matérias-primas. As refinarias e petroquímicas que investem em eficiência energética ganham vantagem competitiva por meio da melhoria das margens operacionais, da flexibilidade da produção e de melhores pegadas de carbono.

C

ontudo, nem sempre é fácil alcançar a otimização de energia dentro de uma organização. O combate à ineficiência energética se divide entre oferta e procura. No lado da procura, existem várias estratégias para reduzir a demanda de energia. Fundamentalmente, usar de modo mais eficiente todas as fontes de aquecimento e de arrefecimento estimula o surgimento de oportunidades em uma planta.

Essas oportunidades podem ser um melhor projeto de novas plantas industriais, investimento de capital para renovar os processos visando a eficiência energética, melhores estratégias de operação e manutenção e gestão eficaz das utilities com vistas ao menor custo ou menos uso de energia. No lado da oferta, a gestão das fontes disponíveis nas utilities com base em seus preços atuais e no fornecimento poderá proporcionar grandes economias.

Eficiência energética

Sean Arnold é vice-presidente de Vendas da AspenTech para a América Latina. Sua trajetória na companhia teve início em 2006 como gerente de Vendas, sendo mais tarde promovido a diretor da área em 2011. Juntou-se à equipe Latam em julho de 2012, como diretor de Vendas da área para o norte da América Latina, cobrindo México, Colômbia, Venezuela, Equador e Caribe.

Sean é bacharel em engenharia química pela Universidade do Texas (EUA).

52

TN Petróleo 107

O projeto de engenharia de processos enfrenta uma série de objetivos, como produção e qualidade, flexibilidade para lidar com mudanças de matérias-primas e produtos com o passar do tempo, conformidade com segurança e com emissões, estabilidade operacional e minimização do custo de capital. Embora seja importante tornar a eficiência energética uma prioridade, o tempo é um desafio tão grande que pode muitas vezes trazer enorme pressão de cronograma para o projeto.

Em consequência, muitas empresas procuram maneiras de melhorar a otimização de energia dos projetos em sua fase inicial. Por exemplo: Um software de análise e otimização de integração intuitiva de calor incorporado ao processo de simulação permite que o projetista rapidamente investigue, faça uma triagem e selecione os designs de melhor qualidade do ponto de vista energético.

Uma modelagem detalhada do trocador de calor na simulação de processos permite que o projetista busque soluções de equilíbrio entre tamanho, eficiência e operacionalidade desse dispositivo para alcançar o melhor compromisso entre capital e custo operacional.

A otimização da interação entre o conjunto de aquecimento e arrefecimento e as principais unidades de processo, tais como colunas de separação, utilizando métodos de otimização por meio dos melhores simuladores de processos.

A Braskem colocou esses princípios em prática e desenvolveu um processo inovador energeticamente eficiente para sintetizar isopropanol a partir da cana-de-açúcar. Os resultados mostraram economia de energia de 30% na fase inicial de concepção do processo por meio da combinação certa entre conhecimento e ferramentas de software.

Remodelagem das instalações existentes O mercado tem à disposição diversas maneiras de melhorar o uso da energia em instalações já existentes, e muitas destas alternativas também melhoram fortuitamente os rendimentos. Essas janelas de oportunidade são, por exemplo, a reconfiguração do trocador de calor, a substituição e o acréscimo dos trocadores de calor, as estratégias de manutenção preventiva mais agressivas para reduzir a incrustação nesse dispositivo, bem como mudanças nos parâmetros de operação e na configuração dos processos para melhorar a eficiência.

A LG Chem explicou recentemente que a empresa obteve economia de energia e melhoria de rendimento de 10% por meio da integração de colunas e um melhor processo de sequenciamento.

Estratégias operacionais e de manutenção Uma gama de práticas e estratégias operacionais está disponível para melhorar coletivamente o uso de energia dentro de uma planta. Entre elas estão: Visibilidade de KPIs de uso de energia. Os painéis visuais de KPIs (sigla em inglês para indicador-chave de desempenho) são o primeiro ponto para melhorar a operação. Eles permitem que os usuários compreendam o impacto de suas ações sobre o uso e os custos de energia da planta, dando a cada indivíduo em um ambiente operacional a responsabilidade do desafio energético.

Manutenção do trocador de calor. A incrustação do trocador de calor penaliza tanto a energia como o rendimento. Modelos afinados de processos e de trocadores de calor podem ser utilizados juntamente com dados da planta em tempo real para prever a ocorrência de incrustações no trocador de calor e promover a melhora das programações de manutenção, reduzindo as paradas de fábrica, o uso de energia e aumentando o rendimento. Empresas como a Ineos e a Dow Chemical têm documentado significativo impacto positivo dessas estratégias na receita.

Planejamento e programação eficiente de produção/ energia. O estabelecimento de uma ligação entre a produção e a programação de energia garante às plantas o abastecimento energético seguro ao passo que reduz a necessidade da queima de gás combustível e da exaustão do vapor excedentes, ajudando a prever possíveis gargalos. Do lado da oferta, a gestão do processo de planejamento de produção, dos custos de energia e das metas de emissões está se tornando uma parte integrante do planejamento. As ferramentas de tecnologia de ponta para planejamento futuro podem ajudar a avaliar o compromisso entre produção, fontes de energia e custos e emissões, permitindo a definição de uma verdadeira operação ideal. Além disso, um software de planejamento de utilities pode ajudar a planejar uma configuração ideal de sistemas e também aconselhar em tempo real a equipe de operações sobre as ações que podem ser tomadas para melhorar o desempenho energético e econômico.

Otimização em tempo real combinada com controle avançado. O controle avançado de processos pode diminuir a variabilidade e permitir que a planta opere mais próxima do desempenho desejado.

Isto, por sua vez, pode reduzir o orçamento global de energia e gerenciar melhor as emissões dentro dos limites permitidos. A otimização em tempo real também pode ser combinada com o controle avançado de processos para obter maior redução no consumo de energia.

Fazer a diferença Para muitas empresas, o valor da redução de energia na rentabilidade, em geral, é evidente.

O desafio está em identificar de modo claro as oportunidades de melhoria e suas implicações operacionais e de capital. Um software de tecnologia de ponta de simulação de processos, análise, planejamento, programação, otimização e controle otimiza o consumo de energia através da gestão de operações em toda a empresa.

A economia de capital pode ser obtida com a aplicação de medidas operacionais mais eficientes do ponto de vista energético, resultando em aumento da produção e redução de emissões. Ao considerarem os sistemas totais de energia e serviços, as ferramentas de software de gestão de energia fornecem uma organização de processos com a solução integrada perfeita para domar a fera da energia desde o projeto até a operação, contribuindo assim com a drástica melhora das margens.

TN Petróleo 107

53

pessoas

A Braskem, líder na produção de resinas plásticas nas Américas, dentro do seu plano de sucessão empresarial, anuncia a indicação de Fernando Musa como novo presidente, em substituição a Carlos Fadigas. A mudança ocorre depois da conclusão de uma etapa importante na internacionalização da empresa, com a entrada em operação do Complexo Petroquímico no México, onde foram investidos cerca de US$ 5 bilhões.

A nomeação de Fernando Musa será submetida ao Conselho de Administração da Braskem, a maior produtora de resinas termoplásticas das Américas, com volume anual de 16 milhões de toneladas, incluindo a produção de outros produtos petroquímicos básicos e com faturamento de R$ 53 bilhões.

Fernando Musa é graduado em Engenharia Mecânica pelo Instituto Tecnológico da Aeronáutica (ITA) e tem MBA pelo Insead, na França. Atuou em diversas empresas como McKinsey, Editora Abril e Monitor Group.

Ingressou na companhia em 2010 como vice-presidente da área de Planejamento Estratégico.

Desde março de 2012, ocupava a presidência da Braskem America, unidade responsável pelos negócios da Braskem nos Estados Unidos e na Europa. Durante sua gestão, a Braskem integrou os ativos adquiridos da Sunoco e Dow e iniciou importantes projetos estratégicos para o fortalecimento da presença da Companhia nos EUA. A experiência internacional de Musa nos últimos anos foi fundamental para sua indicação como o

Foto: Divulgação

Fernando Musa é o novo presidente da Braskem

novo líder da Braskem no próximo ciclo de crescimento.

“Uma das minhas prioridades será aprofundar a bem-sucedida estratégia de crescimento e internacionalização, reforçando a competitividade em todas as nossas operações e buscando novas oportunidades de investimento no Brasil e no exterior”, assegura Fernando Musa.

Foto: Divulgação

Blake Moret é nomeado CEO da Rockwell Automation

54

TN Petróleo 107

A Rockwell Automation elegeu Blake D. Moret, um veterano com 30 anos na empresa, para presidente e diretor executivo, a partir de 1° de julho de 2016. Nessa data, Keith D. Nosbusch, 65 anos – que está em ambos os cargos desde 2004 – deixará as posições, mas continuará na presidência do Conselho da empresa, uma das maiores do mundo dedicada a informação e automação industriais.

Moret, 53 anos, atualmente, é vice-presidente sênior do segmento Control Products & Solutions da empresa. É formado pelo Instituto Tecnológico da Geórgia, onde completou o bacharelado em engenharia mecânica. Atuou como presidente do Conselho de Administração do Instituto de Manufatura da Associação Nacional de Fabricantes.

É membro do Conselho de Administração do Centro Ecológico Urbano, baseado em Milwaukee; do Conselho de Administração do United Way of Greater Milwaukee; e do Conselho Consultivo da Escola de Engenharia Mecânica de Woodruff, na Georgia Tech. Em 2011, foi nomeado vice-presidente sênior de Control Products & Solutions, um dos dois segmentos comerciais da empresa, com vendas no ano fiscal 2015 de US$ 3,6 bilhões.

Para Donald R. Parfet, diretor-chefe da companhia, Blake já provou ser um líder excepcional e pronto para estar à frente da companhia. “Estamos muito satisfeitos com o fato de que ele desenvolverá as muitas conquistas da empresa obtidas sob a direção de Keith e levará nossa visão de The Connected Enterprise ao próximo nível.”

Foto: Divulgação

A GE anuncia a chegada de Rogério Mendonça como novo presidente e CEO da GE Oil & Gas para a América Latina. O executivo será responsável por conduzir as atividades e os resultados do negócio na região, aprofundando o relacionamento com os clientes, expandindo a capacidade local e liderando mais de 4,5 mil funcionários.

“A descoberta do pré-sal brasileiro, a reforma energética mexicana que abriu o mercado a novos players, as maiores reservas de petróleo do mundo localizadas na Venezuela, as recentes descobertas em águas profundas na Colômbia e alguns dos maiores recursos não convencionais na Argentina são alguns dos fatores que comprovam a crescente importância da América Latina para a GE Oil & Gas”, diz

Rogério Mendonça. “Nossos clientes buscam as melhores equipes e máquinas para otimizar suas operações. Acreditamos que a diversificação das ofertas, combinadas com nossas capacidades digitais, são fundamentais para superar desafios e atender as necessidades dos clientes em toda a região”, complementa.

Rogério ingressou na GE no ano 2000 e passou por diferentes áreas, como Comercial, Vendas, Serviços e Operações de negócios. Em 2013, foi no meado presidente e CEO da GE Transportation para a América Latina, sendo responsável por todas as operações da empresa. Além disso, levou a equipe a atingir níveis recordes de excelência operacional e financeira por meio de um sólido plano de crescimento que privilegia ações, como localização de produtos, desenvolvimento e introdução de novas soluções, alianças de longo prazo e acordos de serviços estratégicos. Antes de chegar à GE, Rogério conduziu as operações comerciais da AB-Inbev no Brasil.

O executivo é graduado em economia e em comércio internacional pela Universidade Federal de Minas Gerais e possui pós-graduação em Marketing pela Berkeley, Universidade da Califórnia (EUA).

A Dow conta com nova liderança para o segmento de Soluções de Infraestrutura para a América Latina.

Alessandro Moraes assume a área como diretor de Negócios e tem como desafio aumentar a presença da Dow na região e contribuir com o desenvolvimento dos setores de tintas, construção, mineração, água, petróleo e gás por meio de soluções e tecnologias inovadoras da companhia. Antes, ele atuou, por dois anos, como diretor do negócio Materiais de Revestimentos para Índia, Oriente Médio, África e Turquia, além de supervisionar a divisão de Materiais Avançados na mesma região.

Formado em Engenharia Industrial pela Universidade de São Paulo, com MBA pela Business School São Paulo e mestrado em Marketing pela Escola Superior de Propaganda e Marketing, Alessandro tem longa experiência no mercado de químicos. Em 1994, ingressou na Rohm & Haas – empresa adquirida pela Dow em 2009 –, na qual passou por diversas posições, até chegar à diretoria regional de Monômeros de Performance e Soluções Industriais e de Consumo na América Latina. Quando a Dow assumiu as atividades da companhia, o executivo mudou-se para a Europa para liderar a mesma área neste continente, além do Oriente Médio e África. Em 2012, foi nomeado diretor de Negócios Global da área de Acrilatos.

Foto: Divulgação

Rogério Mendonça é o novo líder da GE Oil & Gas para a América Latina

Dow tem novo líder de Soluções de Infraestrutura

TN Petróleo 107

55

produtos e serviços

Alpina Briggs

Profissionais bem treinados, operações bem-sucedidas Quando da ocorrência de um incidente de poluição por óleo, as ações de resposta buscam reduzir o impacto sobre o meio ambiente, preservando os recursos naturais e a saúde humana. Em um momento crucial destes, saber o que fazer, como e por que fazer, dentre tantos outros detalhes, é decisivo para a eficiência das medidas a serem adotadas. Assim, o sucesso de uma operação de resposta não depende apenas da utilização de equipamentos de última geração, mas, sobretudo, da atuação de equipes capacitadas de acordo com as melhores práticas operacionais vigentes, adotadas internacionalmente.

Em questões relacionadas a derramamento de óleo no mar é a IMO (International Maritime Organization), agência especializada da Organização das Nações Unidas, que normatiza e estabelece padrões para as atividades relacionadas ao setor, em especial, para treinamentos.

Esta responsabilidade foi conferida à IMO a partir da publicação da OPRC – Convenção Internacional sobre Preparo, Resposta e Cooperação em Casos de Poluição por Óleo –, em 30 de novembro de 1990, na Inglaterra.

A OPRC foi estabelecida após o acidente com o navio Exxon Valdez, registrado em 24 de março de 1989. Na madrugada daquele dia, o navio chocou-se contra uma formação rochosa no Golfo do Alasca, provocando um dos maiores desastres ambientais não só dos Estados Unidos, como do mundo. A colisão ocasionou o vazamento de 36 mil toneladas de petróleo bruto (cerca 56

TN Petróleo 107

Foto: Cortesia Alpina Briggs

O bom desempenho das equipes que atuam em Oil Spill Response está diretamente associado à adequada capacitação do pessoal envolvido. Aimo e a MCA normatizam os treinamentos para formação de profissionais, que no Brasil é feito pela Alpina Briggs.

de 20% da carga) e a contaminação de 1.800 km de praia, causando a morte de milhares de animais, entre peixes, focas, lontras, aves e baleias.

O Brasil tornou-se signatário da OPRC em 3 de abril de 1991, sendo a Convenção promulgada pelo governo federal em 1998, através do Decreto n. 2.870. O artigo 6 da OPRC estipula que as partes integrantes da Convenção devem estabelecer um programa de exercícios para as organizações de resposta a incidentes de poluição por óleo, bem como o treinamento das pessoas envolvidas neste tipo de operação. Assim, a IMO foi destacada para o desenvolvimento de um programa de treinamentos englobando todas as áreas de planejamento, resposta e gerenciamento de derramamentos de óleo, criando um padrão global.

No Reino Unido, a guarda costeira britânica – MCA (Maritime and Coastguard Agency) – manteve os padrões estabelecidos pela IMO, fazendo alguns ajustes para adequar

a aplicabilidade das normas à realidade do cenário britânico.

O atendimento às normas fixadas pela IMO e pela MCA é, por sua vez, verificado e certificado pelo The Nautical Institute, organização internacional com sede em Londres e credenciada junto à IMO, que se dedica à introdução e certificação de sistemas de formação e capacitação de profissionais marítimos.

Ou seja, as empresas certificadas pelo The Nautical Institute estão habilitadas a treinar pessoas conforme os mais altos padrões existentes.

Para se ter ideia da importância do reconhecimento concedido pela instituição, em alguns países as companhias só podem treinar profissionais marítimos se possuírem o certificado do The Nautical Institute.

Onde não há essa obrigatoriedade, a posse do certificado é altamente recomendável, justamente por demonstrar este alinhamento das organizações junto aos parâmetros instituídos pela IMO.

No Brasil, os cursos certificados pelo The Nautical Institute chegaram em 2002, quando o instituto certificou pela primeira vez uma organização fora do Reino Unido para ministrar os cursos padrão IMO e MCA. Na ocasião, a empresa Alpina Briggs teve seus treinamentos reconhecidos e a partir de então os vem mantendo ininterruptamente, sendo que a mais recente recertificação ocorreu no final de 2015.

Quando uma empresa é certificada pelo The Nautical Institute, a cada três anos passa por uma auditoria de recertificação. “O fato de as companhias serem auditadas periodicamente assegura ao cliente a compra de um treinamento atualizado, desenvolvido com base nos padrões da IMO”,

comenta John Cantlie, gerente de Operações da Alpina Briggs.

Entre os cursos padrão IMO/MCA que a Alpina ministra, destacam-se Familiarisation (Operator/MCA 1), Ports and Harbours (MCA 2P), First Responder (MCA 3 / IMO 1), On Scene Commander (MCA 4 / IMO 2) e Executive Commander (MCA 5 / IMO 3).

“Muitos veem os treinamentos como uma despesa, mas o sucesso de uma operação está diretamente ligado a boa preparação do profissional. É preciso investir nas equipes de resposta”, destaca John. Na Alpina, os instrutores que ministram os treinamentos possuem mais de dez anos de experiência em oil spill response e já atuaram em muitas emergências, inclusive em cenários internacionais.

Ao todo, até 2015, a Alpina já capacitou mais de 6.800 alunos em treinamentos padrão IMO/MCA. A satisfação entre os participantes alcançou

um alto índice, registrando média de 4,5 pontos – em uma escala de 1 a 5 – nas últimas pesquisas realizadas. “O feedback do cliente nos permite ajustar e aprimorar continuamente nossa metodologia”, explica John. Conforme a necessidade do cliente, a Alpina Briggs adapta seus cursos, que podem ser realizados nas dependências do cliente ou na própria Alpina, uma vez que a estrutura da empresa também foi aprovada pelo The Nautical Institute para tal finalidade.

“Mesmo para os cursos que não possuam normas de padronização, a Alpina segue os melhores parâmetros de qualidade em seu desenvolvimento e aplicação. Um exemplo disso é o Portal de Treinamentos, uma iniciativa pioneira para que os profissionais façam cursos de reciclagem online, como é o caso do curso refresher para tripulações de OSRVs (Oil Spill Recovery Vessels)”, completa John.

Emerson Network Power Brasil

Rede de parceiros cresceu 60% em 2015 Programa que reúne, hoje, 150 integradores e revendas e três distribuidores, destaca-se pelos ganhos que propicia às empresas aliadas.

A Emerson Network Power, um negócio da Emerson e líder global no fornecimento de infraestrutura crítica para sistemas de tecnologia da informação e da comunicação, anuncia os resultados que seu programa de canais, o Innovation Partnership Program (IPP), está trazendo para revendas, integradores de soluções e distribuidores brasileiros. “No último ano, nosso programa de canais cresceu 60%”, diz Fabio Noaldo, gerente de Canais e de Vendas da Emerson Network Power Brasil.

Hoje, a empresa conta com cerca de cem integradores com status de Solution Providers. Os integradores dividem-se entre Silver, Gold, Platinum e Diamond. Esse grupo é acrescido,

ainda, de 50 revendas com perfil de Authorized Resellers – nível de início das parcerias IPP. O programa é formado, também, por três distribuidores que atuam em todo o Brasil. Para Noaldo, a ampliação do universo de canais é resultado dos ganhos que a tecnologia e a política de canais da empresa traz para seus parceiros.

Para alcançar esses resultados é que a Emerson Network Power oferece o Innovation Partnership Program (IPP). A grande missão do IPP é preparar o time do parceiro para aumentar a eficácia e a competitividade das empresas usuárias, o que se dá a partir de constantes investimentos em treinamento e capacitação técnica.

“A modularidade e a consistência do

nosso portfólio abre para o parceiro oportunidades infinitas de negócios”, conclui Noaldo.

Para 2016, a meta da Emerson Network Power é trabalhar para aumentar o investimento dos parceiros na bandeira da empresa. O objetivo é posicionar a Emerson Network Power como fornecedor prime de cada revenda, cada integrador e cada distribuidor.

Para isso, a gestão comercial da Emerson Network Power está incentivando a capacitação técnica dos parceiros ao investir em treinamento e qualificação, de modo que possam oferecer soluções cada vez mais avançadas ao mercado. A empresa espera, também, ampliar seu leque de parceiros em todas as regiões do Brasil.

TN Petróleo 107

57

produtos e serviços

Wilson Sons

Estaleiro entrega novo OSRV Fotos: Cortesia Wilson,Sons

Embarcação Fernando de Noronha é a segunda encomenda da OceanPact em 2016.

Mais um OSRV (Oil Spill Recovery Vessel) passa a integrar a frota brasileira. A embarcação de apoio offshore, construída pela Wilson Sons Estaleiros, batizada como Fernando de Noronha é a segunda encomenda da OceanPact entregue esse ano.

O projeto demandou investimento de US$ 36 milhões, envolveu uma equipe de 600 profissionais e foi desenvolvido em cerca de 400 mil horas trabalhadas.

Entre os diferenciais estão sofisticados equipamentos para atender a situações de derramamento, a fim de cumprir exigências legais dos órgãos ambientais em campos de exploração e produção de petróleo. De presença obrigatória nessas áreas, a embarcação de apoio soma 700 m de barreira de contenção, apresenta skimmer flutuante e convertedor, equipamento

de recolhimento de óleo de todas as viscosidades, sistema para diluição do produto, radar para detecção noturna da mancha, tanque com aquecimento e à prova de explosão com capacidade de 1.050 m³ para armazenamento, e podendo bombear o resíduo para outros navios.

Com autonomia para sete dias ininterruptos de operação e de até um mês quando em stand by, o Fernando de Noronha dispõe de 230 m² de área de convés – que comporta um barco de serviço –, tem capacidade para carga, sistema de combate a incêndios Fire Fight com quatro canhões, podendo atuar como navio de transporte entre plataformas, inclusive para resgate e evacuação de pessoas.

Ao novo OSRV se aplicou a expertise desenvolvida pela Wilson

Sons Estaleiros para o projeto do Jim O’Brien, primeira embarcação com essas especificações entregue à OceanPact. “Cada novo cliente, cada nova embarcação é mais uma oportunidade de aprendizado, oxigenando a cultura da empresa e permitindo que aperfeiçoemos continuamente nossos processos”, comenta o diretor executivo da empresa, Adalberto Souza.

Com comprimento de 67,1 m por 14 m de largura e especializado em recuperação de resíduos, o Fernando de Noronha é equipado com motores Caterpillar, propulsão Rolls Royce, pacote elétrico WEG, além de sistema de posicionamento dinâmico DP-1 Kongsberg, e oferece acomodação para 20 tripulantes.

A embarcação foi construída no estaleiro Guarujá I da Wilson Sons, no Guarujá (SP), com mais de 60% de conteúdo nacional.

O Grupo Wilson Sons é um dos maiores operadores integrados de logística portuária e marítima e soluções de cadeia de suprimento no mercado brasileiro, com mais de 175 anos de experiência.

A companhia conta com uma rede de atuação nacional e presta uma gama completa de serviços para as empresas que atuam na indústria de óleo e gás, no comércio internacional e na economia doméstica. As principais atividades do Grupo são divididas em dois sistemas – Portuário e logístico e Marítimo.

Vamos circular por lá. Venha conosco!

Anuncie. (21) 3786-8245 58

TN Petróleo 107

Freudenberg

Grupo global diversificado de tecnologia, Freudenberg mantém crescimento positivo apesar das condições desafiadoras em todo o mundo: suas vendas aumentaram em 7,6%, para € 7,57 bilhões com base no método de consolidação pro rata das joint ventures. Ajustados aos efeitos cambiais, as vendas cresceram cerca de 1,6%. “Completamos mais um ano com crescimento rentável e sustentável. E desenvolvemos a empresa para estar pronta para o futuro através de muitos projetos de longo prazo”, destaca Mohsen Sohi, CEO do Grupo Freudenberg.

Durante os últimos cinco anos, as vendas da empresa cresceram de € 5,5 bilhões em 2010 para os € 7,57 bilhões em 2015 através de crescimento orgânico e de sua estratégia de buy and build. No Brasil, as vendas cresceram 1,3% de R$ 659 milhões em 2014 para R$ 668 milhões em 2015. “Nosso resultado foi diretamente afetado pela crise econômica no Brasil, principalmente no setor automotivo. Mesmo assim, devido aos nossos esforços pela diversificação de mercados e reestruturações organizacionais, conseguimos encerrar o ano com crescimento”, disse Juan Carlos Borchardt, representante regional do grupo na América do Sul. O investimento na América do Sul, em 2015, totalizou € 11,6 milhões ou R$ 50 milhões, destes R$ 41,8 milhões no Brasil. Esses in-

Fotos: Cortesia Freudenberg

Rentabilidade crescente

vestimentos foram feitos para melhorar e expandir as fábricas existentes, bem como as instalações de pesquisa e desenvolvimento em quase todas as unidades de negócios. “Mesmo com a recessão econômica no Brasil, as estratégias do grupo são de longo prazo. Exemplo disso é o novo site conjunto das empresas do grupo Chem-Trend e SurTec, em Valinhos, que será inaugurado oficialmente no final deste mês”, ressalta Borchardt.

A Freudenberg investiu mais do que nunca em inovação durante o ano passado: cerca de € 315,3 milhões (ano anterior: € 270,3 milhões).

Isto corresponde a 4,2% (ano anterior: 3,8%) destinados a pesquisa e desenvolvimento. O objetivo de todas as ativida-

des é aumentar ainda mais a participação de novos produtos nas vendas.

A participação dos produtos com menos de quatro anos de idade chegou a 26,0% (ano anterior: 28,2 %). Um total de 2.772 colaboradores trabalhou em P&D em 2015 (2.582 em 2014).

O Brasil segue a mesma estratégia: no novo site em Valinhos as instalações de P&D desenvolvem produtos adaptados ao mercado brasileiro. “As ações de inovação de cada empresa incorporam o principal ponto forte da Freudenberg – competência em materiais, que é constantemente expandido”, disse Sohi. “Nossos esforços corporativos são focados nas principais tecnologias transversais relevantes para vários segmentos. Eles reforçam nossa força inovadora”, conclui.

A expectativa é de um crescimento nas vendas entre 1% e 3%, e um lucro operacional ligeiramente acima dos números do ano anterior.

www.tnpetroleo.com.br TN Petróleo 107

59

produção

Selos secos a gás com revestimento de diamante trazem performance confiável em instalações de fracionamento de GNL

M

anter os componentes das linhas de bombeio de Gás Natural Liquefeito (GNL) operando em uma condição ideal é um contínuo desafio para empresas da indústria de óleo e gás. O aumento das temperaturas em bombas de líquido e os problemas resultantes para seus selos representam bem essa situação. Infelizmente, variações significativas de temperatura se tornam um problema frequente devido às condições atmosféricas. Como consequência, o etano acaba se vaporizando, o que resulta em falha da vedação e perda do produto.

Um caso estudado em uma instalação de fracionamento de GNL localizada em Houston (EUA) mostrou como as vedações falham ao bombearem hidrocarbonetos perto de sua pressão de vapor específica. A empresa separa fluxo de GNL misturado em produtos puros de GNL, como etano, propano, butano, isobutano e gasolina. No entanto, essas falhas puderam ser investigadas e avaliadas, resultando em uma solução de design mais durável e sustentável.

Por que os selos úmidos para as bombas falham

Benito De Domenico Junior é diretor-geral da EagleBurgmann do Brasil, subsidiária do Grupo EagleBurgmann, que produz, comercializa e oferece suporte técnico em selos mecânicos, acoplamentos magnéticos, acessórios, juntas de expansão, gaxetas e juntas estáticas, conforme a necessidade de cada cliente. A empresa atende em todo o território nacional por meio de seus Centros de Serviços e Filiais localizados nas cidades de Campinas (SP), Lauro de Freitas (BA), Macaé (RJ), Porto Alegre (RS) e também em alguns países sul-americanos: Argentina, Chile, Peru, Uruguai, Paraguai e Bolívia.

60

TN Petróleo 107

A possibilidade de condições transientes no meio bombeado é frequentemente ignorada quando equipamentos rotativos estão operando. Mas é importante avaliar de modo correto as condições de selagem do sistema nas fases de partida, baixa rotação, ou standby, e ter certeza de que a lubrificação fornecida é suficiente a todo momento para as faces do selo.

A avaliação das seguintes fases ilustra os fatores que afetam a confiabilidade do selo mecânico: Start-up: A bomba é escorvada. Sob as condições da pressão de sucção, o líquido etano penetra entre as faces de selagem do selo mecânico e vaporiza, como resultado da queda de pressão no diâmetro interno do anel deslizante e contra-anel. Após o início da operação da bomba, muitas vezes leva-se bastante tempo para a obtenção do aumento normal da pressão de operação na caixa de selagem (não permitindo que se exceda a pressão de vapor do fluido, gerando risco de vaporização).

Slow-roll (baixa rotação): O problema é o mesmo, apenas agravado. A pressão de descarga não pode ser gerada antes que a rotação alcance uma velocidade limiar. A pressão na caixa de selagem cresce muito lentamente para garantir a margem de vapor de etano necessária.

Mais e mais calor é gerado entre as faces do selo, aumentando a probabilidade de uma lubrificação insuficiente e com isso a falha do selo.

Standby: As condições são similares. Os selos também são muitas vezes deixados inativos por meses sem flushing. Os depósitos coletados nas faces de selagem e ao redor do selo, durante o período de standby, têm efeito negativo para o compartimento do selo.

Foto: Cortesia EagleBurgmann

Operação ineficiente: A operação da bomba fora da faixa ideal e com parâmetros incorretos de operação resulta em aumento da potência necessária de funcionamento e vazão fora do esperado.

Os impactos agem negativamente na margem de vapor da região de selagem, podendo resultar em operação a seco das faces do selo.

Em alguns casos, estes fatores conspiraram para dar à bomba de etano um tempo médio entre falhas (MTBF/Mean Time Between Failures) de pouco mais que três semanas. Para neutralizar as falhas de selagem, que ocasionam perdas de produtos e prejuízo à disponibilidade da planta, é preciso lançar mão de algumas ações importantes, como analisar as causas muitas vezes em colaboração com o cliente, envolver um time de engenheiros de aplicação e design e buscar uma solução de selagem que seja durável e confiável.

Como assumir o desafio Aplicações com baixa margem de vapor, tais como o etano, possuem uma característica em comum: o líquido tende a transitar para o estado gasoso. Um selo a gás que pode operar com líquido seria aparentemente uma solução perfeita. As faces desse tipo de selo oferecem uma operação sem contato e com um filme estável de gás entre elas. Outras opções seriam o selo duplo pressurizado com um gás inerte ou um selo duplo com lado-produto pressurizado pelo fluido e o lado-atmosfera operado com um gás de separação não pressurizado.

Alguns fabricantes de vedações têm usado há algum tempo a tecnologia de selos lubrificados a gás para bombas. Entretanto, em aplicações críticas, acon-

tecem falhas, visto que as vedações necessitam de gás limpo em suas faces a todo momento. Se os fatores descritos acima são também levados em conta, isso se torna uma solução de alto risco.

Condições transientes imprevisíveis Os selos lubrificados com líquidos são designados para trabalhar no meio líquido. O meio líquido penetra na folga das faces e as lubrifica. Se frações de gás no meio fazem com que o filme lubrificante saia das faces de selagem, elas trabalham a seco e, com isso, danificam-se. Na prática, muitos selos lubrificados com líquido operam com aplicações de etano sem problemas. O que todos eles precisam é de uma condição de operação uniforme e estável. Sob condições altamente variáveis, esses selos não conseguem trabalhar com perfeição.

Os selos secos a gás estão aptos a selar etano por conta própria, considerando que este alcance o selo como um gás. Para o etano transitar para o estado gasoso, a pressão deve cair, ou a pressão específica de vapor deve claramente exceder a pressão de selagem.

Isso pode ser alcançado com rapidez aquecendo o líquido. Por outro lado, utilizar uma fonte externa de aquecimento aumenta a complexidade e os requisitos de manutenção.

Uma abordagem não convencional: Selos secos a gás Mas, por que não aproveitar as propriedades de um tipo de selo atualmente designado para vedação de compressores, como exemplo, para gases?

Os selos secos a gás (DGS) podem ser muito confiáveis como selos mecânicos aplicados em compressores.

Eles trazem superfícies de vedação que incorporam raTN Petróleo 107

61

produção

nhuras específicas para gás, estruturadas para serem uni ou bidirecionais. Essas ranhuras permitem o afastamento das faces do selo e o não contato durante a operação.

Assim como os selos lubrificados com líquido, em que a operação a seco pode danificar a face do selo, com os selos secos a gás é o contato das faces que leva ao desgaste prematuro e, finalmente, à falha da vedação.

Isso ocorre porque os selos para compressores também possuem estados críticos de operação: coast-down (lento e controlado movimento do compressor), turning (operando a baixas velocidades) e ratcheting (girando o eixo em intervalos definidos de 90°). Estas situações fazem com que as faces do selo, as quais são separadas durante processos normais de operação, venham a entrar em contato. É esse contato durante a operação que pode resultar em danos.

O recobrimento de diamante O inovador recobrimento de diamante nas faces do selo seco a gás – desenvolvido, inclusive pela EagleBurgmann por meio do DiamondFace – é um revestimento microcristalino de diamante para selos mecânicos extremamente duro e resistente ao desgaste, com excelente condutividade térmica, máxima resistência química e baixo coeficiente de atrito. A adesão do revestimento também excede todos os requisitos conhecidos. Isso aumenta muitas vezes a vida de serviço do selo mecânico, uma vez que os intervalos de manutenção são estendidos e os custos reduzidos.

A solução para meios altamente voláteis A utilização de um selo com recobrimento de diamante projetado especificamente para meios apenas

gasosos representa maior segurança e confiabilidade não só neste ambiente, mas também no estado líquido. A cobertura protege o selo contra danos em condições transientes que podem resultar em operação a seco e contato das faces do selo. O modo de operação também pode ser simplificado, uma vez que os selos não precisam de Flushing (Plano API 02). Os filtros utilizados antes podem ser omitidos, de modo que não há a necessidade de mantê-los.

No mesmo estudo de caso aqui citado, foi registrado que, após poucos meses, o vazamento de gás etano para o Sistema do Flare caiu 83%, índice que chegou a mais de 90% mais tarde. Testes no selo indicaram a falta de qualquer risco ou marca, com as mesmas características como se fosse novo. O produto estava em perfeitas condições e entregue com excelentes resultados (com uma taxa de vazamento abaixo do valor determinado no teste de aceitação), chegando por vezes a operar por mais de cinco anos.

O foco na inovação e o desenvolvimento de soluções e aplicações customizadas são requisitos imprescindíveis hoje para a sobrevivência em qualquer tipo de indústria, como a de óleo e gás. Mas, além disso, estabelecer um relacionamento próximo com o cliente, trabalhando em conjunto com as equipes de implantação e manutenção, realizando testes e analisando resultados, é outro fator diferencial de performance em relação à concorrência. Atualmente, mais de 150 selos da EagleBurgmann com revestimento em diamante estão sendo utilizados com sucesso em diferentes aplicações de GNL em todo o mundo – e mais recentemente também em aplicações com CO2.

INFORMAÇÃO DE QUALIDADE.

Na ponta dos seus dedos

A tecnologia da informação se aperfeiçoa em ritmo acelerado. Não basta ser rápido na transmissão dos fatos; é preciso ser eficaz, saber onde prospectar a informação e ser ágil ao transformá-la em notícia.

62

TN Petróleo 107

www.tnpetroleo.com.br

feiras e congressos

2016 Junho

Agosto

Setembro

27 a 28 – EUA Northeast US and Canada Petrochemical Construction Conference 2016 Local: Pittsburgh Tel.: 020 7375 4325 Email: tamsin@petchemupdate.com www.flngworldcongress.com

2 a 3 – EUA GTL Technology Forum 2016 Local: Houston, TX Tel.: +1 (713) 520–4475 Email: Melissa.Smith@GulfPub.com http://goo.gl/vd4k64

14 a 16 – EUA Argus Americas Petroleum Coke Summit Local: Houston, TX Tel.: 71 3400 7846 Email: sarah.mireles@argusmedia.com http://goo.gl/mOKDjT

27 a 28 – Holanda Oil and Gas Cyber Security Local: Amsterdã Tel.: +44 20 7827 6180 Email: aserazetdinova@smi-online.co.uk http://goo.gl/L1TO5t

29/08 a 1º/09 – Noruega ONS 2016 Local: Stavanger Tel.: 47 51 84 90 40 Email: info@ons.no www.ons.no/2016/conference/

19 a 21 – Brasil Marintec South America Local: Rio de Janeiro Tel.: +55 11 4878-5990 Email: info@marintecsa.com.br marintecsa.com.br

28 a 29 – China FLNG World Congress Local: Cingapura Tel.: +65 6722 9399 Email: rani.kuppusamy@fpsonetwork.com www.flngworldcongress.com

30 a 31 – EUA 2016 IADC Asset Integrity & Reliability Local: Houston, TX Tel.: +1 (713) 292-1945 Email: info@iadc.org http://goo.gl/Bcfrlc

26 a 29 – Bahrein 2016 IADC Asset Integrity & Reliability Local: Manama Tel.: 973 1755 0033 Email: natasha@aemallworld.com www.mepetrotech.com

Para Para divulgação divulgação de cursos de cursos e/oue/ou eventos, eventos, entre entre em em contato contato comcom a redação. a redação.

Tel.:Tel.: 21 2224-1349 21 3786-8365 ou webmaster-tn ou laercio@tnpetroleo.com.br @tnpetroleo.com.br

Todos bem na foto!

Para relembrar bons momentos dos grandes eventos do setor, acesse a nossa galeria de fotos no Flickr.

Afinal de contas, recordar é viver!

TN Petróleo 107

63

coffee break

O poeta voador, Santos Dumont.

Nas asas de um visionário

Fotos: Tomaz Silva/Agência Brasil

por Beatriz Cardoso

Não somente o carioca, mas todos os brasileiros e Ficha técnica

O poeta voador, Santos Dumont

estrangeiros que visitam o Rio de Janeiro têm até 30

De 26 de abril a 30 de outubro de 2016

de outubro para conhecer um pouco da história e das

A exposição oferece audioguia em inglês e espanhol, para o público estrangeiro, videolibras e audiodescrição.

Local: Museu do Amanhã (aberto de terça a

invenções de um brasileiro notável que viveu muito à frente de seu tempo: Alberto Santos Dumont. E o local

domingo, das 10h às 18h, com encerramento da bilheteria às 17h).

O horário de fechamento das filas está sujeito a alteração diariamente, sem aviso prévio.

Praça Mauá, 1 – Centro – RJ

da exposição não poderia ser outro se não o Museu do Amanhã. Com o título de O poeta voador, Santos Dumont, a mostra foi inaugurada em 26 de abril.

64

TN Petróleo 107

‘Voar é com as gentes!’

“Um inventor faz ingressar no mundo humano uma modalidade nova de objetos, qual seja, de ritmos, Quem quiser fazer esse ‘voo’ imaginário pela história, logo na entrada do Museu – obra arquitetônica que reflete o mesmo espírito inovador e pioneiro de Santos Dumont – verá o 14-Bis, com o qual seu criador ganhou o Prêmio do Aeroclube da França, em 1906. Foi o primeiro voo de avião (220 m) registrado por uma companhia cinematográfica, a Pathé.

Já dentro do espaço da exposição, o visitante verá uma réplica, construída na Cidade do Samba, do mais completo projeto do aeronauta e inventor: o Demoiselle, de apenas 56 kg, considerado o primeiro ultraleve do mundo! Com uma versão deste avião, apelidado de Libellule (Libélula), em 1909, Santos Dumont alcançou uma velocidade média de 96 km/h, inédita para um veículo aéreo.

Nas asas da história, o visitante vai fazer um ‘voo’ sem escalas pelos cinco ambientes dessa exposição emblemática, organizada justamente quando se comemoram 110 anos do voo do 14-Bis – o primeiro oficialmente homologado no mundo. Com linguagem audiovisual e atividades interativas, o ambiente inclui protótipos das principais criações de Santos Dumont e duas réplicas em tamanho real.

“Destacamos o lado poético e artístico de Santos Dumont, daí o título ‘o poeta voador ’. Ele era um homem de ciências que se inspirava na arte – foram as histórias de Júlio Verne, por exemplo, que o despertaram para o sonho de voar. Na exposição, mostramos que exercitar a criatividade é uma forma de impulsionar descobertas”, diz o curador Gringo Cardia.

tamanhos e intensidades. Um grande inventor, porém, é como um poeta: muda o sentido de palavras, transforma todo o campo das experiências possíveis, reformata a própria humanidade. Tal é, sem dúvida, o caso de Alberto Santos Dumont. Pois ao fazer do verbo voar uma ação técnica plausível, agregou a dimensão da verticalidade ao espaço dos movimentos, quer dizer, permitiu que nos deslocássemos no interior de volumes, e não mais apenas sobre a superfície dos solos e águas. Hoje, a cada momento, há cerca de 250 mil pessoas, os passageiros embarcados em linhas aéreas regulares, que estão em lugar nenhum, já que se encontram, literalmente, no ar.

‘Voar, é com as gentes!’”

Luiz Alberto Oliveira História do voador – A sala principal do Museu do Amanhã parece um hangar: abriga sete modelos, em escala reduzida, de aeronaves criadas por Santos Dumont: do balão Brasil, inflado com 118 m3 de hidrogênio e considerada a menor das aeronaves até então construídas quando ganhou os céus em julho de1898 – ao Demoiselle, síntese de todos os seus projetos.

A exposição apresenta ao visitante a evolução da tecnologia desenvolvida pelo inventor por meio também de telas interativas, que se desdobram em TN Petróleo 107

65

coffee break

distintas camadas de conteúdo, reunindo documentos, imagens e fotos históricas digitalizadas.

Os visitantes concorrem a um voo virtual por Paris e pelo Rio de Janeiro do início do século XX, imersos nas imagens de um vídeo. A trajetória de Santos Dumont é apresentada em um documentário, na Sala Cinema, enquanto que, na Sala dos Balões, um filme mostra como o sonho de voar está no imaginário humano há séculos, destacando invenções que inspiraram o poeta voador, desde os desenhos de Leonardo Da Vinci.

De forma lúdica, o visitante tem contato com conceitos de Física como aerodinâmica e mecânica de motores, na Sala da Oficina de aviões de papel – lançados em uma pista, os aviõezinhos acionam o Jogo das Curiosidades, em que vídeos mostram informações sobre o funcionamento das aeronaves e muitas outros detalhes interessantes.

“O objetivo da exposição é destacar Santos Dumont como um jovem empreendedor, adepto de conceitos ainda hoje atuais: ele disponibilizava seus projetos para que fossem replicados, em vez de registrar patente, em uma espécie de creative commons antes de o termo existir; foi um dos primeiros designers do país, com traços precisos, simples e funcionais; e um dos brasileiros mais célebres do mundo, ao lançar moda em Paris, capital do mundo no início do século passado”, observa o curador do museu, Luiz Alberto Oliveira.

“Queremos valorizar a capacidade brasileira de inovar e de fazer ciência, motivando jovens e crianças para a atividade científica”, diz o curador, ressaltando a importância de homenagear o inventor brasileiro justo quando o Rio de Janeiro receberá turistas do mundo inteiro, por conta das Olimpíadas. “Santos Dumont é uma figura icônica. Ele criou não só um artefato que voa, mas determinou o processo de voar.”

Inovador incansável – Santos Dumont foi um grande inovador, bem à frente de seu tempo, ainda que haja uma disputa no cenário internacional para apontar quem foi o pai da aviação... em grande parte do mundo, atribuem a invenção do avião (um veículo mais 66

TN Petróleo 107

pesado que o ar) aos irmãos Orville e Wilbur Wright, dos Estados Unidos.

Ele foi o primeiro a criar a navegação aérea, com um conceito mais amplo, de condução da aeronave, em vez de ser levado erraticamente por ela. Também foi pioneiro em voo com motor movido a explosão.

Foi ainda o primeiro a ter um voo homologado e a fabricar um avião em série (o Demoiselle).

Precursor da patente livre, acreditava que as invenções deveriam estar a serviço de todos e não de uma elite. Dumont idealizou o relógio de pulso, pois pediu ao amigo Louis Cartier para criar um modelo que possibilitasse a ele ver as horas, mesmo estando com as mãos ocupadas durante os voos de balão. E foi o aviador quem trouxe o primeiro automóvel movido a petróleo para o Brasil, em 1891: um Peugeot, com motor Daimler, movido a gasolina e dois cilindros em V e 3,5 cv de potência máxima, transportado no navio de luxo Portugal, que atracou em Santos, em São Paulo.

Uma mente inquieta – Alberto Santos Dumont nasceu na cidade mineira de Palmira, hoje Dumont, em 20 de julho de 1873. Interessado em máquinas desde criança, devorou os grandes romances de aventuras futuristas, como Vinte mil léguas submarinas, Cinco semanas num balão e Da terra à lua, todos de Júlio Verne.

Emancipado pelo pai aos 19 anos, e com recursos financeiros suficientes para se manter pelo resto da vida, a conselho do pai foi estudar em Paris. Matemática, física, eletricidade e mecânica foram as áreas sobre as quais se debruçou para, em 23 de março de 1898, subir aos céus parisienses em um balão.

Assim teve início sua trajetória nos ares. Em dez anos criou mais de 20 balões e dirigíveis, depois aviões, sendo notícia em jornais do mundo inteiro.

Com escrita elaborada, falava francês, espanhol e inglês. Nunca se casou e acabou interrompendo as aventuras aéreas após um acidente.

O uso dos aviões durante a guerra acirrou uma depressão que o levaria, em 23 de julho de 1932, a suicidar-se no Grand Hôtel de La Plage, em Guarujá (SP), um ano depois de voltar da França.

Julia Mota é advogada e sócia do escritório Mota Advogados

opinião

Marco regulatório do pré-sal O que muda no governo Temer O novo presidente em seu discurso de posse enfatizou a importância de se restringir ao máximo a atuação do Estado na economia aos setores fundamentais: Saúde, Segurança e Educação, e incentivar a iniciativa privada a investir e atuar nas outras áreas. Mencionou também a importância de se manter a Operação Lava-Jato e a apuração dos desvios.

Um discurso liberal e o apoio da maioria do Congresso. Estaria o governo Temer com a faca e o queijo na mão para mitigar a crise no setor de petróleo e gás no Brasil?

A

crise no setor é global, mas há dever de casa urgente a ser feito. Salvar a Petrobras é a primeira tarefa hercúlea. O uso irresponsável da estatal pelo governo do PT, como instrumento de combate à inflação – por meio da contenção dos preços do combustível; a ingerência política em seus programas de investimentos; a gestão imprudente de recursos e, sobretudo, o amplo esquema de corrupção que desviou bilhões para cofres de partidos políticos e contas bancárias de políticos, funcionários, empresários e lobistas contribuíram para uma monstruosa dívida de 100 bilhões de dólares! Para combater os males da empresa, além de um choque de gestão e de governança, inevitáveis, o programa de desinvestimento gigantesco, que está em curso, deve continuar. Mas o governo também precisa tomar medidas para adequar o regime jurídico a esse novo cenário.

O governo deve entender que o mundo do petróleo mudou. Com novas tecnologias de perfuração e fraturamento, os produtores americanos de petróleo de xisto foram pioneiros em um novo modelo de negócio que tornou possível aumentar a produção em tempo recorde, com investimento bem menor que com métodos convencionais. Muito em função disso, os Estados Unidos aumentaram a produção de petróleo em 66% ao longo dos últimos cinco anos, tornando-se o maior produtor de petróleo e gás natural do mundo, em 2015.

Por outro lado, a comunidade internacional assumiu compromisso, recentemente, em Paris, de investir em turbinas eólicas e painéis solares. Devido aos avanços tecnológicos e incentivos dos governos, o custo das energias renováveis caiu. ​​ O preço dos painéis solares nos Estados Unidos, por exemplo, caiu 70% desde 2009, e cortes ainda mais acentuados devem ocorrer nos próximos anos.

Projetos como o oleoduto Keystone XL, na América do Norte, rejeitado pela administração Obama, têm sofrido enormes protestos pelo impacto ambiental, e tornam-se consideravelmente menos atraentes quando os preços do petróleo estão abaixo de US$ 60 o barril.

Marco regulatório atual Desde 2010, vigora no Brasil um regime regulador misto para a exploração e produção de petróleo e gás natural. A Lei n. 12.351, promulgada em 22/12/2010, estabeleceu no país, para as áreas não licitadas do polígono do pré-sal e outras estratégicas, o regime de partilha da produção. Para todo o restante do território, cerca de 98% da área total das bacias sedimentares brasileiras, continua em vigor o regime de concessão estabelecido pela Lei n. 9.478, de 6/8/1997.

A Lei 12.351, de 2010, determina que a Petrobras seja a operadora exclusiva de todas as atividades de exploração do pré-sal. O vencedor de processo licitatório é obrigado a constituir consórcio com a Petrobras e com a Pré-Sal Petróleo S/A (PPSA), empresa pública criada para gerir contratos de partilha de produção.

Concessão x partilha O regime de concessão é responsável por pelo menos a metade da produção mundial de petróleo e gás natural. É o mais seguro para as petrolíferas e preferido por elas. No regime de concessão, a empresa ou consórcio contratado pela União assume o risco exploratório. No caso brasileiro, as empresas são contratadas por meio de licitações públicas, com regras claras e processos transparentes. É da empresa também concessionária o risco de investir para encontrar TN Petróleo 107

67

opinião

petróleo ou gás natural. Em compensação, tem a propriedade de todo o óleo e gás descoberto e produzido na área concedida. Por esse modelo de contrato, a receita para o Estado vem através de participações governamentais (taxas), tais como o bônus de assinatura (na assinatura do contrato), o pagamento pela retenção de área (no caso dos blocos terrestres), royalties e, em caso de campos de grande produção, participação especial, pagos pela empresa concessionária.

Já o regime de partilha é o preferido de países não desenvolvidos e com grandes reservatórios de petróleo e gás. Ele confere controle direto da atividade ao Estado, que fica com todo ou parte do petróleo e gás produzido. Dentre as vantagens em se ter o Estado como controlador da produção estão o poder de controlar melhor o ritmo da produção, manejar diretamente a venda do petróleo para o exterior e planejar o setor como engrenagem de uma política industrial mais ampla.

Defensores do modelo de concessão, no entanto, falam em maior diversidade e atração de capital e argumentam que o governo federal também conseguiria desenvolver uma política industrial em regime de concessão, desde que o fizesse de forma transparente em relação aos contratos com as empresas.

Tendências Provavelmente o mercado petroleiro nunca mais será o mesmo. Os países dependentes de petróleo estão em desespero e precisam se adaptar para evitar um colapso econômico.

No Brasil, para explorar as jazidas do pré-sal, são necessárias tecnologias muito caras e sem viabilidade econômica, em épocas de preços baixos. Além disso, considerando a situação da Petrobras, é evidente que se deva estimular a participação de outras empresas na exploração do pré-sal.

Assim, já se encontra em trâmite o Projeto de Lei n.

4567/2016, cuja proposta original é de autoria do então senador José Serra, para alterar a Lei n. 12.351, de 22/12/2010. O projeto retira a exclusividade obrigatória da Petrobras como operadora do pré-sal, permitindo que outras empresas também possam ser responsáveis por tais atividades. A Lei desobriga a estatal a participar com pelo menos 30% dos investimentos em todos os consórcios de exploração da referida camada, constituindo apenas uma faculdade.

Apesar da grande repercussão e do amplo debate no Senado Federal, o Projeto de Lei foi aprovado em 24/02/2016 e seguiu para a Câmara dos Deputados, onde se encontra atualmente.

A Petrobras terá o direito de preferência para atuar como operadora e possuir participação mínima de 30% 68

TN Petróleo 107

nos consórcios formados para exploração de blocos licitados no regime de partilha de produção, nas áreas definidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), e oferecidas para exploração pelo Conselho Nacional de Política Energética.

Nessas áreas, consideradas estratégicas pelo governo, a Petrobras deverá participar com o percentual mínimo de 30% dos investimentos. O que não for considerado estratégico será colocado em leilão e poderá ser explorado e operado por qualquer empresa que ganhe a licitação. O Projeto de Lei visa conferir à petroleira a possibilidade de selecionar seus investimentos, não constituindo mais uma obrigação. E isso protege o interesse estratégico da companhia, a desincumbindo da obrigatoriedade de investimento, como ocorre sob a égide da Lei n. 12.351/2010.

Mais do que essa alteração, podemos, inclusive, vislumbrar no futuro o fim do regime de partilha, com o retorno ao regime de concessão para todos os campos, caso o governo realmente se empenhe na redução efetiva do intervencionismo estatal.

Ajustes também são esperados nas regras de conteúdo local. Hoje, por questão de viabilidade, a Petrobras tem transferido uma série de encomendas de plataformas e navios para estaleiros estrangeiros, e está buscado empreiteiras estrangeiras para atender sua demanda urgente em projetos de maior complexidade, como o gasoduto Rota 3 e o Comperj (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro). Essas mudanças estratégicas devem ser consideradas ao se analisar e adequar as regras de conteúdo local. O estímulo à indústria local é crucial para o desenvolvimento do setor, mas sem perder de vista que a Petrobras precisa ter acesso a fornecedores com capacitação e preços realistas.

Também devem ser avaliados os regimes especiais de tributação para o setor: de que forma eles têm favorecido ou não os investimentos, tendo sempre em mente o estímulo ao investimento e à indústria locais.

A Petrobras deve alienar ativos que não lhe são rentáveis, como os pequenos campos onshore, o que estimularia o investimento privado, fundamental na redução da dependência dos fornecedores de bens e serviços da estatal. Essa crise mostrou a grave consequência dessa exclusividade para a economia dos Estados produtores. Quem tem um cliente só pode não ter nenhum de uma hora para outra. Que esses erros não se repitam.

E mais do que tudo: o investidor precisa de segurança jurídica e política. O resgate da confiança será fundamental para a retomada do papel do Brasil como local promissor para negócios no setor de petróleo e gás.

PARTICIPE DO EVENTO QUE MOSTRA A FORÇA DA INDÚSTRIA NO BRASIL EXPOSIÇÃO | CONGRESSO | EVENTOS PARALELOS

INSCREVA-SE!

riooilgas.com.br

Patrocínio: Ouro:

Bronze:

Vallourec. Soluções completas para o mercado de óleo e gás. vallourec.com/br

A Vallourec investe continuamente em tecnologia de ponta para produzir tubos sem costura Premium e conexões de alto desempenho. É a escolha ideal para a exploração de óleo e gás nos ambientes mais extremos. Conte com a Vallourec para a entrega da solução completa: produtos diferenciados, consultoria técnica, gerenciamento da cadeia de suprimento e serviços de campo.

Vallourec. A solução para grandes desafios. +55 (21) 3873-8300 | vendas.octg-bra@vallourec.com