TN Petróleo 116

OPINIÃO

Importância da cláusula de mediação nos contratos de petróleo e gás de Julia Mota, sócia fundadora do Mota Itabaiana Advogados e mediadora na Find Resolution

ANP aprova início da oferta permanente de áreas Cobertura especial OTC Brasil 2017 - Rio Pipeline

Já é hora de recolher âncoras Evento: 1ª Semana de Negócios e Ciência Brasil-Noruega

Ano XIX • 2017 • Nº 116 • www.tnpetroleo.com.br

Noruega reforça parcerias na área de energia no Brasil

ESPECIAL: RODADAS DO PRÉ-SAL

PRÉ-SAL:

UM ATIVO INTERNACIONAL ARTIGOS A importância de se tornar uma empresa digital de petróleo e gás, por José de Sá Brasil: Engenharia de Petróleo - Hora de entrar na faculdade ou de sair do mercado? por Dalmo de S. Amorim e Ricardo Cabral Azevedo

Entrevista especial: Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da ANP

Descomissionamento é pauta estratégica

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edição nº 116 • 2017

Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da ANP

entrevista especial indicadores tn

DESCOMISSIONAMENTO é pauta estratégica

XIMIZAÇÃO DO FATOR DE RECUPERAÇÃO DOS

por Beatriz Cardoso

CAMPOS E ASPECTOS

Das 160 instalações offshore de produção na costa brasileira, 54% têm mais

MERCADOLÓGICOS

de 25 anos em operação. Número expressivo que colocou o descomissio-

SERÃO DECISIVOS NA

namento na pauta do dia da indústria de óleo e gás do país. Tanto que o

DEFINIÇÃO DA CARTEI-

superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da Agência

RA DE PROJETOS DE

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Marcelo Mafra,

DESCOMISSIONAMENTO

participou de pelo menos meia dúzia de eventos sobre descomissionamento

NOS PRÓXIMOS ANOS.

nos últimos meses. O último deles no dia 6 de novembro, organizado pelo governo norueguês e que reuniu petroleiras, empresas de bens e serviços,

TN Petróleo – Descomissionamento entrou definitivamente na pauta da Indústria de petróleo no Brasil ou apenas vem crescendo a conscientização a respeito dessa questão?

Marcelo Mafra - Certamente o descomissionamento entrou na pauta da indústria do petróleo no Brasil, em boa parte influenciada pelo considerável número de instalações que já atingiram ou estão próximas de atingir o limite da vida útil estabelecida em projeto.

Também há o fato de que se aproxima o deadline dos contratos de concessão relacionados à Rodada Zero. Neste contexto, a estratégia de maximização do fator de recuperação dos campos 10

e aspectos mercadológicos serão decisivos na definição da carteira de projetos de descomissionamento nos próximos anos.

Na OTC você pontuou que há 160 instalações de produção offshore, das quais 54% têm mais de 25 anos em operação, o que reforça um cenário expressivo de descomissionamento no curto prazo.

Qual é o curto prazo?

Estamos falando do cenário dos próximos cinco anos, ou seja, até 2022.

Quantos pedidos de descomissionamento a ANP recebeu desde 2010?

Quantos foram concluídos ou estão em conclusão?

Desde 2010, foram submetidas à ANP 43 solicitações de descomissionamento.

Destas, 24 estão relacionadas a projetos offshore, sendo que oito tiveram autorização concluída por parte da Agência.

Há 16 processos em análise, dos quais

9 estão no aguardo do envio de informações complementares por parte do concessionário. É importante esclarecer que, para a aprovação dos programas de desativação de instalações, é necessária a convergência de diversos estudos e procedimentos que demandam tempo de elaboração e análise. Porém, a curva de aprendizado na execução dos projetos de descomissionamento, associada à revisão da Resolução ANP nº 27/2006, devem contribuir consideravelmente para conferir maior celeridade a estes ritos de aprovação.

Qual a expectativa da ANP em relação aos novos pedidos de descomissionamento até o final dessa década?

Além dos 16 processos de descomissionamento offshore em análise, estima-se que até 2020 sejam submetidos entre 15 e 20 novas solicitações. Vale lembrar que tal cenário pode variar conforme o preço do barril de petróleo,

Foto: TN Petróleo

órgãos ambientais e especialistas do setor.

EM ENTREVISTA exclusiva à TN Petróleo, Mafra calcula que além dos 16 processos de descomissionamento offshore em análise na Agência, entre 15 e 20 novas solicitações deverão ser feitas até 2020.

a estratégia de ampliação do fator de recuperação dos reservatórios, grau de obsolescência das instalações, renovações contratuais, atratividade de ativos etc.

A Petrobras tem um grande número de unidades com idade superior a 25 anos.

Quantas são hoje e quantas poderão ser descomissionadas nos próximos anos?

Atualmente, existem 68 instalações com mais de 25 anos de operação.

Existe a expectativa de que, até 2020, entre 15 e 20 unidades sejam descomissionadas. Porém, vale observar que diversas variáveis, já citadas, que podem vir a determinar o melhor momento para o descomissionamento de instalações.

A Petrobras, principal operadora e com maior número de unidades, já está preparando esse descomissionamento?

Sim, a Petrobras estruturou uma gerência especificamente dedicada às atividades de descomissionamento, que vem interagindo constantemente com a ANP. Vários estudos vêm apontado que o Brasil ainda não tem um arcabouço regulatório de descomissionamento estruturado. E que há aspectos que são considerados ou pela ANP ou Ibama ou Marinha, mas não necessariamente por todas as partes. Como chegar a um consenso?

De fato, o único normativo regulatório especificamente dedicado ao des-

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Entrevista especial

A ESTRATÉGIA DE MA-

comissionamento de instalações de E&P é a Resolução ANP nº 27/2006.

Sabe-se que a Marinha do Brasil e o IBAMA também deliberam, no âmbito das suas competências, sobre projetos de descomissionamento. Atualmente, existe um esforço interinstitucional para a revisão da Resolução ANP nº 27/2006 que, inclusive, poderá viabilizar a criação guias de boas práticas sobre o tema, reconhecidas pela ANP, Marinha e o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama).

Essas revisões na ANP 27 foram influenciadas pelo projeto “Oil & Gas Decommissioning – From the UK’s North Sea to the Brazilian Atlantic", que começou em fevereiro de 2016, com recursos do Prosperity Fund, fundo de cooperação do governo britânico?

Vale observar que a ANP já havia iniciado o processo de revisão da Resolução ANP nº 27/2006, fato que motivou a inclusão de um projeto com foco em TN Petróleo 116

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Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da ANP

Descomissionamento é pauta estratégica Especial: Rodadas do Pré-Sal

rodadas do pré-sal

PRÉ-SAL:

Pré-Sal:

UM ATIVO INTERNACIONAL

Um ativo Internacional

por Beatriz Cardoso

Foto: Cortesia Shell

nossas redes sociais

sumário

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TN TNPetróleo Petróleo116 116 15

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Cobertura especial OTC Brasil 2017 - Rio Pipeline

Cobertura Especial: OTC BRASIL 2017 – RIO PIPELINE

JÁ É HORA DE RECOLHER ÂNCORAS

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Evento duplo, reflexo da crise que se estende há mais de três anos, a OTC Brasil - Rio Pipeline 2017 sinalizou que a indústria de óleo e gás quer ‘recolher âncoras e soltar as amarras’ para singrar as águas da retomada do crescimento econômico. As petroleiras internacionais que ‘fundearam’ no pré-sal e em blocos exploratórios na costa brasileira nos últimos reforçam as expectativas de que o país, retome o rumo do desenvolvimento, movido por essa energia que mobiliza o mundo. por Beatriz Cardoso

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TN Petróleo 116

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Perfil empresa

perfil empresa

Menos desperdício, mais eficiência no

setor petrolífero Vallourec reduz desperdício para aumentar eficiência na planta de transportes e serviços.

E

liminar desperdício e simplificar processos são desafios para qualquer empresa, especialmente no segmento petrolífero. Nesse contexto, a Vallourec –líder mundial em soluções tubulares premium– construiu sua estratégia baseada em um modelo de gestão, o Vallourec Management System (VMS), que fornece conceitos, princípios, ferramentas e know-how para organizar melhor os processos produtivos.

O Lean Vallourec Management System (VMS Lean) foi criado para atender, sustentar e melhorar o desempenho global da empresa e satisfazer seus clientes e stakeholders. Esse modelo de gestão foi inspirado na filosofia japonesa Lean Manufacturing.

No Brasil, essa jornada de transformação nos padrões de gestão foi alavancada em 2012, quando a empresa realizou um projeto–piloto (Vulcano). O objetivo foi diagnosticar o desempenho dos serviços prestados pela área de tubos petrolíferos e rosqueamento da usina Barreiro, em Belo Horizonte (MG). O grupo definiu e mensurou os principais

portes e Serviços (VTS), localizada em Rio das Ostras (RJ) e especializada na prestação de serviços para o setor de Óleo e Gás. A aplicação do Lean na VTS reduziu o tempo de manutenção de tubos em 80% e tem gerado uma economia mensal superior a R$ 100 mil para a unidade.

“A empresa já adotava uma filosofia de gestão de melhoria contínua antes do Lean VMS: a filosofia do Total Quality Management (TQM), que busca compartilhar com todos a responsabilidade de garantir a qualidade. A abordagem prática do Lean veio para reforçar os ganhos obtidos com o TQM. Percebemos que a melhor maneira de gerenciar nossos processos é sempre buscar enxergar onde há desperdício e desenvolver ações para eliminá-lo. Afinal, desperdício é ruim tanto para a empresa quanto para os clientes”, destaca Bernardo Pestana, gerente de Supply chain da VTS.

Eficiência nos processos logísticos na VTS

VALLOUREC TRANSPORTES E SERVIÇOS Rua do Plataformista Zona Especial de Negócios Rio das Ostras - RJ Tel.: + 55 (22) 3321-8785 www.vallourec.com/br 32

TN Petróleo 116

Já é hora de recolher âncoras

processos, identificou onde havia desperdício e propôs melhorias. As mudanças realizadas permitiram um aumento da capacidade da planta de rosqueamento em 30%.

O bom resultado do projeto-piloto levou a Vallourec a implantar sua estratégia de desdobramento do VMS Lean nas demais plantas no Brasil. Esse avanço foi feito por meio da estruturação de um departamento transversal de consultores internos de análise técnica e performance, que assessoram os responsáveis pelas plantas a disseminar a filosofia Lean nas unidades.

Atualmente, há projetos de VMS Lean em toda cadeia de suprimentos, desde a unidade Vallourec Florestal, em Curvelo (MG), até a Vallourec Trans-

Na VTS, o projeto principal que centraliza as melhorias de processos é o Lead 10, nome que traduz a visão da liderança em atender os clientes em menos de dez dias.

Para reduzir o tempo de transporte, por exemplo, foi criado um Grupo de Melhoria Contínua (GMC), cujo objetivo é eliminar atividades que não trazem valor aos clientes e, assim, impactar positivamente a eficiência da planta.

A partir da análise dos gargalos das linhas de produção da VTS, foi percebida a oportunidade de diminuir o número de solicitações para movimentações desnecessárias de materiais para serviço, além de reordenar as demandas. Um simulador de atendimento das linhas foi criado, com base no conceito de “ilk Run”, que, baseando-se nas capacidades instaladas e nas demandas dos clientes, abastece os tubos nas linhas de

Sobre a Vallourec A Vallourec é líder mundial em soluções tubulares premium, fornecendo principalmente para os mercados de energia (petróleo e gás, geração de energia). Sua experiência se estende também ao setor industrial (incluindo mecânico, automotivo e construção). Com mais de 23 mil funcionários, plantas integradas em mais de 20 países e constantes investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento, a Vallourec oferece aos seus clientes soluções inovadoras, em todo o mundo, para responder aos desafios energéticos do século 21. produção no tempo certo e coleta os produtos acabados na mesma viagem.

“Estamos ainda mais próximos dos clientes para ter a noção exata sobre o tempo que eles demoram para consumir cada tipo de produto.

Assim, desenvolvemos um simulador, que registra, a cada hora do dia, a quantidade de peças necessárias para abastecer as fábricas de usina-

gem. Essa rotina estabelece um ciclo entre planejamento e logística, que tira das mãos do fiscal de produção a necessidade de fazer solicitações de atendimento. Isso já está planejado com base no conhecimento que adquirimos da demanda do cliente”, explica Pedro Gusmão, supervisor de planejamento da VTS. A aplicação do VMS Lean tem rendido números expressivos à VTS. O lead time do processo de despacho de materiais foi reduzido em 87%, o que garante mais conformidade com os prazos, redução de custos para a empresa e maior satisfação do cliente. Já as paradas de linhas de produção por falhas no abastecimento logístico caíram de 18% para menos de 1%.

“Com o uso da filosofia Lean é possível ter um ganho tangível e perceber muitas perdas anteriores que podem ser melhoradas. Tivemos um aumento de produtividade de 66% em nossa principal linha de produção. Outro dado importante é a redução de 82% do volume total de estoque em processamento na planta e de 95% nas pendências de fabricação, em apenas dois anos.

Isso significa, para a empresa, redução de custos, otimização de processos e aumento de 56% no índice de atendimento às demandas de nossos clientes”, afirma Pedro Gusmão.

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Vallourec:

Menos desperdício, mais eficiência no setor petrolífero

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Ano 5 • nº 56 • novembro de 2017 • www.tnsustentavel.com.br

IBP promove debate sobre SMS e Responsabilidade Social Em evento de dois dias, Instituto reuniu especialistas para falar sobre ODS, licenciamento ambiental, gerenciamento de risco e até o poder das redes sociais. por Beatriz Cardoso

T

emas prioritários para a retomada do crescimento da indústria de petróleo, como sustentabilidade, gerenciamento de risco operacional, licenciamento ambiental e avaliação ambiental estratégica, foram apresentados e debatidos por especialistas do setor durante a 10ª edição do Seminário de Responsabilidade Social e Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS), realizado pelo IBP nos dias 9 e 10 de novembro.

"Somos um dos maiores produtores de petróleo do mundo e o país com maior potencial de exploração, mas esse potencial precisa ser explorado de forma sustentável", destacou Antonio Guimarães, secretário-executivo de E&P do IBP. "A indústria tem as melhores práticas internacionais e o IBP tem o papel de difundir esse conhecimento. Nesse sentido, em conjunto com a ANP, lançamos o primeiro manual de boas práticas para o setor, um manual sobre abandono de poços, que é vivo e deve ser constantemente atualizado", completou.

De acordo com Evandro La Macchia, pesquisador e professor, mais de 50% do consumo mundial de energia primária vem da indústria de petróleo e o mercado brasileiro segue a tendência – a oferta de energia no país vem de fontes não-renováveis (56,3%). "Isso quer dizer que o que transporta, ilumina, aquece e resfria a sociedade global, incluindo o Brasil, vem da indústria do petróleo.

Essa matriz se consolidou ao longo dos últimos 100 anos e não mudará de uma hora para a outra", afirmou.

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Alinhamento com COP23 Os debatedores reforçaram a necessidade de alinhamento entre o que a indústria de petróleo e gás vem fazendo em favor do desenvolvimento sustentável e a Agenda 2030 dos ODS, publicada pela ONU em 2015. A Agenda tem 17 objetivos, que se desdobram em 169 metas. Por isso, o setor precisa definir suas prioridades e fortalecer parcerias com organizações da sociedade civil, sem deixar ninguém para trás, destacaram Maurício Blanco, do Instituto Afortiori, e Andrea Gomide, do Instituto Ekloos. Dilma Pimental, da Consultoria Otimiza, chamou atenção para o ODS 12 sobre "Consumo Sustentável", que está inter-relacionado aos demais 16 ODSs. Para atuar de forma sustentável e gerenciar os riscos, Luiz Fernando Oliveira, presidente da ABRISCO (Associação Brasileira de Análise de Risco, Segurança de Processos e Confiabilidade), explica que a segurança operacional e de processo consistem em trabalhar dentro do limite de risco aceitável, definido pela sociedade.

"Não existe risco zero e não estamos falando apenas da indústria do petróleo – o risco está no dia-a-dia. O importante é saber que o nível de risco é estabelecido já na fase de projeto e perpetuado na fase operacional. Isso porque é mais fácil mudar quando ainda se tem papel.

Depois que vira aço e concreto fica mais difícil", afirmou.

Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem

Licenciamento ambiental No painel sobre licenciamento ambiental offshore, Gerhard Peters, da IAGC (International Association of Geophysical Contractors), Daniele Lomba, da Petrobras, e Sebastião Cavalari, da Shell, tiveram o desafio de olhar para as lições aprendidas nos últimos 20 anos a fim de apresentar os desafios futuros. "A licença ambiental é um contrato entre a empresa de sísmica e a operadora com a sociedade, que tem o IBAMA como intermediador", definiu Cavalari.

Para Daniele Lomba, as questões ambientais atraem muita atenção no Brasil, que é associado a causas ambientais no mundo e é constantemente monitorado por grupos ambientais e ONGs. "Isso significa que todo grande projeto é submetido a intensa avaliação por parte da sociedade e dos órgãos reguladores", explicou.

Uma das soluções apresentadas por Gerhard Peters para dar maior celeridade aos processos de licenciamento é a criação de um banco de dados. "Áreas próximas apresentam estudos similares e o banco de dados cria uma espécie de biblioteca de informações, permitindo que o órgão licenciador olhe para o que é realmente pertinente. Além de abrir possibilidades para otimização na atualização dos

Para Marcelo Mafra, representante da Área de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP, o setor de óleo e gás brasileiro já coexiste positivamente com o meio ambiente. "A indústria é verde, sim. Estamos desenvolvendo tecnologias, a cultura de sustentabilidade faz parte do nosso setor e, felizmente, esse é um caminho sem volta. A agência acredita nesse caminho", explicou.

Ainda que os desafios à frente sejam grandes, alguns já vêm sendo endereçados pelos órgãos responsáveis.

La Macchia aponta como principal incentivo à responsabilidade social a presença de novos operadores para a criação de uma indústria mais inclusiva e plural. "O Ministério de Minas e Energia e a ANP já estão fazendo esforços nesse sentido, mas as iniciativas com maior capacidade de fortalecimento da indústria vêm da Petrobras, com seu plano de desinvestimento que coloca à venda 99 campos e cria a possibilidade de inserir até 25 novas operadoras no país", disse.

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dados armazenados através de novos levantamentos de campo", disse.

O poder das redes sociais Ampliando a discussão, o Seminário de Responsabilidade Social e SMS do IBP apresentou ainda o poder e a influência das redes sociais na difusão de informações e na construção da reputação. "Estamos em um momento de muitas mudanças, mas que também abre portas para inúmeros desafios e oportunidades fantásticas e extraordinárias. A reputação está diretamente ligada à transparência", explicou Michel Lent Schwartzman, fundador da startup Lent/AG. O ambiente digital também exige responsabilidade, como foi lembrado por Pedro Doria, editor da newsletter Meio. "A tecnologia já influencia as mais diversas áreas, como a política. E é preciso que a gente entenda como a tecnologia funciona, sem esquecer a responsabilidade de cada um e também de cada empresa no uso das palavras e seus significados, por exemplo".

Os aspectos jurídicos das atividades de petróleo e gás, a necessidade de prevenção e redução de riscos a desastres, a preocupação com segurança das pessoas e do patrimônio das empresas e a avaliação ambiental de áreas sedimentar, fecharam o evento no segundo dia fazendo a correlação da área de SMS e Responsabilidade Social.

Dois momentos marcantes do evento foram as apresentações dos projetos sócio educacionais em parceria com Instituto Reação, do medalhista Olímpico Flávio Canto, e com o Instituto Rogério Steinberg (IRS), voltado para crianças superdotadas; e a apresentação dos resultados do primeiro projeto setorial de voluntariado de petróleo e gás, promovido pelo IBP, em parceria com a Junior Achievement e a Secretaria de Educação do Rio de Janeiro, que reuniu 85 voluntários de 11 empresas do setor, mais o IBP e que ao longo de dois meses, incentivaram mais de mil alunos da rede pública de ensino a permanecerem estudando, através de suas próprias experiências de vida.

O evento foi patrocinado pela Petrobras, Statoil, Repsol Sinopec, Trench Rossi Watanabe Advogados, Odebrecht Oil & Gas, Prumo Logística, Queiroz Galvão Exploração e Produção e Abrisco.

TN Petróleo 116

CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster

Caderno de Sustentabilidade

David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro

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Flávio Franceschetti

IBP promove debate sobre SMS e Responsabilidade Social

Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates

petróleo

ormou-se em 2017, também na nte de engenharia de petróleo sciplina Sistemas Marítimos de semestre do curso ingressou como rton na área de Completações. mento, dedicação e conhecimento s de estágio recebi a proposta para de completação de poços. A situação a encontra-se em baixa, mas aos rno das atividades”.

s, apesar de aposentado, continua ssionais. “Por quase 40 anos fui o da Petrobrás, trabalhando na unilocalizada em Salvador. Hoje, fora tristeza e nostalgia que aos poucos ahia, local onde a indústria da ennasceu. Entretanto, existe outro lado mo atual diretor-presidente voluntário etroleum Engineering, da seção Bahsando uma mensagem otimista aos mente, aos estudantes universitários a de petróleo: a saída da Petrobrás áreas no Brasil dará lugar à entrada , muitas delas pequenas empresas

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João Carlos S. Pacheco

C

Referências

ção de Petróleo e Gás Natural, julho de 2017, 33 p.

ola Politécnica da Universidade de São Paulo: 75 anos do Curso de Engenheiros de Minas e Metalurgistas,

Sites

s.net/1369/crude-oil-price-history-chart

om/curso/493/

/web/guest/inicio

om.br

.abril.com.br/busca/?filtro=graduacao&termo=Engenharia%20de%20Petr%C3%B3leo

com.br/educacao/guia-de-profissoes/engenharia-de-petroleo-e-gas/4edf744251881c5a34000012.html

eira.com.br/guia-das-profissoes/engenharia-de-petroleo/

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Opinião: Julia Mota

opinião

Julia Mota é sócia fundadora do Mota Itabaiana Advogados e mediadora na Find Resolution.

Importância da CLÁUSULA DE MEDIAÇÃO nos contratos de petróleo e gás

locais, que irão incrementar as atividades e gerar novas posições no mercado de trabalho”.

Aqueles que estão há mais tempo no mercado aprenderam que há que se financiar a vida para sobreviver aos intervalos em crise, e também que poupar nos bons tempos. Nesse aspecto o momento é de se capacitar e não de se abandonar o mercado, uma vez que essas crises são cíclicas. Nossa visão é que, no futuro, cursos de engenharia de petróleo evoluam para engenharia de energia, acompanhando a tendência de que empresas de petróleo evoluam para empresas de energia. Isso foi adiado no Brasil com a descoberta do Pré-Sal, mas deverá ocorrer mais cedo ou mais tarde. Da mesma maneira que os cursos de pós-graduação em engenharia de petróleo, que foram criados para suprir uma necessidade, cursos de engenharia eólica e solar começarão a ter visibilidade no mercado nacional. A tendência de se gerar de energia a partir de fontes sustentáveis é irreversível.

Manter-se no mercado tem sido tarefa difícil para muitos, porém cabe a cada um de nós olhar o conjunto das ações tomadas nestes anos recentes, refletindo se estamos preparados para o fim da crise, e o que vamos fazer quando voltar a atividade plena.

om as recentes rodadas de partilha empresas como a Shell, Total, ExxonMobil e a CNOOC, passam a assumir um papel mais importante no mercado brasileiro de petróleo e gás. Ao longo dos próximos anos, essas e outras petroleiras passarão a responder por uma parte cada vez maior da produção nacional de óleo e gás. O setor agora tem um rumo mais claro, com o fim da operação exclusiva da Petrobras no pré-sal, a programação de leilões, e a definição de programas para o refino, gás natural (“Gás para Crescer”), e biocombustíveis (“RenovaBio”).

Contudo, para gerar mais investimentos, ainda precisamos atacar as imprescindíveis reformas estruturais: simplificar o sistema tributário e a legislação trabalhista, promover uma verdadeira “revolução” educacional, garantir segurança e estabilidade jurídica, sem o que os efeitos positivos dos programas setoriais não são sustentáveis.

Um outro aspecto importante na avaliação do investidor é a efetividade da Justiça, ou seja, em caso de quebra de contrato, a qualidade do sistema judiciário para se resolver uma disputa. Em recente Relatório "Justiça em números", divulgado pelo Conselho Nacional de Justiça (CNJ), vimos que a execução de uma decisão no Brasil leva em média quatro anos e seis meses, enquanto o processo de tomada de decisão leva um ano e quatro meses, ou seja, um prazo absurdo que não coaduna com a urgência do mundo dos negócios.

Por essa razão, as grandes empresas e a própria Administração Pública têm optado por métodos alternativos de resolução de conflitos (“ADRs”), como a arbitragem e a mediação. É natural que o setor público busque métodos mais ágeis e técnicos, pois figura hoje no polo ativo ou passivo em mais da metade dos processos em curso no Brasil!

Apesar de garantir maior imparcialidade, rapidez e tecnicidade na solução de controvérsias, a arbitragem possui natureza adversarial e tem custo elevado. Assim como no judiciário, a decisão declara um vencedor e um perdedor, com o consequente rompimento ou desgas-

te da relação entre as partes. Por esse e outros motivos, é comum a utilização de métodos consensuais como a mediação e o dispute boards em contratos no setor de petróleo e energia, em todo o mundo.

O atual Código de Processo Civil, vigente desde março de 2016, incentiva o uso dessas técnicas, ao prever, em seu artigo 3º, que a conciliação, a mediação e outros métodos de solução consensual de conflitos devem ser estimulados por juízes, advogados, defensores públicos e membros do Ministério Público, inclusive no curso do processo judicial. Antes disso, a Resolução 125/10, do CNJ, já havia institucionalizado a autocomposição como política pública, e a Lei de Mediação (13.140/15) reforçado o marco legal.

O setor de petróleo e gás, além de ser regulado, tem características peculiares: poucos players que se relacionam de forma muito próxima, contratos de longo prazo, complexidade tecnológica, altos riscos e custos. Em caso de impasse contratual, é muito raro que as partes não consigam negociar e equacionar os problemas, pois já têm uma postura colaborativa em função da natureza das atividades desenvolvidas.

Mas as negociações diretas podem falhar, e nesse caso, a mediação é um método muito vantajoso para resolver conflitos nesse setor. O mediador conduz as partes a “pensar fora da caixa”, buscando soluções criativas, ganha-ganha, inimagináveis em um procedimento adversarial. O processo é ágil, eficaz, pouco oneroso, e a resolução do conflito pode ocorrer em poucas reuniões, em um curto espaço de tempo, possibilitando que as

TN Petróleo 116

João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha

Importância da cláusula de mediação nos contratos de petróleo e gás

Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva Mário Jorge C. dos Santos Maurício B. Figueiredo

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Nathan Medeiros Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein

artigos

Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio

40 A importância de se tornar uma empresa digital

Rubens Langer

de petróleo e gás, por José de Sá

Samuel Barbosa

42 Brasil: Engenharia de Petróleo - Hora de entrar na faculdade

ou de sair do mercado? por Dalmo de S. Amorim e Ricardo Cabral Azevedo

Ano XIX • Número 116 • 2017 Foto: Cortesia Shell OPINIÃO

Importância da cláusula de mediação nos contratos de petróleo e gás de Julia Mota, sócia fundadora do Mota Itabaiana Advogados e mediadora na Find Resolution

ANP aprova início da oferta permanente de áreas Cobertura especial OTC Brasil 2017 - Rio Pipeline

Já é hora de recolher âncoras Evento: 1ª Semana de Negócios e Ciência Brasil-Noruega

Ano XIX • 2017 • Nº 116 • www.tnpetroleo.com.br

seções

ESPECIAL: RODADAS DO PRÉ-SAL

2 editorial

34 caderno de sustentabilidade

4 hot news

36 pessoas

6 indicadores tn

38 produtos e serviços

10 entrevista especial 32 perfil empresa

Noruega reforça parcerias na área de energia no Brasil

PRÉ-SAL:

UM ATIVO INTERNACIONAL

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Entrevista especial: Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da ANP

Descomissionamento é pauta estratégica

editorial

Place your bets... Sem blefe!

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resultado da 14ª Rodada de Licitações de blocos para exploração de petróleo e gás natural da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) deu novo alento ao mercado, que há dois anos vem enfrentando as intempéries de uma crise sem precedente no setor.

Cartas na mesa, façam suas apostas. As primeiras rodadas apenas começaram e o jogo é alto, como vimos: R$9,9 bilhões foi o que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) deverá arrecadar em bônus de assinatura quando forem assinados os contratos dos três leilões realizados nos meses de outubro e novembro passados.

O mercado aguarda com expectativa as demandas que devem ser geradas em serviços pelo R$1,6 bilhão em investimentos previstos no Programa Exploratório Mínimo (PEM), assim como os R$87 milhões das rodadas de negócios realizadas na OTC Brasil - Rio Pipeline 2017, reunidas pela primeira vez em um duplo evento, que se encerrou na véspera das 2ª e 3ª rodadas do pré-sal.

O último trimestre de 2017, teve ainda a aprovação pela Câmara dos Deputados, do texto-base da Medida Provisória 795/17, que cria um regime especial de importação de bens a serem usados na exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos.

Em vigor desde agosto, ela deverá ser aprovada pelo Congresso até 15 de dezembro.

Essa medida isenta bens destinados a atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural que permanecerem no Brasil de forma definitiva e matérias-primas e produtos intermediários destinados à atividade de impostos de importação e Produtos Industrializados (IPI), da contribuição para o Programa de Integração Social e o Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PIS/Pasep-Importação – e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – Cofins-Importação.

A exceção fica para embarcações destinadas a navegações de apoio marítimo, portuário, de cabotagem e de percurso nacional, que, segundo a legislação, são restritas a equipamentos nacionais.

A indústria de óleo e gás encontra assim todas as facilidades para avançar e estabelecer negócios de longo prazo no país. O que a cadeia produtiva e a sociedade querem saber agora é de que forma todas essas facilidades e incentivos vão, efetivamente, reverter de forma positiva e, mais importante, duradoura para o Brasil. E não apenas em recursos financeiros, que pouca gente vê, mas em empregos, saúde, educação, infraestrutura, segurança, desenvolvimento, bem-estar, justiça social. A mesma que as petroleiras que chegam aqui apregoam promover em seus países de origem. Essa é a única aposta na qual queremos investir nossas esperanças e nossa confiança. Portanto, não ousem blefar!

Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

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TN Petróleo 116

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Aprovado na Câmara texto-base de MP que incentiva petrolíferas

Foto: TN Petróleo

O PLENÁRIO da Câmara dos Deputados aprovou nesta quarta-feira (29) a Medida Provisória 795/17, que cria um regime especial de importação de bens a serem usados na exploração, no desenvolvimento e na produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos.

A MP também propõe uma solução para litígios tributários relacionados ao imposto de renda incidente sobre afretamento de embarcações e plataformas flutuantes.

O regime especial, com vigência a partir de janeiro de 2018, incentiva a importação de bens que terão permanência definitiva no País se destinados a essas atividades. Esses bens contarão com suspensão do Imposto de Importação (II), do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI), do PIS/Pasep-Importação e da Cofins-Importação.

Uma novidade do projeto de lei de conversão do deputado Julio Lopes (PP-RJ) é a proibição de uso desse regime para a importação de embarcações destinadas à navegação de cabotagem e à navegação interior no território nacional, assim como à navegação de apoio portuário e de apoio marítimo, restritas a embarcações de bandeira nacional.

Segundo acordo anunciado pela maioria dos partidos, os destaques que podem alterar pontos do texto serão votados na semana que vem em Plenário.

Suspensão tributária – Poderão contar com a suspensão tributária os bens listados pela Receita Federal - a suspensão será convertida em isenção depois de cinco anos

for explosive atmospheres.

Prensa Cabo tipo C para Cabo Armado à Prova de Explosão

Prensa Cabo tipo E1F para Cabo Armado à Prova de TN Petróleo Explosão 4

da importação. Caso a petroleira não usar o bem para a atividade prevista dentro de três anos, prorrogável por mais 12 meses, terá de recolher os tributos não pagos com juros e multa de mora.

Outro benefício para as empresas petrolíferas em atuação no Brasil é a suspensão de tributos na importação ou na compra no mercado interno de matérias-primas, produtos intermediários e materiais de embalagem a serem usados para fazer um produto final decorrente das atividades de exploração de petróleo.

Parcelamento – Poderão ser parcelados débitos de 2012 a 2014, anteriores ao estabelecimento das alíquotas para disciplinar a isenção do Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF) no afretamento de embarcações.

Esses débitos se originaram, perante o Fisco, por causa da diferença de interpretação entre a Receita Federal e os contribuintes. A Receita autuava a empresa sobre o valor total do contrato, enquanto o contribuinte considerava um percentual apenas referente ao afretamento.

Com a MP, será autorizado o cálculo segundo os percentuais vigentes a partir de 1º de janeiro de 2015.

Sobre a diferença do imposto devido (percentual da lei menos o que foi pago) incidirão juros de mora e haverá redução de 100% das multas de mora e de ofício, mas a empresa terá de desistir de todas as ações administrativas e judiciais. A desistência da ação dispensa o pagamento de honorários advocatícios.

O pagamento poderá ser feito em até 12 parcelas mensais a partir de 31 de janeiro de 2018, corrigidas pela taxa Selic mais 1% no mês do pagamento.

A novidade nesse tópico, no parecer do deputado Julio Lopes, é o perdão da parcela adicional (valor lançado pelo Fisco menos o devido segundo a lei), referente ao IRRF, à Cide, ao PIS/Pasep-Importação e à Cofins-Importação.

Embarcações de apoio marítimo estarão isentas do pagamento do IRRF no envio ao exterior de recursos para pagar seu afretamento.

Com o parcelamento e a desistência das multas, a renúncia fiscal do governo será de R$ 11,14 bilhões em 2018.

Prensa Cabo tipo União Giratória (UGA2F) para Cabo Não Armado à Prova de Explosão

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ANP: 846 blocos de 13 bacias sedimentares brasileiras são colocados em oferta permanente

2017, quando os agentes econômicos poderão obter informações mais detalhadas.

Até o final de abril de 2018, a ANP informará as regras para participação e os parâmetros técnicos e econômicos das áreas em oferta permanente, quando o processo de licitação será iniciado de forma contínua. As sessões de apresentação de ofertas deverão ocorrer a partir de novembro de 2018. Para a realização da sessão de apresentação de ofertas, a agencia deverá ter recebido ao menos uma manifestação com o aporte da garantia de oferta para cada área de interesse.

A abertura do processo de oferta permanente representa mais um passo importante na retomada da atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Ao trazer oportunidades para empresas de distintos perfis e tamanhos, faz parte do conjunto de medidas que estão sendo adotadas visando ao desenvolvimento de um setor diversificado, dinâmico e competitivo nos diferentes ambientes exploratórios existentes no Brasil: pré-sal, mar convencional e terra.

Os resultados esperados são o aumento dos investimentos e da produção de petróleo, com impactos na arrecadação e na geração de emprego e renda, especialmente nas regiões selecionadas.

Foto: TN Petróleo

A DIRETORIA DA ANP aprovou no dia 28/11, o início do processo de oferta permanente de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural. O processo, previsto no artigo 4º da Resolução CNPE nº 17/2017, prevê a oferta contínua de campos devolvidos (ou em processo de devolução), de blocos exploratórios ofertados em rodadas anteriores e não arrematados e também dos blocos devolvidos à Agência.

Foram selecionados 846 blocos de 13 bacias sedimentares brasileiras, totalizando 285.399,65 km2, o que corresponde, por exemplo, a 28 vezes a área da Bacia do Recôncavo.

As áreas selecionadas incluem blocos nas bacias maduras terrestres do Recôncavo, Potiguar, Sergipe-Alagoas e Espírito Santo. Também estão previstos blocos nas bacias terrestres de nova fronteira do Acre, Amazonas, Paraná, Parnaíba, São Francisco e Tucano, além de blocos nas bacias marítimas do Pará-Maranhão, Sergipe-Alagoas, Campos e Santos. A proposta prevê ainda 15 áreas com acumulações maduras nas bacias terrestres do Espírito Santo, Potiguar e Recôncavo.

As áreas selecionadas pela ANP ainda dependem de avaliação dos órgãos ambientais competentes. Elas serão divulgadas no sítio Brasil Rounds a partir de 30 de novembro de

Já estão no site do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) as novas condições de financiamento para os empreendimentos de geração (A-4 e A-6) e transmissão de energia elétrica vencedores dos leilões públicos que serão realizados pelo governo federal em dezembro de 2017. As novas regras trazem mudanças que oferecem mais flexibilidade aos empreendedores na estruturação do financiamento.

Foto: Divulgação

Foto: Divulgação

BNDES divulga novas condições de financiamento para leilões de energia

No caso dos leilões de geração, uma novidade é a possibilidade de os vencedores escolherem entre três taxas: TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo, que ainda está valendo para editais de leilões publicados em 2017); a nova TLP (Taxa de Longo Prazo) e moeda IPCA (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo). Os empreendedores poderão avaliar qual taxa é a mais conveniente para estruturação de seu negócio.

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indicadores tn

Opep: outubro indica aumento de oferta e a produção global chega a quase 97 milhões de barris por dia OS DADOS preliminares indicam que o fornecimento global de petróleo aumentou em 530 mil

barris por dia para uma média total de 96,71 milhões barris por dia em outubro de 2017 em relação ao mês

Produção de países-membros da Opep e não membros – novembro/2015 a outubro/2017 Produção de países-membros da Opep

mb/d (Opep)

Outros países produtores

mb/d (total)

Set 17

99 98 97 96 95 94 93 92 91

Out 17

Jul 17

Ago 17

Jun 17

Maio 17

Abril 17

Fev 17

Mar 17

Jan 17

Dez 16

Nov 16

Set 16

Out 16

Jul 16

Ago 16

Jun 16

Maio 16

Abril 16

Fev 16

Mar 16

96.7 32.6

Jan 16

Dez 15

Nov 15

96.5 32.2

Produção da Petrobras de óleo, LGN e gás natural

DJ OIL & GAS (%)

Período de 05/2017 a 10/2017

30.10.2017

Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Maio

Junho

Julho

Bacia de Campos

1.274,30

1.237,14

1.149,08

1.214,80

1.199,11

1.169,50

Outras (offshore)

760,11

810,51

824,36

744,48

818,84

845,04

Total offshore

2.034,41

2.047,65

1.973,44

1.959,28 2.017,95

1.959,28

Total onshore

148,51

148,54

150,86

2.182,92

2.196,19

2.124,30

Total Brasil

Agosto Setembro

150,04

Outubro

150,08

148,66

2.109,32 2.168,02

2.163,21

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

Maio

Julho

Agosto

Setembro

Outubro

Bacia de Campos

23.695,4 24.135,56 20.687,68 24.100,41 23.323,74 23.273,31

Outras (offshore)

38.446,8 39.602,15 42.422,75 39.034,24

Total offshore

62.142,2

63.737,71 63.110,43 63.134,65 64.695,53 64.865,30

Total onshore

16.353,9

15.179,96 16.883,26 16.740,93 16.766,66 15.415,17

Total Brasil

78.496,1

78.917,67 79.993,69 79.875,58 81.472,19 80.280,47

Maio

Junho

Julho

Agosto

41.371,79 41.591,98

Setembro

Outubro

64,70

64,75

64,90

61,73

63,77

61,36

7.231,51

7.251,94

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

9.340,36

8.132,09

8.365,37

7.766,83

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

2.247,62 2.260,94

2.741,58

2.719,16 2.786,80 2.772,20

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

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TN Petróleo 116

29.11.2017

0,44 0,24 Variação no período: 0,53%

BOVESPA (%) 30.10.2017

29.11.2017

-1,55 -1,57 Variação no período: -3,95%

DÓLAR COMERCIAL* 30.10.2017

29.11.2017

1,63 0,20 Variação no período: -0,52%

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

anterior. Os dados de fornecimento preliminares de outubro mostram um aumento na oferta não-Opep, incluindo LGN, em 680 mil barris por dia para média de 64,12 milhões barris por dia. Isto foi impulsionado principalmente pelo México, Noruega, Reino Unido, Brasil, Canadá, Malásia e China, o que compensou parcialmente as quedas nos EUA e no Gana. A produção de petróleo bruto da Opep diminuiu 150 mil barris por dia em outubro, levando a uma diminuição da produção global de petróleo.

EURO COMERCIAL* 30.10.2017

29.11.2017

1,99 0,23 Variação no período: 1,49% *Valor de venda, em R$

Raízen firma parceria com Citi Bank em prol da sustentabilidade O PROJETO The Progress Makers, realizado pelo Citi Bank promove ideias sustentáveis para tornar o mundo melhor.

Através dessa visão, surgiu uma parceria com o Grupo Raízen, maior produtor de bioenergia do mundo, colocando em pauta as necessidades de fontes energéticas alternativas, como a biomassa.

Mais de 60% da energia elétrica gerada no Brasil vem de fontes hídricas.

Já a biomassa, reaproveita o bagaço de cana-de-açúcar para gerar energia, sendo esta uma ótima alternativa em tempos de seca, quando as hidrelétricas reduzem sua capacidade. Com esse rea-

proveitamento do bagaço, a Raízen é capaz de abastecer uma cidade de até 10 milhões de habitantes.

"O apoio do Citi foi fundamental para atingirmos o nosso objetivo de tornar o Brasil e o mundo melhores, a partir de uma energia limpa e renovável. O Citi é um importante parceiro da Raízen", afirma o presidente do grupo, Luis Henrique Guimarães.

PERÍODO: 30.10.2017 a 29.11.2017 | AÇÕES AÇÕES AÇÕES AÇÕES

PETROBRAS R$

R$

R$

R$

ON 17,35 16,00 PN 16,78 15,49 Variação no período: -8,05%

Variação no período: -9,04%

VALE R$

R$

R$

R$

ON 32,35 36,05 PNA 29,90 33,36 Variação no período: 10,75%

Variação no período: 10,46%

CPFL

BRASKEM

R$

R$

R$

R$

ON 13,35 13,95 PNA 53,25 46,17 Variação no período: 3,33%

Variação no período: -2,92%

PETRÓLEO BRENT (US$) 30.10.2017

60,90

29.11.2017

63,06

Variação no período: 4,33%

PETRÓLEO WTI (US$) 30.10.2017

54,15

29.11.2017

57,77

Variação no período: 7,18%

FRASES

“A Arábia Saudita realizou consultas extensas à Rússia e tem plena certeza de que esse país estará totalmente de acordo” Khalid Al-Falih, ministro da Energia da Arábia Saudita, à Bloomberg Television Al-Falih na semana anterior à reunião da Opep, realizada no dia 30 de novembro. Bloomberg, 23/11/2017

"Precisamos resolver a comercialização de óleo e gás da União na área do pré-sal sob regime de partilha. A lei da PPSA foi criada em outro contexto. Se não mudarmos as regras, não poderemos comercializar o óleo do pré-sal."

Márcio Felix, secretário de Petróleo, Gás e Biocombustíveis do Ministério de Minas e Energia. G1 - 24/11/2017

“A demanda por petróleo continuará em trajetória ascendente até 105 milhões de barris diários. A maior fonte de crescimento virá da fabricação de produtos petroquímicos, seguidos de perto pelo crescente uso por caminhões, aviação e transporte marítimo."

Agência Internacional de Energia (AIE), afirmando que "é muito cedo para escrever o obituário" do setor – 29/11/2017

"O uso do petróleo para o transporte continuará crescendo, especialmente graças às economias emergentes. O desenvolvimento de carros elétricos não deslocará a demanda por gasolina ou diesel."

Harry Tchilinguirian, analista-chefe de commodities do BNP Paribas – El País – 29/11/2017

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indicadores tn

A ANP COLOCOU na sua página na internet o livreto "Oportunidades na Produção e no Abastecimento de Combustíveis no Brasil", que apresenta a infraestrutura existente no país e mostra as possibilidades para o setor no cenário atual, marcado por diversas iniciativas governamentais e regulatórias voltadas para o incentivo à livre concorrência, ao acesso e ao aumento dos investimentos privados.

A publicação traz um panorama do setor de abastecimento no Brasil e as oportunidades na infraestrutura para oferta interna de combustíveis e derivados, na produção de derivados e biocombustíveis, bem como na infraestrutura de importação, movimentação e logística de abastecimento de combustíveis e derivados de petróleo.

O Brasil é um dos maiores usuários de combustíveis do mundo e o ritmo do crescimento do consumo observado na última década foi superior à evolução de seu Produto Interno Bruto (PIB). Para satisfazer às necessidades de demanda, o País conta com importante infraestrutura para refino, importação, produção, especificação, movimentação e entrega

Foto: ANP

Conheça as novas oportunidades no setor de combustíveis

para a população de derivados de petróleo, gás natural e biocombustíveis.

Para os próximos 10 anos, espera-se crescimento acumulado de 20% na demanda pelos principais derivados e biocombustíveis. Este aumento estimado de 461 mil barris/dia no consumo pode ser atendido tanto pela expansão da infraestrutura de importações de derivados, quanto por novos investimentos que elevem a produção nacional de de-

rivados e biocombustíveis. Além disso, a infraestrutura e a logística interna de abastecimento deverão ser capazes de atender ao acréscimo de demanda local.

As perspectivas de aumento da demanda interna trazem oportunidades para investimentos na produção nacional de combustíveis. No segmento de derivados de petróleo e gás natural, há projetos em discussão, como o 2º Trem da refinaria RNEST em Ipojuca/PE (115 mil barris/dia) e a refinaria Comperj em Itaboraí/RJ (159 mil barris/dia), além da retomada da construção da UPGN no Comperj (processamento de 21 milhões de m³ dia de gás natural). Além desses projetos, em termos regionais, as maiores perspectivas de elevação da demanda e necessidade de investimentos para o suprimento de combustíveis e derivados estão localizadas nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste.

A publicação está disponível em http://www.anp.gov.br/wwwanp/publicacoes/livros-e-revistas/4163-oportunidades-na-producao-e-no-abastecimento-de-combustiveis-no-brasil

Por US$ 54,5 milhões o Campo de Azulão A PETROBRAS, em continuidade ao Fato Relevante de 15/05/2017 e Comunicado ao Mercado de 19/06/2017, informa que assinou, nesta terça-feira (22/11), com a empresa ENEVA S.A., através de sua subsidiária Parnaíba Gás Natural S.A., o contrato de cessão da totalidade de sua participação no Campo de Azulão (Concessão BA-3), localizado no estado do Amazonas.

O valor total da transação é de US$ 54,5 milhões e será pago na data do fechamento da operação.

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A transação faz parte do Programa de Parcerias e Desinvestimentos 2017-2018 e está alinhada à política de gestão ativa de portfólio da Petrobras, que prioriza investimentos em ativos com maior potencial de geração operacional no curto prazo e com maior possibilidade de otimização de capital e de ganhos de escala.

A conclusão dessa operação está sujeita ao cumprimento de condições precedentes usuais, incluindo a aprovação pela Agência Nacional do Pe-

Foto: Agência Petrobras

no Amazonas fica com a Eneva

tróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE).

A presente divulgação ao mercado está em consonância com a sistemática para desinvestimentos da Petrobras e está alinhada às orientações do Tribunal de Contas da União (TCU).

Foto: Agência Petrobras

Petrobras: oferta pública de ações da Petrobras Distribuidora (BR)

A PETROBRAS INFORMA que realizou, perante a Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), o protocolo de documentos relacionados à oferta pública de distribuição secundária de ações ordinárias de emissão da Petrobras Distribuidora S.A.- BR (“Oferta”), em cumprimento às exigências expedidas pela CVM. A companhia informa ainda que divulgou, nesta data, o aviso ao mercado e o prospecto preliminar referentes à Oferta, a ser realizada no Brasil, em mercado de balcão não organizado, nos termos da Instrução da CVM nº 400/2003 (“Instrução CVM 400”), e demais disposições legais aplicáveis, sob a coordenação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, incluindo esforços de colocação das ações no exterior.

O preço de venda das ações, conforme venha a ser acordado na data de precificação da oferta, será fixado após a apuração do resultado do procedimento de coleta de intenções de investimento junto a investidores institucionais, a ser realizado no Brasil e no exterior, em conformidade com o disposto no artigo 44 da Instrução CVM 400 (bookbuilding).

A Petrobras esclarece que a referida Oferta está sujeita à concessão dos registros pela CVM e às condições de mercado.

Este fato relevante tem caráter exclusivamente informativo, nos termos da legislação em vigor, e não deve ser considerado como um anúncio de oferta das ações. Não será realizado nenhum registro da Oferta ou das ações em qualquer agência ou órgão regulador do mercado de capitais de qualquer outro país, exceto no Brasil, junto à CVM.

As ações oferecidas não foram, nem serão registradas nos termos da U.S. Securities Act of 1933, conforme alterada, e não podem ser oferecidas ou vendidas nos Estados Unidos sem o devido registro ou uma isenção de registro aplicável.

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DESCOMISSIONAMENTO é pauta estratégica por Beatriz Cardoso

Das 160 instalações offshore de produção na costa brasileira, 54% têm mais de 25 anos em operação. Número expressivo que colocou o descomissionamento na pauta do dia da indústria de óleo e gás do país. Tanto que o superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Marcelo Mafra, participou de pelo menos meia dúzia de eventos sobre descomissionamento nos últimos meses. O último deles no dia 6 de novembro, organizado pelo governo norueguês e que reuniu petroleiras, empresas de bens e serviços, órgãos ambientais e especialistas do setor.

EM ENTREVISTA exclusiva à TN Petróleo, Mafra calcula que além dos 16 processos de descomissionamento offshore em análise na Agência, entre 15 e 20 novas solicitações deverão ser feitas até 2020.

TN Petróleo – Descomissionamento entrou definitivamente na pauta da Indústria de petróleo no Brasil ou apenas vem crescendo a conscientização a respeito dessa questão?

Marcelo Mafra - Certamente o descomissionamento entrou na pauta da indústria do petróleo no Brasil, em boa parte influenciada pelo considerável número de instalações que já atingiram ou estão próximas de atingir o limite da vida útil estabelecida em projeto.

Também há o fato de que se aproxima o deadline dos contratos de concessão relacionados à Rodada Zero. Neste contexto, a estratégia de maximização do fator de recuperação dos campos 10

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e aspectos mercadológicos serão decisivos na definição da carteira de projetos de descomissionamento nos próximos anos.

Na OTC você pontuou que há 160 instalações de produção offshore, das quais 54% têm mais de 25 anos em operação, o que reforça um cenário expressivo de descomissionamento no curto prazo.

Qual é o curto prazo?

Estamos falando do cenário dos próximos cinco anos, ou seja, até 2022.

Quantos pedidos de descomissionamento a ANP recebeu desde 2010?

Quantos foram concluídos ou estão em conclusão?

Desde 2010, foram submetidas à ANP 43 solicitações de descomissionamento.

Destas, 24 estão relacionadas a projetos offshore, sendo que oito tiveram autorização concluída por parte da Agência.

Há 16 processos em análise, dos quais

9 estão no aguardo do envio de informações complementares por parte do concessionário. É importante esclarecer que, para a aprovação dos programas de desativação de instalações, é necessária a convergência de diversos estudos e procedimentos que demandam tempo de elaboração e análise. Porém, a curva de aprendizado na execução dos projetos de descomissionamento, associada à revisão da Resolução ANP nº 27/2006, devem contribuir consideravelmente para conferir maior celeridade a estes ritos de aprovação.

Qual a expectativa da ANP em relação aos novos pedidos de descomissionamento até o final dessa década?

Além dos 16 processos de descomissionamento offshore em análise, estima-se que até 2020 sejam submetidos entre 15 e 20 novas solicitações. Vale lembrar que tal cenário pode variar conforme o preço do barril de petróleo,

Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da ANP

A ESTRATÉGIA DE MAXIMIZAÇÃO DO FATOR DE RECUPERAÇÃO DOS CAMPOS E ASPECTOS MERCADOLÓGICOS SERÃO DECISIVOS NA DEFINIÇÃO DA CARTEIRA DE PROJETOS DE DESCOMISSIONAMENTO

Foto: TN Petróleo

NOS PRÓXIMOS ANOS.

a estratégia de ampliação do fator de recuperação dos reservatórios, grau de obsolescência das instalações, renovações contratuais, atratividade de ativos etc.

A Petrobras tem um grande número de unidades com idade superior a 25 anos.

Quantas são hoje e quantas poderão ser descomissionadas nos próximos anos?

Atualmente, existem 68 instalações com mais de 25 anos de operação.

Existe a expectativa de que, até 2020, entre 15 e 20 unidades sejam descomissionadas. Porém, vale observar que diversas variáveis, já citadas, que podem vir a determinar o melhor momento para o descomissionamento de instalações.

A Petrobras, principal operadora e com maior número de unidades, já está preparando esse descomissionamento?

Sim, a Petrobras estruturou uma gerência especificamente dedicada às atividades de descomissionamento, que vem interagindo constantemente com a ANP. Vários estudos vêm apontado que o Brasil ainda não tem um arcabouço regulatório de descomissionamento estruturado. E que há aspectos que são considerados ou pela ANP ou Ibama ou Marinha, mas não necessariamente por todas as partes. Como chegar a um consenso?

De fato, o único normativo regulatório especificamente dedicado ao des-

comissionamento de instalações de E&P é a Resolução ANP nº 27/2006.

Sabe-se que a Marinha do Brasil e o IBAMA também deliberam, no âmbito das suas competências, sobre projetos de descomissionamento. Atualmente, existe um esforço interinstitucional para a revisão da Resolução ANP nº 27/2006 que, inclusive, poderá viabilizar a criação guias de boas práticas sobre o tema, reconhecidas pela ANP, Marinha e o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama).

Essas revisões na ANP 27 foram influenciadas pelo projeto “Oil & Gas Decommissioning – From the UK’s North Sea to the Brazilian Atlantic", que começou em fevereiro de 2016, com recursos do Prosperity Fund, fundo de cooperação do governo britânico?

Vale observar que a ANP já havia iniciado o processo de revisão da Resolução ANP nº 27/2006, fato que motivou a inclusão de um projeto com foco em TN Petróleo 116

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entrevista especial indicadores tn

tam diretrizes específicas associadas à questão do descomissionamento e à extensão da vida útil de equipamentos e instalações. Vale lembrar que a ANP promove o constante monitoramento de suas normas, através da avaliação técnica e das manifestações dos diversos segmentos de mercado e da sociedade civil. Tais elementos são fundamentais para a formação dos projetos que constituem a Agenda Regulatória da ANP.

descomissionamento com recursos do Prosperity Fund. O projeto iniciado em fevereiro teve, em setembro do mesmo ano, uma missão de benchmarking regulatório ao Reino Unido, com a participação de técnicos da ANP, Marinha do Brasil, Ministério de Minas e Energia e IBAMA. O relatório final do “Oil & Gas Decommissioning – From the UK’s North Sea to the Brazilian Atlantic" se encontra publicado no site da ANP, sendo um importante documento para o processo de revisão da citada resolução.

Quais os principais ensinamentos que os países que atuam no Mar do Norte podem dar ao Brasil? Como aplicar aqui o que vem sendo feito lá, diante da diferença de cenários, uma vez que lá a maioria está em águas rasas e aqui, águas profundas e ultraprofundas?

O Brasil, por meio da ANP, é um dos países membro do Fórum Internacional de Reguladores de Segurança Operacional Offshore (IFR), integrado pelos estados Unidos, México, Canadá, Reino Unido, Noruega, Dinamarca, Holanda, Austrália e Nova Zelândia. Neste fórum, há um grupo de trabalho cujo objetivo é manter a troca de experiências relacionadas às atividades de descomissionamento de instalações marítimas e abandono de campos, com o objetivo do aprimoramento regulatório. Em linhas gerais, o Brasil encontra-se num patamar regulatório muito próximo ao dos países do Mar do Norte e Golfo do México.

Qual o tempo de maturidade dessa política no Mar do Norte? Não estamos começando um pouco atrasados no Brasil?

Não considero que o Brasil esteja em defasagem regulatória em relação aos demais países membros do IRF, pois existe em vigência a Resolução ANP nº 27/2006, que define as diretrizes para as atividades em questão. A ANP está trabalhando no aprimoramento do regulamento de modo a torná-lo alinhado com a gestão de risco sistêmico, considerando diversas variáveis 12

TN Petróleo 116

(técnicas, ambientais, econômicas, sociais...) no processo decisório. Esse aprimoramento está sendo viabilizado em decorrência da curva de aprendizado obtida em função dos primeiros projetos de descomissionamento offshore que estão em curso no Brasil, como os das plataformas do campo de Cação e das instalações FPSO Marlim Sul, OSX-1, FPSO Brasil, entre outros.

Dá para mensurar o custo do descomissionamento nos próximos dez anos?

A ANP não possui a estimativa de custos para o cenário de descomissionamento de curto/médio prazos. Porém, sabe-se que o maior impacto na formação dos custos para o descomissionamento refere-se ao abandono de poços.

Além da ANP 27, outras resoluções, como a ANP 41 e ANP 46, vêm sendo revistas em função do cenário de descomissionamento?

As Resoluções ANP nº 41/2015 (Sistema de Gestão de Sistemas Submarinos) e ANP nº 46/2016 (Sistema de Gestão de Integridade de Poços) foram publicadas recentemente e, portanto, já apresen-

Atualizar a regulamentação, minimizando barreiras ao investimento e reduzindo os custos impostos pela regulação contam com objetivos estratégicos da ANP. Como sua equipe trabalha para atingir esses objetivos, uma vez que fiscaliza as atividades estratégicas dessa indústria, a de exploração e produção, e segurança operacional e meio ambiente são quesitos que geram o maior volume de multas e custos?

A ANP vem implementando ao longo dos últimos anos uma agenda intensa de integração com os operadores, associações e prestadores de serviços para debates sobre aspectos regulatórios, boas práticas e resultados de fiscalizações de modo a contribuir para o desenvolvimento da cultura de segurança nas atividades de E&P. Além disso, a Agência vem coordenando importantes projetos regulatórios, buscando a atualização de normas com foco em práticas de gestão orientadas a risco/desempenho buscando incentivar a elaboração de boas práticas por parte do mercado.

Houve alguma mudança de comportamento por parte da indústria?

Ao longo dos anos de 2016 e 2017 observa-se uma crescente melhoria na aderência regulatória por parte dos operadores, fato que se reflete na redução do montante de não conformidades graves aplicadas. Também vale destacar o efeito pedagógico das ações de fiscalização e das multas aplicadas, pois estas possuem foco preventivo no endereçamento de ações minimizadoras de riscos operacionais, que

Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio-Ambiente da ANP

consequentemente, promovem a redução da probabilidade de ocorrência de incidentes. Os custos diretos e indiretos decorrentes de incidentes maiores são consideravelmente superiores a quaisquer custos decorrentes de compliance regulatório e de multas e/ou medidas cautelares eventualmente aplicadas pela fiscalização.

Quais os principais números da sua superintendência na área de segurança operacional, uma vez que ainda não foi publicado o relatório anual, de 2016?

Em 2016 e 2017, houve uma expressiva ampliação do número de ações de fiscalização offshore realizadas pela ANP. A taxa de cobertura da fiscalização superou o patamar de 50%, neste período. Ao se comparar os resultados dos anos de 2015 e 2016, observa-se uma redução de 14 pontos percentuais no número de não conformidades graves aplicadas pela ANP em instalações de produção offshore. Para as unidades de perfuração offshore houve uma redução de dois pontos percentuais no número de não conformidades graves.

E quais os números que a ANP tem na área ambiental?

A fiscalização ambiental é atribuição dos órgãos ambientais estaduais e federal. Porém, a ANP vem acompanhando cinco grandes projetos de recuperação ambiental em áreas terrestres. Desde 2015, a Agência vem realizando diversas ações de fiscalização em instalações terrestres com ênfase ambiental, endereçando os resultados destas atividades aos órgãos ambientais competentes e aos Ministérios Públicos. Em 2016, foram 11 ações de fiscalização, das quais seis tiveram escopo dedicado à ênfase ambiental e as outras cinco ações com escopo ambiental compartilhado com a segurança operacional. No ambiente offshore, a ANP participa das operações Ouro Negro, conjuntamente com o IBAMA, tendo realizado seis ações desta natureza durante o ano de 2016.

Quais são os pontos de maior risco/ incidências/ocorrências da indústria local de óleo e gás, principalmente nas operações offshore?

Os riscos nas atividades de E&P offshore serão tão maiores quanto

maior for a combinação de falhas na gestão da segurança operacional dos ativos. Em 2016, houve uma considerável redução no número de não conformidades graves aplicadas, sendo que as de maior incidência foram observadas nas práticas de gestão relacionadas a análises de riscos, integridade mecânica e gerenciamento de mudanças. Tal resultado vem determinando uma maior ênfase na verificação da conformidade destas práticas de gestão durante as ações de fiscalização.

Quais as não conformidades mais recorrentes?

Em 2016, para as unidades de produção offshore, a maior incidência de não conformidades foi observada nas práticas de gestão relacionadas a análises de riscos, integridade mecânica e gerenciamento de mudanças. Em relação às unidades de perfuração offshore, a maior incidência de não conformidades foi observada nas práticas de integridade mecânica, planejamento de gerenciamento de grandes emergências e gestão da documentação.

TN Petróleo 116

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rodadas do pré-sal

PRÉ-SAL:

UM ATIVO INTERNACI Foto: Cortesia Shell

por Beatriz Cardoso

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TN Petróleo 116

IONAL

TN TNPetrรณleo Petrรณleo116 116 15

rodadas do pré-sal

Com o resultado das duas rodadas de licitações no regime de partilha da produção, empresas de quatro continentes têm hoje participação em ativos do pré-sal, a mais cobiçada nova fronteira da indústria mundial de óleo e gás.

R

espondendo por já metade da produção nacional de óleo e gás do Brasil – 1,676 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), que representa 49,8% do total produzido em setembro, para quem gosta de números exatos, a partir de 14 campos offshore (de um total de 79 concessões marítimas produtivas) – o pré-sal brasileiro confirma todas as apostas que vêm sendo feitas nele nos últimos dez anos.

Ironicamente, foi justamente a enorme potencialidade de ganhos com o pré-sal (devido a alta produtividade de sues poços, em torno de 40 mil barris dia) e os grandiosos projetos para alavancar a produção dessa nova fronteira que acabaram por acirrar a onda de corrupção que varreu esse setor, onde as apostas são altíssimas.

E isso não se restringe ao país: tanto que se fala na existência de um lobby internacional para mudar as regras do jogo no Brasil para possibilitar o acesso de oil companies ao pré-sal, que continua quebrando paradigmas e estabelecendo novos marcos para o país.

No dia 26 de novembro, o FPSO Pioneiro de Libra, (unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo), produziu o primeiro óleo do primeiro ativo operado em regime de partilha pela Petrobras (com 40%), em parceria com a francesa Total (20%), a anglo holandesa Shell (20%), e as chinesas CNPC (10%) e CNOOC (10%).

O Pioneiro de Libra tem capacidade de processar, diariamente, até 50 mil barris de petróleo e 4 milhões de metros cúbicos de gás associado, em lâmina d’água de até 2.400 metros de profundidade. Dedicado a testes

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TN Petróleo 116

Produção do pré-sal e do pós-sal em setembro Petróleo (bbl/d)

Gás natural (Mm³/d)

Produção (boe/d)

Campo

Pré-sal

Pós-sal

Pré-sal

Pós-sal

Pré-sal

Lula

798.880

0

33.236

0

1.007.929

Pós-sal

Sapinhoá

264.441

0

10.116

0

328.066

0

Jubarte

122.209

72.679

4.098

588

147.985

76.380

Baleia Azul

44.209

0

1.472

0

53.470

0

Baleia Franca

28.266

5.858

982

65

34.445

6.266

Itapu

28.078

0

360

0

30.341

0

Lapa

24.517

0

652

0

28.616

0

Marlim Leste

20.430

53.164

379

814

22.812

58.286

Caratinga

12.534

17.046

222

223

13.932

18.450

Voador

2.703

0

82

0

3.221

0

0

Barracuda

2.567

50.283

46

700

2.853

54.683

Marlim

2.135

135.904

65

1.676

2.545

146.445

Sururu

238

0

8

0

287

0

Pampo

198

9.487

10

167

262

10.540

0

1.321.855

Outros Campos

Total Geral

0 1.351.407

956.764 1.301.185

0

58.045

51.728

62.279

1.676.765

1.692.905

Fonte: ANP/SDP/SIGEP | Setembro, 2017

de longa duração (TLD) e sistemas de produção antecipada (prática da Petrobras já premiada no exterior), o FPSO afretado pelo consórcio por 12 anos é a primeira unidade equipada para injetar todo o gás produzido durante os testes.

De acordo com a estatal brasileira, “por sua magnitude, potencial de produção, boa qualidade do óleo e alto valor comercial, Libra, que teve até agora 12 poços perfurados, abre uma nova oportunidade de negócios na indústria offshore”. Depois da conclusão do TLD (previsão de um ano), o FPSO será deslocado para operar os sistemas de produção antecipada em outros poços

de Libra. O objetivo será aumentar o conhecimento da jazida, como também apoiar o desenvolvimento e otimização de todas as futuras unidades a serem instaladas na área.

A gestora do Contrato de Partilha de Produção é a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) e o TLD está sendo realizado pela unidade de produção, armazenamento de petróleo e/ou gás natural e escoamento da produção (em inglês FPSO, Floating Production Storage and Offloading), de propriedade da joint venture formada pela Odebrecht Óleo e Gás (OOG) e a Teekay Offshore Partners L.P. (Teekay Offshore).

O bolão da ANP O primeiro óleo de Libra, que contribui para o pré-sal superar o pós-sal em menos de uma década do início da produção nessa fronteira, reafirma a posição do Brasil como um dos mais atraentes do mercado mundial de óleo e gás, a despeito do terremoto que

2ª Rodada do Pré-Sal: Resumo

3ª Rodada do Pré-Sal: Resumo

abalou a indústria local e culminou na operação Lavajato, impactando a economia nacional, afetada pela

crise mundial e os baixos preços do petróleo.

Prova da atratividade do pré-sal foram os leilões promovidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Na realidade, a agencia promoveu o maior ‘bolão’ da sua história em 30 dias, ao encerrar as 2ª e a 3ª rodadas de partilha da produção no pré-sal no dia 27 de outubro, exatamente um mês depois do 14º leilão de blocos exploratórios sob regime de concessão, arrematando nesses eventos um total de R$9,9 bilhões em bônus de assinatura e R$1,6 bilhão em investimentos previstos no Programa Exploratório Mínimo (PEM).

Foram 30 dias de muitas atividades no setor brasileiro, pois no meio do caminho ainda teve outro duplo evento, a OTC Brasil– Rio Pipeline 2017, no Rio de Janeiro (veja matéria nessa edição). “O Brasil está de volta ao cenário do mercado de petróleo mundial”, afirmou o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, após os dois leilões do pré-sal, que começaram atrasados devido a uma liminar da Justiça Federal do Amazonas, que acabou sendo derrubada.

Antes do início da dupla rodada em um hotel da zona Oeste do Rio, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho faria uma previsão otimista. “O

sucesso dele (do leilão) será estrondoso suficiente para que se possa alardear pelos quatro cantos do mundo", afirmou, ao lado do ministro-chefe da Secretaria-Geral da Presidência da República, Wellington Moreira Franco.

A expectativa se devia à participação de nada menos que dezesseis petroleiras internacionais na disputa de TN Petróleo 116

17

rodadas do pré-sal

oito blocos, seis da Bacia de Santos e dois, na de Campos, dos quais a Petrobras já havia manifestado o direito de preferência para atuar como operadora em três. E acabou levando, com parceiros, metade dos seis blocos arrematados, que geraram R$ 6,15 bilhões de arrecadação em bônus de assinatura de R$ 760 milhões em investimentos previstos no PEM, mas sem os altos ágios registrados no 14º leilão.

Aquisições estratégicas A ANP ofereceu na 2ª Rodada quatro blocos com jazidas unitizáveis, consideradas estratégicas, uma vez que são adjacentes a campos ou prospectos cujos reservatórios se estendem para além da área contratada. Foram os blocos de Sul de Gato do Mato, Norte de Carcará e Entorno de Sapinhoá (Bacia de Santos) e sudoeste de Tartaruga Verde (Bacia de Campos).

Nas licitações sob o regime de partilha da produção, as empresas vencedoras são as que oferecem ao Estado brasileiro, a partir de um percentual mínimo fixado no edital, a maior parcela de petróleo e gás natural produzido (ou seja, a maior parcela de excedente em óleo). Os bônus de assinatura, também determinados no edital, são fixos.

A unitização, ou individualização da produção, viabiliza por meio de 18

TN Petróleo 116

um projeto único o desenvolvimento da produção de uma jazida que se estenda por áreas de concessão, cessão onerosa ou partilha pertencentes a operadores diferentes ou por áreas ainda não contratadas Foram arrematados três blocos, dos quatro oferecidos (não houve oferta para Tartaruga Verde), gerando R$ 3,3 bilhões de arrecadação em bônus de assinatura e R$ 304 milhões em investimentos previstos no PEM. O ágio médio do excedente em óleo da rodada foi de 260,98%.

A Petrobras optou por ser operadora no bloco unitizável ao Campo de Sapinhoá (Entorno de Sapinhoá), uma vez que se trata do segundo maior produtor do pré-sal brasileiro, depois de Lula. A estatal, com 45%, apresentou a oferta vencedora, em consórcio formado com a Shell Brasil (35%) e a Repsol Sinopec (20%), os mesmo com quem já atua no campo produtor.

Foi o maior índice de óleo excedente ofertado à União – 80%.

Como era esperado, as petroleiras que tinham interesses em áreas adjacentes adquiriram os blocos unitizáveis vizinhos: Sul de Gato do Mato ficou com Shell (80%) e Total (20%), que ofertaram 11,53% de excedente ao Estado brasileiro, e Norte de Carcará foi arrematado pela Statoil (que havia comprado o bloco BM-S-8, onde está

a jazida de Carcará, em meados 2016), em sociedade com a Exxom (40%) e a Petrogal (20%). O consórcio ofereceu o segundo maior valor em excedente de óleo: 67,12% .

Não deu Pau Brasil Logo em seguida foi realizada a 3ª rodada, na qual foram arrematados três blocos, dos quatro oferecidos, gerando R$ 2,85 bilhões de arrecadação em bônus de assinatura e R$ 456 milhões em investimentos previstos PEM, com ágio médio do excedente em óleo de 236,3%.

Dessa vez a Petrobras decidiu exercer o direito de preferência para atuar como operadora em dois blocos, Peroba e Alto de Cabo Frio – Central. No bloco de Peroba, a estatal, com 40%, formou consórcio com a CNODC (20%), subsidiária da CNPC, parceira no pré-sal (Libra) e BP Energy (40%), que também atua em parceria com a companhia na Margem Equatorial e na Bacia de Campos. Já para Alto de Cabo Frio – Central, com 50% cada uma, Petrobras e BP deram a oferta vencedora. Os dois consórcios ofertaram o maior volume de óleo excedente.

Os dois ativos são estratégicos e com enorme potencial. Peroba está encravada ao sul de Lula e a oeste de Sapinhoá, que juntos respondem por

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rodadas do pré-sal

80% da produção do pré-sal. A 300 quilômetros da costa e em águas de 220 metros de profundidade, ela também está a sudoeste do campo de Júpiter, operado pela Petrobras (80%) e Petrogal Brasil (20%). Já Alto de Cabo Frio Central está situado à nordeste do campo de Libra, em águas que variam de 1700 a 2900 metros de profundidade, a 150 quilômetros da costa. Com essa aquisição a estatal, junto com seus parceiros em Libra, poderá consolidar um corredor de

produção conectando as duas bacias, Santos e Campos.

O prospecto de Alto de Cabo Frio Oeste foi arrematado pela Shell Brasil (55%*), CNOOC Petroleum (20%) e QPI Brasil (25%), enquanto que o de Pau-Brasil não recebeu nenhum lance, embora tenha tido reservas estimadas de 2,5 bilhões de barris de óleo recuperável pela ex-diretora Magda Chambriard, em 2014, de um total de 8 bilhões de barris de óleo in situ (ainda não aprovado e que pode ou não ser

recuperável).

A área de Pau-Brasil, assim como Peroba e o entorno de Júpiter, já haviam sido avaliadas em 2013, juntamente com Libra, para o primeiro leilão em regime de partilha, conforme relatório do Tribunal de Contas da União (TCU) publicado em junho daquele ano.

A

indústria de óleo e gás já tem compromisso certo no primeiro semestre de 2018: a 15ª rodada de licitações de blocos exploratórios foi marcada para 29 de março, enquanto que o 4º leilão do pré-sal em regime de partilha será realizado no dia 7 de junho.

As datas constam nas resoluções 21 e 22 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), publicadas no dia 24 de novembro, em edição extra do Diário Oficial da União (DOU), autorizando a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis a realizar as duas rodadas.

A Petrobras tem 30 dias para manifestar se vai exercer seu direito de preferência em alguma área do pré-sal na quarta rodada, na qual serão ofertadas as áreas de Itaimbezinho, Três Marias, Dois Irmãos, Saturno e Uirapuru, nas bacias de Campos e Santos.

Já na 15ª rodada, serão ofertados 70 blocos nas bacias sedimentares marítimas do Ceará,

20

TN Petróleo 116

Potiguar, Sergipe-Alagoas, Campos e Santos e nas bacias terrestres do Parnaíba e do Paraná, totalizando 95,5 mil km² de área. Os compromissos de conteúdo local serão definidos em cláusulas específicas do contrato e não serão adotados como critério de julgamento das ofertas na licitação.

TN Petrรณleo 116

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Cobertura Especial: OTC BRASIL 2017 – RIO PIPELINE

JÁ É HORA DE RECOLHER ÂNCORAS

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TN Petróleo 116

Evento duplo, reflexo da crise que se estende há mais de três anos, a OTC Brasil - Rio Pipeline 2017 sinalizou que a indústria de óleo e gás quer ‘recolher âncoras e soltar as amarras’ para singrar as águas da retomada do crescimento econômico. As petroleiras internacionais que ‘fundearam’ no pré-sal e em blocos exploratórios na costa brasileira nos últimos reforçam as expectativas de que o país, retome o rumo do desenvolvimento, movido por essa energia que mobiliza o mundo.

por Beatriz Cardoso

TN Petróleo 116

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otc brasil 2017 – rio pipeline

R

efletindo a complexidade do que acontece nos campos offshore de petróleo e gás, onde os dutos escoam o hidrocarboneto extraído pelas unidades estacionárias de produção, as UEPs, o Riocentro reuniu a cadeia produtiva da indústria de óleo e gás em dois eventos complementares – a OTC Brasil e a Rio Pipeline.

Pela primeira vez, a marca do mais famoso congresso offshore do mundo apareceu ao lado do principal evento de dutos da América Latina, mostrando que otimizar é palavra de ordem. E mais do que bem-vinda em uma cadeia produtiva que tem buscado ampliar seu portfólio de soluções de forma a atender a demanda dessa indústria.

Com uma programação essencialmente técnica, os dois eventos atraíram 8.500 visitantes e 120 empresas de 20 países, durante os três dias do evento, realizado entre 24 e 26 de outubro, no Rio de Janeiro.

Números que poderiam parecer modestos não fossem o peso dos participantes, a começar pelos patrocinadores, entre as quais petroleiras como Petrobras, Total, Shell, BP, Statoil, ExxonMobil, Galp/Petrogal, CNOCC, Repsol Sinopec, todas elas com um pé no pré-sal, além da Chevron e TBG. Sem falar em gigantes que fornecem plataformas, equipamentos e soluções para as petroleiras, como a Baker Hughes – a GE Company, TechnipFMC, Saipem, Vallourec, Aker Solutions, Subsea7, OceanPact, entre outras.

As mais de 800 pessoas que participaram da solenidade de abertura eram um sinal inconteste de que as expectativas eram altas. Principalmente por que no dia seguinte ao encerramento do evento seria realizado o duplo leilão do pré-sal. Ou seja: as petroleiras vieram à feira, literalmente: participaram do congresso, da rodada de negócios, fizeram network, prospectaram parcerias e

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TN Petróleo 116

depois, apresentaram seus lances. E os fornecedores fizeram a sua parte.

Apostas reforçadas pelos dirigentes do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), um dos organizadores do evento, ao lado da Society Petroleum Engineering (SPE), e da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e do Ministério de Minas e Energia (MME), dando boas-vindas a partes das operadoras que iriam dias depois ao leilão do pré-sal.

Décio Oddone, diretor-geral da ANP, lembrou que a tecnologia nunca foi tão importante para o futuro e que a Agência tem a responsabilidade de regular a digitalização do setor – o que certamente impactará a indústria. “No próximo evento, estaremos vivendo essa retomada que começa agora”, afirmou na abertura do evento, conduzidas pelos chairmans da OTC Brasil, João Carlos de Luca, e da Rio Pipeline, Marcelino Guedes.

O tema dos leilões foi inserido por Márcio Félix, secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério das Minas e Energia, que antecipou o calendário de rodadas de 2018, anunciado apenas no final de novembro. “Tudo indica que a 15a Rodada acontecerá no final de março e a 4a Rodada do pré-sal, em junho”.

Já o presidente da Petrobras, Pedro Parente, preferiu falar dos desafios, afirmando que ainda há um longo caminho a percorrer em relação ao uso de novas tecnologias para facilitar a exploração em águas profundas. “Nós precisamos olhar para frente e continuar o nosso negócio”.

“O setor de energia inicia um novo ciclo, em um ambiente mais transparente, com mais investimentos e competitividade”, afirmou Jorge Camargo, presidente do IBP, instituição que comemorou em novembro 60 anos de atuação.

Impasse ambiental No primeiro dia, no almoço-palestra “Oportunidades para os negócios de petróleo no Brasil”, que teve como moderador Jorge Camargo, presidente do IBP, Marcio Felix, revelou aos cerca de 350 convivas pagantes que o Ibama, em conversas com o Ministério do Meio Ambiente, afirmou que liberaria licenças ambientais pendentes para operação sísmica nas Bacias de Potiguar e de Foz do Amazonas.

“Hoje em dia, temos uma média de três anos de espera para a licença ambiental sair. Mas acredito que estamos vivendo algum avanço no que diz respeito aos processos de licenciamento e estamos trabalhando para ter um maior equilíbrio nessa área”, disse o secretário.

Márcio Félix também reforçou os desafios do governo em olhar com cuidado questões como unitização, conteúdo local e Repetro. Segundo ele, é necessário focar no avanço do ambiente regulatório brasileiro para que mais empresas de todo o mundo continuem a investir no Brasil.

No painel “Novas alianças no mercado subsea: o que os operadores podem esperar?”, o CEO da Aker Solutions, Luis Araújo, afirmou que a empresa investe fortemente em digitalização e no compartilhamento de dados.

“A digitalização é o caminho para buscar soluções e reduzir custos e o data sharing é muito importante para o desenvolvimento da indústria.

Na Noruega, o compartilhamento de informações já é uma realidade e acredito que deveria ser assim no Brasil também”, afirmou o executivo.

Para Donald Sweet, vice-presidente de Soluções Integradas e Vendas da OneSubsea, firmar alianças torna o mercado mais competitivo, porque diminui os riscos e aumenta o interesse para investimentos. A opinião do executivo foi compartilhada por Jesus Grande, presidente da BHGE para América Latina.

Ele afirmou que parcerias recentes aumentaram a capacidade de atuação da companhia, que hoje pode ser considerada uma empresa de fullstream.

“Atualmente, temos um portfólio extenso e expertise nas áreas de upstream, midstream e downstream. Essa é a melhor maneira de trazer energia para o mundo”, disse.

No segundo dia, o painel “Exploração e Desenvolvimento no Brasil: Oportunidades, Desafios e Perspectivas”, reuniu executivos de companhias de petróleo que atuam no Brasil. Maxime Rabilloud, diretor-geral da Total E&P do Brasil, afirmou que a companhia considera o país um mercado estratégico, tendo planos de investimentos da ordem de R$ 24 bilhões entre 2013 e 2018. “Vamos defender que os reguladores baixem as taxas para campos com menor capacidade de produção, alguns com descobertas de mais de 20 anos, mas que não foram desenvolvidos, como é o caso de Xerelete”, disse Rabilloud.

Tecnologias e ambiente cooperativo O campo de Libra, na Bacia de Santos, foi destaque de um painel sobre tecnologias. Na sessão “Libra Development”, Orlando Ribeiro, gerente-geral da Petrobras, falou que a empresa estuda possibilidades de exportar gás do campo por meio de um novo hub e tecnologias capazes de aumentar a pressão para separação do gás. “Além disso, haverá uma transformação na estratégia, cultura e processos de Libra, por meio do uso de tecnologias digitais que aumentem significantemente o desempenho do projeto. Será possível criar novos TN Petróleo 116

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otc brasil 2017 – rio pipeline

Foto: Saulo Cruz, MME

resultados através do compartilhamento de dados e integração”, completou.

No último dia do evento, Solange Guedes, diretora executiva da Petrobras E&P, moderou uma sessão que teve a participação do ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, que reforçou apolítica do governo para o setor de óleo e gás. “Ainda há muito a ser feito, mas a realização de eventos como a OTC Brasil mostra que estamos no caminho certo.

A indústria brasileira de petróleo vai sair muito maior ao final desta semana”, disse.

O secretário Márcio Félix (MME), Décio Oddone, da ANP, Jor-

Rio Pipeline: drones e robôs

I

novações tecnológicas para a indústria de dutos foram o mote da Rio Pipeline 2017, na qual o uso de drones e a análise de dados se destacaram como soluções mais rápidas e econômicas para os problemas encontrados por profissionais da área, ao lado dos já conhecidos robôs de inspeção.

Com a recente regulamentação para a utilização de drones no Brasil, o mercado pode se adaptar e usar a ferramenta a seu favor.

Carlos Hennig, diretor técnico da Skydrones, falou sobre como o uso dos aparelhos ajudam na captação de imagens em alta resolução e inspeções durante o fórum especial sobre o assunto.

Henning ressaltou a necessidade de integrar o emprego dos drones com a coleta de informações e 26

TN Petróleo 116

análise de dados. “A tecnologia atual exige, além de um piloto especializado, uma pessoa para processar as imagens após o voo e analisar os dados. Assim chegamos a resultados mais precisos”, explicou.

Em terra firme, em áreas confinadas ou dentro dos dutos, os robôs continuam sendo essenciais para o setor. “A robótica é uma das tecnologias precursoras da indústria 4.0, sendo crucial para todos os setores que desenvolvem operações de alto risco, pois integra soluções que aumentam a eficácia e segurança operacional, minimizando o risco humano e ambiental”, afirma Eduardo Costa, CEO da Ouro Negro para a Rio Pipeline um trio de robôs da recém incorporada Insfor.

Entre eles o Simas, robô de inspeção modular para análise de

soldas, que faz medições de altura (com incerteza de 0,03mm) das soldas de penetração da raiz e de estruturas tubulares. Equipado com câmera de alta definição, com movimentação pan/tilt e projeção laser, o Simas grava vídeo e imagens estanques, processadas por software de tecnologia própria.

“O robô Simas foi utilizado durante a soldagem dos risers e algumas estruturas da plataforma

ge Camargo, do IBP e José Firmo, presidente da Abespetro, no painel “Bringing together key players for the resumption of the oil and gas production process in Brazil”, debateram como a maior cooperação entre todos os elos da indústria é essencial para o crescimento do setor, impulsionando produção e a cadeia de suprimentos.

Segundo os palestrantes, somente a busca por consenso irá acelerar a retomada dos 500 mil empregos perdidos no setor nos últimos anos.

Camargo e Oddone ressaltaram ainda a necessidade de o país investir em PD&I na área de óleo e gás para aumentar a produtividade de campos já em produção e acelerar o desenvolvimento de novas áreas com o uso de tecnologias avançadas.

A programação contou ainda com almoço-palestra de Andrew Brown, diretor global de E&P da Shell, que falou sobre a competitividade

nos mercados de águas profundas e shales. Segundo ele, apesar das diferenças, ambos estão se aprimorando substancialmente. “Existe uma significativa oportunidade de crescimento e um contínuo aperfeiçoamento para se manter competitivo”, afirmou.

No painel “Pre-salt development – 1 billion bbl cumulative production: concepts, implementation and first results”, Joelson Mendes, gerente executivo da Petrobras, disse que “as

P-55, além de projetos do pré-sal nos campos de Sapinhoá e Cernambi”, explica Julio Guedes, fundador da pioneira Insfor, responsável pela área de Robótica da Ouro Negro.

Com recursos desses quilates, a análise e processamento de dados é essencial segundo Danny Aronson, da Transpetro. “O uso de Big Data pode ajudar a achar soluções para o que nós nem sabíamos que existia. A logística de transporte de combustível, por exemplo, pode nos trazer dados que otimizem a compra e entrega da quantidade do produto”, ressaltou, afirmando que esses recursos nos sistemas de midstream (dutos e terminais) ainda estão em desenvolvimento.

O futuro da regulamentação foi o tema abordado por Luciana Rocha, da ANP, que defendeu a necessidade de mudanças. “Desde a aprovação da legislação para o gás natural, em 2009, nenhum

gasoduto foi construído. Propostas como a ‘Gás para crescer’, se aprovadas, trarão mais oportunidades para o setor, como a aprovação para exploração e não mais uma concessão como é hoje”, explicou.

O Chairman da Rio Pipeline 2017, Marcelino Guedes, pediu, ao final do evento, foco na internacionalização do setor brasileiro, com a troca de experiência com outros países. “Depois do sucesso desta edição, com mais de 1400 pessoas presentes, temos que ocupar o nosso espaço na comunidade internacional e mostrar nossa competência na International Pipeline Conference (IPC), em 2018, no Canadá”, destacou Marcelino, ainda sobre a internacionalização do segmento de dutos.

reservas do pré-sal excederam as expectativas”. Ele destacou que a área é muito lucrativa e oferece baixos custos de produção, com significativas vantagens competitivas para as empresas. Atualmente, a exploração na região é responsável por 51% da produção da estatal, enquanto os outros 49% ficam para o pós-sal e as operações offshore. Um atrativo extra para as operadoras que já tinham lances prontos em envelopes para apresentar no leilão do dia seguinte

Empresas atentas Mais além de aferir como está o termômetro do mercado, a cadeia produtiva que expôs no duplo evento, buscou se posicionar perante o mercado. “Foi uma oportunidade para apresentar a um público qualificado todo o potencial do estaleiro, construído e capaz de operar com tecnologia de ponta, estado da arte em nível mundial. A presença na

Premiações Durante o terceiro dia de evento projetos foram premiados. Pedro Altoé Ferreira recebeu o Calgary Award, instituído em 2001 pelo IBP. Como parte do prêmio, o vencedor vai se apresentar na International Pipeline Conference, em 2018, em Calgary, Canadá.

Tran Mah-Paulson, da TWD, ganhou o Global Pipeline Award, prêmio que é concedido desde 2005 pela Divisão de Sistemas de Dutos (PSD) da Sociedade Americana de Engenheiros Mecânicos (ASME) em reconhecimento a inovações e avanços tecnológicos realizados por organizações na área de transporte dutoviário.

A cerimônia também homenageou o ex-diretor da Petrobras Orfila Lima dos Santos com o Life Achievement Award pelo trabalho pioneiro no setor de dutos.

Falecido em 2016, a filha Isabel recebeu o prêmio.

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otc brasil 2017 – rio pipeline

feira foi importante para mostrar ao mercado que estamos prontos a voltar a operar oferecendo o que há de melhor na construção naval”, avaliou Fernando Barbosa, presidente do Estaleiro Enseada. Único estaleiro presente na OTC Brasil, o Enseada contabilizou mais de 500 visitantes em seu estande, entre os quais o ministro de Minas e Energia (MME), Fernando Coelho Filho, o secretário de Petróleo e Gás do (MME), Márcio Félix. O Enseada, que dispõe de mais 100 mil toneladas de capacidade de processamento de aço por ano, 1.800 toneladas de capacidade de lifting e mais de 1.000 metros de cais, é dotado ainda de equipe com vasta experiência em projetos navais e offshore, treinada na tecnologia japonesa da Kawasaki Heavy Industries (referência mundial em qualidade e produtividade), por intermédio de um processo de transferência de tecnologia que trouxe maior eficiência para seus profissionais e instalações.

Atualmente o parque industrial da Enseada ocupa uma área de 1,6 milhão de metros quadrados na

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Bahia, em localização estratégica e favorável ao desenvolvimento de projetos navais e offshore de alta complexidade, em região de águas abrigadas, com grande calado e área para manobras de embarcações de grande porte, na foz do rio Paraguaçu, a 23 milhas náuticas de Salvador.

A Chemtech, empresa de origem brasileira que hoje integra o grupo Siemens, também foi a OTC Brasil prospectar negócios. Afinal, a marca Siemens como um todo tem produtos, soluções e/ou engenharia em 2/3 das plataformas, 45% da produção nacional de Óleo & Gás e 100% da infraestrutura de exploração de Gás natural do país. Números que o grupo tem orgulho de contabilizar, assim como a Chemtech, que há 25 anos realiza projetos de engenharia, soluções integradas e desenvolve sistemas industriais no Brasil e no exterior.

“Como parte do grupo Siemens desde 2001, hoje a Chemtech possui

atuação global, com representações internacionais nos Estados Unidos e na Alemanha”, pontua Achilli Sfizzo, CEO da Chemtech. “Na área de petróleo e gás, estamos presentes em 45% da produção nacional, com previsão de chegar a 60% até 2020”, adianta o executivo, de olho nas oportunidades de um mercado que começa a ganhar novos players em função dos leilões da ANP. “O leilão é um ponto de partida: a Chemtech pode começar a atuar desde a engenharia conceitual de um projeto, ponto de partido de um empreendimento de desenvolvimento da produção”, salienta Sfizzo.

Outro gigante da cadeia de fornecedores, a Tenaris apresentou linepipes de alta especificação técnica e um modelo de serviços integrados, o Rig Direct™, no duplo evento. “É um novo modelo de serviço que busca tornar as operações de petróleo e gás mais eficientes por levar qualidade e expertise diretamente ao local da sonda de perfuração, atuando em três frentes: consultoria técnica, gerenciamento de materiais tubulares e serviço de campo”, destacou Idarilho Nascimento, diretor comercial da Tenaris.

No Brasil, a unidade fica em Rio das Ostras, Rio de Janeiro, suportando as operações offshore de exploração & produção. Os serviços da Tenaris compreendem principalmente: gestão dos tubos, planejamento da demanda e administração do estoque, preparação pré-embarque, identificação tubo-a-tubo pelo novo aplicativo PipeTracer™, fornecimento de material, especialistas de campo, entre outros.

Nos últimos 5 anos, a empresa investiu mais de 370 milhões de dólares no Brasil para fortalecer a oferta de produtos e serviços. A fábrica da

empresa em Pindamonhangaba, no interior de São Paulo, está trabalhando atualmente no projeto mais complexo da história da empresa no país: a produção de tubos de alta especificação técnica para o desenvolvimento de um campo no Egito. A fábrica já forneceu mais de 1.600 km de tubos para o offshore brasileiro e para projetos em Angola e Gana. “Estamos com uma expectativa muito positiva para a retomada do mercado de óleo e gás no Brasil, com a entrada de novos players. Enquanto isso, seguimos exportando para grandes projetos internacionais”, conclui Nascimento.

A Techint Engenharia e Construção também foi a OTC mostrar como está preparada para atender ao mercado com sua unidade offshore, localizada em Pontal do Paraná (PR). “É uma das poucas unidades offshore com estrutura plenamente apta a atender demandas por construção de plataformas flutuantes. Queremos mostrar ao mercado que é possível desenvolver no Brasil projetos de conteúdo local com tecnologia de qualidade e prazos eficientes”, ressalta o diretor comercial, Luis Guilherme Sá.

A empresa está concluindo a integração dos módulos e finalizando a conversão do casco da plataforma P-76, que será finalizada ano que vem. Dos 20 módulos da plataforma, 15 foram executados no Brasil pela própria Techint. Um projeto competitivo e com 71% de conteúdo local de qualidade. Com capacidade de produção de 150 mil barris de petróleo, a plataforma vai operar na fase 3 do campo de Búzios, operado pela Petrobras sob regime de cessão onerosa, no pré-sal. A Unidade Offshore da Techint emprega mais de 4 mil pessoas e realizou investimentos de mais de 300 milhões de reais, nos últimos 5 anos.

Também de olho no reaquecimento do mercado, o Parque Industrial Bellavista, em Macaé, anunciou sua expansão durante a OTC Brasil 2017.

Um dos maiores empreendimentos industriais fluminense, o parque tem cerca de 1 milhão de m² já ocupados por algumas das principais empresas mundiais do setor de petróleo e gás, como Petrobras, Schlumberger, National Oilwell Varco, Nalco Champion e Swire Oilfield Services.

Novos formatos e terrenos com galpões prontos e uma área total de 3 milhões de metros quadrados, disponíveis para venda ou aluguel, foram algumas das novidades apresentadas durante o evento pelo empresário Leonardo Dias. “Com a pavimentação da Estrada de Santa Tereza, o Parque Industrial será conectado à BR-101, economizando tempo e dinheiro no transporte de cargas, e provendo mais segurança e rapidez no acesso a outros centros, como Campos, Vitória e todo o Rio de Janeiro”, explicou.

“Temos importantes diferenciais, como: transporte público já disponível para a área do empreendimento, nossas vias de acesso foram planejadas para tráfego de veículos pesados, e o complexo já conta com serviços de fibra ótica, gás natural, rede de energia elétrica de alta capacidade, coleta de lixo”, completou o executivo.

Rodada de negócios deve movimentar R$ 87 milhões Nesta edição da OTC Brasil, novamente o Sebrae-RJ, em parceria com a Firjan e o IBP, promoveu a já tradicional rodada de negócios entre grandes e pequenas empresas, reunindo 28 companhias âncoras e cerca de 160 pequenas fornecedoras de nove estados – sendo 60% delas do Rio de Janeiro (Niterói, Volta Redonda, Macaé, entre outros municípios).

A expectativa dos organizadores é de que os negócios devem movimentar um volume de cerca de R$ 87 milhões nos próximos anos.

No Espaço Sebrae houve atendimento, palestras sobre oportunidades de negócios e sobre o fornecimento para o setor e rodadas de negócios.

As empresas âncoras foram Alphtec S.A, Asca Equipamentos Industriais, Air Liquide, Baker Hughes, GE Company, BR Distribuidora, BP Energy, Concremat, Codemar, Chevron, Delp, Forship, Maersk, Manserv, Nuclep, PetroRio, Queiroz Galvão, Shell, Saipem do Brasil, SBM Offshore, Sherwin Williams, Sotreq, Subsea7, TechnipFMC, Transocean, Tridimensional, Vanasa Multigas e Odebrecht.

Entre os 160 fornecedores, 80% são microempresas e 20%, de pequeno porte – 60% serviços; 20% indústria e 20% comércio.

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Profissional do Futuro abre mais vagas O PROGRAMA “Profissional do Futuro”, voltado para promover, atrair e integrar estudantes à indústria de petróleo e gás, lotou o auditório de universitários e reuniu especialistas de recursos humanos e da indústria para falar sobre o mercado de trabalho.

Organizado pelo Comitê Jovem do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), a primeira sessão do Profissional do Futuro teve a participação do Chairman da OTC, Wafik Beydoun, que reforçou a importância de habilidades além da área técnica para o sucesso profissional. “É muito importante desenvolver o lado com o qual você não está acostumado a lidar.

Comportamento e comunicação, por exemplo, não são práticas que se aprendem na faculdade, mas são tão importantes quanto”, enfatizou.

O programa abriu 200 novas vagas nessa edição da OTC Brasil e Rio Pipeline 2017, que foram divididas igualmente entre duas sessões, que reuniram universitários de todo o Brasil, juntamente com CEOs e especialistas da indústria, para promover troca de experiências e networking.

Sob o tema “A retomada da indústria de óleo e gás e as oportunidades de carreira para os jovens”, 30

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os encontros abordaram questões como o panorama da indústria de O&G no Brasil, os caminhos de carreira para jovens profissionais e como impulsionar oportunidades em um cenário de retomada.

A primeira sessão, teve a participação de Júlio César Moreira, ex-diretor geral da Rosneft, Gabriela Shiramizo, Regional Technical Sales – RJ/ES da Arkema Química, e Daniel Magalhães, gerente da prática de consultoria de Capital Humano da Deloitte.

Participaram da segunda Luiz Eduardo Rubião, CEO da Radix Engenharia, Christiano Pereira, assistente de Auditoria da KPMG, e Alessandra Simões, sócia da UpHill Executive Search.

Para a headhunter e sócia da consultoria UpHill, Alessandra Simões, é preciso pensar na carreira de maneira estratégica. “O aluno precisa investir nele agora, enquanto está na faculdade, e características como comunicabilidade e atitude estão sendo muito procuradas em possíveis candidatos”, conta.

O aluno da UFF Cristiano Pereira e membro do Comitê Jovem do IBP, que esteve na plateia da edição 2015, voltou este ano como palestrante para contar como a visão do mercado mudou depois da experiência. “Eu não passei na minha primeira entrevista por ser muito tímido. Hoje, depois do que aprendi em eventos como esse, como sobre a importância do networking, minha carreira tomou outro rumo e estou aqui falando para jovens que podem mudar também”, lembra.

Já no espaço da Arena do Conhecimento, estudantes que almejam carreiras no setor puderam escutar e conversar com jovens que trabalham na indústria.

Representantes do Young Pipeline Professionals (YPP) dividiram experiências do segmento com os participantes, ressaltando a importância de manter o público jovem engajado.

eventos

1ª Semana de Negócios e Ciência Brasil-Noruega

Noruega reforça parcerias na área de energia no Brasil Oitava maior investidora direta no país, Noruega realizou 14 eventos em três capitais brasileiras, com foco em petróleo e gás natural, energias renováveis e negócios no ambiente marinho. por Beatriz Cardoso

UM DOS MERCADOS importantes

monitoramento, digitalização, indústria

tos praticamente dobraram nos últimos

para indústria da Noruega, o Brasil

4.0, novas tecnologias (em aquisição de

cinco anos, passando de US$ 11 bilhões

abriga cerca de 180 companhias da-

dados, processamento, monitoramento,

em 2012, para US$ 21,3 bilhões em

quele país, de diversos setores e áreas

completação de poços etc.), desafios no

2016. A indústria petrolífera brasileira

tecnológicas. De acordo com a agência

pré-sal, redução de custos, segurança

lidera a atração de investimentos, que

de fomento norueguesa Innovation

e licenciamento ambiental.

aumentaram em 140% desde 2014 nos

Norway, seis de cada dez das maiores

“É uma oportunidade fantástica

setores de óleo e gás, naval e offshore.

empresas da Noruega têm presença

para avançarmos nos debates com os

Não estão contabilizados os recursos que

significativa no Brasil.

decisores políticos (policy makers), a in-

serão alocados nos contratos com a ANP,

Por isso mesmo, como parte da

dústria e a academia sobre as novas ten-

decorrentes dos leilões realizados este

estratégia para fortalecer ainda mais

dências para as chamadas cross industry

ano, nos quais a Statoil fez aquisições.

a cooperação entre os dois países, o

technologies – tecnologias utilizadas em

Participaram dos 14 eventos, que

Brasil abrigou a 1ª Semana de Negó-

um setor que podem ser aplicadas em

somaram cerca de 100 painéis, me-

cios e Ciência Brasil-Noruega, que

outros segmentos, como, por exemplo,

sas redondas ou sessões, em torno de

teve o apoio de instituições públicas

da indústria de O&G para a área de

200 palestrantes, representantes de

e privadas dos dois países, entre em-

energias renováveis offshore. Essa é

companhias de petróleo como Statoil,

presas, órgãos públicos, universidades,

uma maneira inteligente de pensar o

Petrobras, Shell, entre outras; forne-

bancos de investimentos, federações e

uso dos recursos oceânicos”, afirmou

cedores de bens e serviços da cadeia

associações setoriais.

a vice-ministra de Petróleo e Energia

produtiva de óleo e gás, como Subsea

Dois seminários, sobre Biodiver-

da Noruega, Ingvil Smines Tybring-

7, Aker Solutions, DNV GL, Kongsberg

sidade Amazônica e sua Evolução e

-Gjedde, que veio ao Brasil especial-

Maritime, Teekay, CBO, Mercosul Line,

Exploração de Recursos Minerais e o

mente para participar dessa semana.

SolstadFarstad, Rystad Energy, GCE

Desenvolvimento Sustentável na Ama-

Os investimentos realizados pela

Subsea, DNB, Grupo Lorentzen, PGS,

zônia, realizados em Belém do Pará, no

Noruega em 2016 no Brasil somaram

IDG, Prooceano, REMOTECK NCE

dia 31 de outubro, marcaram a abertura

US$2,9 bilhões, ficando entre os oito

Maritime Cleantech (cluster norue-

dessa ação. A semana propriamente

maiores investimentos externos dire-

guês da área marítima); instituições

dita foi aberta oficialmente no dia 6 de

tos (FDI, Foreign Direct Investments),

de pesquisas como Cenpes-Petrobras,

novembro, com eventos em Brasília,

superando países como Japão, China,

LabOceano da COPPE/UFRJ, SINTEF

onde houve uma mesa redonda sobre

Alemanha, entre outros. Os investimen-

Ocean (Noruega).

as Operações na Antártica, e a quarta edição da Conferencia Brasil Noruega, com foco em petróleo e gás, no Rio de Janeiro, enquanto em São Paulo erma nologia da informação e comunicação e energias renováveis.

Na pauta da semana, temas relevantes para a indústria petrolífera, como descomissionamento, recuperação avançada, sistemas submarinos, big data,

Foto: Paulo Mumia

debatidos temas como aquicultura, tec-

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perfil empresa

Menos desperdício, mais eficiência no

setor petrolífero Vallourec reduz desperdício para aumentar eficiência na planta de transportes e serviços.

VALLOUREC TRANSPORTES E SERVIÇOS Rua do Plataformista Zona Especial de Negócios Rio das Ostras - RJ Tel.: + 55 (22) 3321-8785 www.vallourec.com/br 32

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E

liminar desperdício e simplificar processos são desafios para qualquer empresa, especialmente no segmento petrolífero. Nesse contexto, a Vallourec –líder mundial em soluções tubulares premium– construiu sua estratégia baseada em um modelo de gestão, o Vallourec Management System (VMS), que fornece conceitos, princípios, ferramentas e know-how para organizar melhor os processos produtivos.

O Lean Vallourec Management System (VMS Lean) foi criado para atender, sustentar e melhorar o desempenho global da empresa e satisfazer seus clientes e stakeholders. Esse modelo de gestão foi inspirado na filosofia japonesa Lean Manufacturing.

No Brasil, essa jornada de transformação nos padrões de gestão foi alavancada em 2012, quando a empresa realizou um projeto–piloto (Vulcano). O objetivo foi diagnosticar o desempenho dos serviços prestados pela área de tubos petrolíferos e rosqueamento da usina Barreiro, em Belo Horizonte (MG). O grupo definiu e mensurou os principais

processos, identificou onde havia desperdício e propôs melhorias. As mudanças realizadas permitiram um aumento da capacidade da planta de rosqueamento em 30%.

O bom resultado do projeto-piloto levou a Vallourec a implantar sua estratégia de desdobramento do VMS Lean nas demais plantas no Brasil. Esse avanço foi feito por meio da estruturação de um departamento transversal de consultores internos de análise técnica e performance, que assessoram os responsáveis pelas plantas a disseminar a filosofia Lean nas unidades.

Atualmente, há projetos de VMS Lean em toda cadeia de suprimentos, desde a unidade Vallourec Florestal, em Curvelo (MG), até a Vallourec Trans-

portes e Serviços (VTS), localizada em Rio das Ostras (RJ) e especializada na prestação de serviços para o setor de Óleo e Gás. A aplicação do Lean na VTS reduziu o tempo de manutenção de tubos em 80% e tem gerado uma economia mensal superior a R$ 100 mil para a unidade.

“A empresa já adotava uma filosofia de gestão de melhoria contínua antes do Lean VMS: a filosofia do Total Quality Management (TQM), que busca compartilhar com todos a responsabilidade de garantir a qualidade. A abordagem prática do Lean veio para reforçar os ganhos obtidos com o TQM. Percebemos que a melhor maneira de gerenciar nossos processos é sempre buscar enxergar onde há desperdício e desenvolver ações para eliminá-lo. Afinal, desperdício é ruim tanto para a empresa quanto para os clientes”, destaca Bernardo Pestana, gerente de Supply chain da VTS.

Eficiência nos processos logísticos na VTS Na VTS, o projeto principal que centraliza as melhorias de processos é o Lead 10, nome que traduz a visão da liderança em atender os clientes em menos de dez dias.

Para reduzir o tempo de transporte, por exemplo, foi criado um Grupo de Melhoria Contínua (GMC), cujo objetivo é eliminar atividades que não trazem valor aos clientes e, assim, impactar positivamente a eficiência da planta.

A partir da análise dos gargalos das linhas de produção da VTS, foi percebida a oportunidade de diminuir o número de solicitações para movimentações desnecessárias de materiais para serviço, além de reordenar as demandas. Um simulador de atendimento das linhas foi criado, com base no conceito de “ilk Run”, que, baseando-se nas capacidades instaladas e nas demandas dos clientes, abastece os tubos nas linhas de

Sobre a Vallourec A Vallourec é líder mundial em soluções tubulares premium, fornecendo principalmente para os mercados de energia (petróleo e gás, geração de energia). Sua experiência se estende também ao setor industrial (incluindo mecânico, automotivo e construção). Com mais de 23 mil funcionários, plantas integradas em mais de 20 países e constantes investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento, a Vallourec oferece aos seus clientes soluções inovadoras, em todo o mundo, para responder aos desafios energéticos do século 21. produção no tempo certo e coleta os produtos acabados na mesma viagem.

“Estamos ainda mais próximos dos clientes para ter a noção exata sobre o tempo que eles demoram para consumir cada tipo de produto.

Assim, desenvolvemos um simulador, que registra, a cada hora do dia, a quantidade de peças necessárias para abastecer as fábricas de usina-

gem. Essa rotina estabelece um ciclo entre planejamento e logística, que tira das mãos do fiscal de produção a necessidade de fazer solicitações de atendimento. Isso já está planejado com base no conhecimento que adquirimos da demanda do cliente”, explica Pedro Gusmão, supervisor de planejamento da VTS. A aplicação do VMS Lean tem rendido números expressivos à VTS. O lead time do processo de despacho de materiais foi reduzido em 87%, o que garante mais conformidade com os prazos, redução de custos para a empresa e maior satisfação do cliente. Já as paradas de linhas de produção por falhas no abastecimento logístico caíram de 18% para menos de 1%.

“Com o uso da filosofia Lean é possível ter um ganho tangível e perceber muitas perdas anteriores que podem ser melhoradas. Tivemos um aumento de produtividade de 66% em nossa principal linha de produção. Outro dado importante é a redução de 82% do volume total de estoque em processamento na planta e de 95% nas pendências de fabricação, em apenas dois anos.

Isso significa, para a empresa, redução de custos, otimização de processos e aumento de 56% no índice de atendimento às demandas de nossos clientes”, afirma Pedro Gusmão.

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Ano 5 • nº 56 • novembro de 2017 • www.tnsustentavel.com.br

Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem

IBP promove debate sobre SMS e Responsabilidade Social Em evento de dois dias, Instituto reuniu especialistas para falar sobre ODS, licenciamento ambiental, gerenciamento de risco e até o poder das redes sociais. por Beatriz Cardoso

T

emas prioritários para a retomada do crescimento da indústria de petróleo, como sustentabilidade, gerenciamento de risco operacional, licenciamento ambiental e avaliação ambiental estratégica, foram apresentados e debatidos por especialistas do setor durante a 10ª edição do Seminário de Responsabilidade Social e Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS), realizado pelo IBP nos dias 9 e 10 de novembro.

"Somos um dos maiores produtores de petróleo do mundo e o país com maior potencial de exploração, mas esse potencial precisa ser explorado de forma sustentável", destacou Antonio Guimarães, secretário-executivo de E&P do IBP. "A indústria tem as melhores práticas internacionais e o IBP tem o papel de difundir esse conhecimento. Nesse sentido, em conjunto com a ANP, lançamos o primeiro manual de boas práticas para o setor, um manual sobre abandono de poços, que é vivo e deve ser constantemente atualizado", completou.

De acordo com Evandro La Macchia, pesquisador e professor, mais de 50% do consumo mundial de energia primária vem da indústria de petróleo e o mercado brasileiro segue a tendência – a oferta de energia no país vem de fontes não-renováveis (56,3%). "Isso quer dizer que o que transporta, ilumina, aquece e resfria a sociedade global, incluindo o Brasil, vem da indústria do petróleo.

Essa matriz se consolidou ao longo dos últimos 100 anos e não mudará de uma hora para a outra", afirmou.

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Para Marcelo Mafra, representante da Área de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP, o setor de óleo e gás brasileiro já coexiste positivamente com o meio ambiente. "A indústria é verde, sim. Estamos desenvolvendo tecnologias, a cultura de sustentabilidade faz parte do nosso setor e, felizmente, esse é um caminho sem volta. A agência acredita nesse caminho", explicou.

Ainda que os desafios à frente sejam grandes, alguns já vêm sendo endereçados pelos órgãos responsáveis.

La Macchia aponta como principal incentivo à responsabilidade social a presença de novos operadores para a criação de uma indústria mais inclusiva e plural. "O Ministério de Minas e Energia e a ANP já estão fazendo esforços nesse sentido, mas as iniciativas com maior capacidade de fortalecimento da indústria vêm da Petrobras, com seu plano de desinvestimento que coloca à venda 99 campos e cria a possibilidade de inserir até 25 novas operadoras no país", disse.

Alinhamento com COP23 Os debatedores reforçaram a necessidade de alinhamento entre o que a indústria de petróleo e gás vem fazendo em favor do desenvolvimento sustentável e a Agenda 2030 dos ODS, publicada pela ONU em 2015. A Agenda tem 17 objetivos, que se desdobram em 169 metas. Por isso, o setor precisa definir suas prioridades e fortalecer parcerias com organizações da sociedade civil, sem deixar ninguém para trás, destacaram Maurício Blanco, do Instituto Afortiori, e Andrea Gomide, do Instituto Ekloos. Dilma Pimental, da Consultoria Otimiza, chamou atenção para o ODS 12 sobre "Consumo Sustentável", que está inter-relacionado aos demais 16 ODSs. Para atuar de forma sustentável e gerenciar os riscos, Luiz Fernando Oliveira, presidente da ABRISCO (Associação Brasileira de Análise de Risco, Segurança de Processos e Confiabilidade), explica que a segurança operacional e de processo consistem em trabalhar dentro do limite de risco aceitável, definido pela sociedade.

"Não existe risco zero e não estamos falando apenas da indústria do petróleo – o risco está no dia-a-dia. O importante é saber que o nível de risco é estabelecido já na fase de projeto e perpetuado na fase operacional. Isso porque é mais fácil mudar quando ainda se tem papel.

Depois que vira aço e concreto fica mais difícil", afirmou.

Licenciamento ambiental No painel sobre licenciamento ambiental offshore, Gerhard Peters, da IAGC (International Association of Geophysical Contractors), Daniele Lomba, da Petrobras, e Sebastião Cavalari, da Shell, tiveram o desafio de olhar para as lições aprendidas nos últimos 20 anos a fim de apresentar os desafios futuros. "A licença ambiental é um contrato entre a empresa de sísmica e a operadora com a sociedade, que tem o IBAMA como intermediador", definiu Cavalari.

Para Daniele Lomba, as questões ambientais atraem muita atenção no Brasil, que é associado a causas ambientais no mundo e é constantemente monitorado por grupos ambientais e ONGs. "Isso significa que todo grande projeto é submetido a intensa avaliação por parte da sociedade e dos órgãos reguladores", explicou.

Uma das soluções apresentadas por Gerhard Peters para dar maior celeridade aos processos de licenciamento é a criação de um banco de dados. "Áreas próximas apresentam estudos similares e o banco de dados cria uma espécie de biblioteca de informações, permitindo que o órgão licenciador olhe para o que é realmente pertinente. Além de abrir possibilidades para otimização na atualização dos

dados armazenados através de novos levantamentos de campo", disse.

O poder das redes sociais Ampliando a discussão, o Seminário de Responsabilidade Social e SMS do IBP apresentou ainda o poder e a influência das redes sociais na difusão de informações e na construção da reputação. "Estamos em um momento de muitas mudanças, mas que também abre portas para inúmeros desafios e oportunidades fantásticas e extraordinárias. A reputação está diretamente ligada à transparência", explicou Michel Lent Schwartzman, fundador da startup Lent/AG. O ambiente digital também exige responsabilidade, como foi lembrado por Pedro Doria, editor da newsletter Meio. "A tecnologia já influencia as mais diversas áreas, como a política. E é preciso que a gente entenda como a tecnologia funciona, sem esquecer a responsabilidade de cada um e também de cada empresa no uso das palavras e seus significados, por exemplo".

Os aspectos jurídicos das atividades de petróleo e gás, a necessidade de prevenção e redução de riscos a desastres, a preocupação com segurança das pessoas e do patrimônio das empresas e a avaliação ambiental de áreas sedimentar, fecharam o evento no segundo dia fazendo a correlação da área de SMS e Responsabilidade Social.

Dois momentos marcantes do evento foram as apresentações dos projetos sócio educacionais em parceria com Instituto Reação, do medalhista Olímpico Flávio Canto, e com o Instituto Rogério Steinberg (IRS), voltado para crianças superdotadas; e a apresentação dos resultados do primeiro projeto setorial de voluntariado de petróleo e gás, promovido pelo IBP, em parceria com a Junior Achievement e a Secretaria de Educação do Rio de Janeiro, que reuniu 85 voluntários de 11 empresas do setor, mais o IBP e que ao longo de dois meses, incentivaram mais de mil alunos da rede pública de ensino a permanecerem estudando, através de suas próprias experiências de vida.

O evento foi patrocinado pela Petrobras, Statoil, Repsol Sinopec, Trench Rossi Watanabe Advogados, Odebrecht Oil & Gas, Prumo Logística, Queiroz Galvão Exploração e Produção e Abrisco.

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pessoas

Dirceu Amorelli é o novo diretor da ANP NOVO DIRETOR da ANP, Dirceu Cardoso Amorelli Junior, tomou posse nesta sexta-feira (10/11) no Escritório Central da Agência, no Rio de Janeiro. Sua nomeação para exercer o cargo, com mandato de quatro anos, foi publicada no Diário Oficial da União também nesta sexta.

A indicação do novo diretor havia sido aprovada no dia 7/11 pelo plenário do Senado Federal, após sabatina na Comissão de Serviços de Infraestrutura do Senado no mesmo dia.

Amorelli é graduado em Engenharia Industrial Mecânica pelo Cefet/RJ, com especializações em Finanças, Matemática, Regulação e Engenharia de Petróleo, mestrado em Ciências Econômicas pelo Ibmec e doutorado em Planejamento Energético pela UFRJ. Servidor concursado da ANP desde 2005, exerceu na Agência os cargos de assessor de Diretoria, superintendente de Abastecimento, de Dados Técnicos e de Exploração e superintendente adjunto de Desenvolvimento e Produção.

ABESPetro tem novo diretor-presidente A ASSOCIAÇÃO Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (ABESPetro), elegeu na tarde dessa terça-feira (21/11), por voto direto de seus associados, a nova diretoria para o biênio 2018/2019.

Foram eleitos: Alejandro Duran (GE Oil & Gas), Claudio Makarovsky (Siemens), Gilberto Cardarelli (Brasco), José Mauro Ferreira (TechnipFMC), Rodrigo Ribeiro (Queiroz Galvão) e Telmo Ghiorzi (Aker Solutions). Entre os diretores eleitos, Makarovsky foi o escolhido para ser o diretor-presidente.

"Hoje é um dia muito especial!!!

Ao lado de uma equipe fantástica fui escolhido para assumir como diretor-presidente da ABESPetro. Diante de tamanha honra, comprometo-me, junto à diretoria e aos associados, a dar continuidade aos trabalhos anteriormente desenvolvidos e colaborar com novos projetos em prol do permanente desenvolvimento da indústria de O&G no Brasil”, disse Makarovsky.

Entre a diretoria atual e a anterior, Rodrigo Ribeiro, destaca-se como novo integrante. "Fazer parte 36

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da diretoria da ABESPetro é motivo de muita honra para mim, além de renovar a minha disposição em contribuir com a nova diretoria, tanto no fortalecimento desta relevante associação para a indústria de Óleo e Gás, quanto na defesa dos interesses de todas as companhias por ela representada”.

Para o Conselho Fiscal, os nomes eleitos foram: Edmundo Falcão (Sapura), Geisa Campos (Fugro), Leonardo Guimarães (Frank’s), Jorge Mitidieri (Odebrecht), David Richardson (Transocean) e Felipe Baldissera (Modec).

José Firmo, que assumirá a presidência do IBP, deixa a diretoria da ABESPetro: "Muito feliz com o processo transparente e competitivo para a escolha dos novos diretores. Sinto-me muito honrado com a confiança recebida durante estes 2 anos e com a certeza de que a ABESPetro continuará sendo um agente de mudanças positivas para o setor”, disse Firmo.

No entanto, José Firmo passa a assumir a posição de presidente do Conselho Consultivo dos ex-presidentes, e continuará contribuindo com a ABESPetro.

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produtos e serviços

OOG e Teekay

A EMBARCAÇÃO é de propriedade da joint venture 50/50 formada pela Odebrecht Óleo e Gás (OOG) e a Teekay Offshore Partners L.P. (Teekay Offshore).

O bloco de Libra está localizado em águas ultraprofundas na Bacia de Santos, a cerca de 180 quilômetros da costa do Rio de Janeiro, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo (ANP).

O FPSO Pioneiro de Libra é afretado e operado pela joint venture OOGTK e é responsável por realizar Testes de Longa Duração no Bloco de Libra. O FPSO poderá operar nos próximos doze anos a serviço do consórcio formado pelas empresas Petrobras (Operadora, com 40%), Total (20%), Shell (20%), CNPC (10%) e CNOOC Limited (10%), tendo como gestora do Contrato de Partilha de Produção a Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA).

A unidade poderá atuar em lâmina d’água de até 2.400 metros de profundidade, terá capacidade de produção de 50 mil barris de óleo por dia, e de compressão e reinjeção de gás num volume total de 4 MM m3 /dia. A OOGTK terá aproximadamente 70 trabalhadores embarcados.

“Esse é um momento histórico para o país e para a Odebrecht Óleo e Gás que entregou esse FPSO, construído em parceria com a Teekay, em

Foto: Agência Petrobras

FPSO Pioneiro de Libra começa produzir no pré-sal na Bacia de Santos

prazo alinhado com um benchmark de mercado mundial e com altíssima qualidade. Assim, a OOG se consolida como uma sólida empresa prestadora de serviços com base em excelência, rigidez financeira, forte estrutura de capital e com alta qualidade técnica”, afirma Jorge Mitidieri, diretor superintendente de Serviços Integrados da Odebrecht Óleo e Gás.

Desde o batismo do FPSO, realizado em dezembro de 2016 no estaleiro Jurong, em Singapura – onde foi construído -, a embarcação passou por testes de comissionamento e de mar. Após a chegada ao Brasil, a pla-

taforma foi submetida a processos de aprovação de entidades e órgãos fiscalizadores e Petrobras, operadora do Consórcio.

Os contratos de afretamento e operação do FPSO Pioneiro de Libra foram celebrados em outubro de 2014, entre a OOGTK e a Petrobras, operadora do consórcio. A construção do navio foi iniciada ao final do mesmo ano, em Singapura. No ano seguinte, a joint venture formalizou o contrato de financiamento com bancos internacionais para a construção da embarcação.

Dados técnicos do FPSO Pioneiro de Libra O FPSO (Floating Production Storage and Offloading) é um tipo de navio utilizado pela indústria petrolífera para a produção, armazenamento de petróleo e/ou gás natural e escoamento da produção por navios cisterna (petroleiros).

São empregados em locais de produção distantes da costa com inviabilidade de ligação por oleodutos ou gasodutos.

Operação: 12 anos - Testes de Longa Duração no Bloco de Libra Local de operação: Bacia de Santos Capacidade de produção: 50 mil bpd e compressão/reinjeção de 4 milhões m³/ dia de gás associado Profundidade para operação: lâmina d´água de até 2.400 metros.

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Foto: Cortesia Techint

Techint

Techint completa 70 anos no Brasil apostando em conteúdo local com qualidade e eficiência Empresa atua no mercado offshore há 40 anos e está concluindo a integração dos módulos da P-76, na unidade de Pontal do Paraná.

A TECHINT ENGENHARIA e Construção participa, nos dias 24, 25 e 26 de outubro, de um dos maiores encontros do setor de óleo e gás, a OTC Brasil 2017. No ano em que comemora 70 anos de atuação no Brasil e 40 anos no mercado de offshore, a Techint E&C reforça ao mercado a capacidade da sua Unidade Offshore, localizada em Pontal do Paraná (PR). Uma das poucas unidades offshore no país com estrutura plenamente apta a atender

demandas por construção de plataformas flutuantes.

"Queremos mostrar ao mercado que é possível desenvolver no Brasil projetos de conteúdo local com tecnologia de qualidade e prazos eficientes", ressalta o diretor comercial, Luis Guilherme Sá.

A Techint está concluindo a integração dos módulos e finalizando a conversão do casco da plataforma P-76, que será finalizada ano que vem. Dos 20 módulos da plataforma, 15 foram executados no Brasil pela própria

Techint. Um projeto competitivo e com 71% de conteúdo local de qualidade. A P-76 será utilizada para a cessão onerosa de Búzios 3, no pré-sal, com capacidade de produção de 150 mil barris de petróleo.

A Unidade Offshore da Techint em Pontal do Paraná emprega mais de 4 mil pessoas e realizou investimentos de mais de 300 milhões de reais, nos últimos 5 anos, mostrando comprometimento com o país e a comunidade onde atua.

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empresa digital

A importância de se tornar

uma empresa digital de petróleo e gás

O José de Sá é líder da Prática de Petróleo e Gás na América do Sul da Bain & Company.

Formado em Engenharia Química (Universidade Federal da Bahia) e com MBA pela Cornell University (EUA), tem mais de vinte anos de experiência em consultoria. Trabalhou com a alta gestão de grupos nacionais e multinacionais, governos e agências em toda a cadeia de petróleo e gás: exploração e produção, refino, distribuição e serviços.

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cenário econômico brasileiro, não é novidade, passa por um dos piores momentos de toda a sua história. A crise política e a insegurança permeiam praticamente todos os setores produtivos, e as empresas de óleo e gás não destoam dessa realidade.

No entanto, embora a maioria das empresas esteja muito focada em preservar as margens de lucro para enfrentar as tempestades decorrentes da oscilação dos preços, muitas também estão olhando para frente e pensando de que maneira podem se destacar em um contexto tão adverso.

Nesse sentido, investimentos em tecnologias digitais e análise de dados mostram-se como um dos elementos importantes a serem avaliados. As empresas de energia há muito tempo dependem dessas ferramentas na gestão de seus negócios. É por meio da análise, por exemplo, que descobrem e entendem melhor o potencial em seus reservatórios e outras oportunidades de produção. Trata-se, sem dúvida, de elementos vitais para uma boa fluidez da operação e otimização de resultados. Isso posto, chama a atenção que a maioria das empresas do setor não esteja usando a um potencial pleno a capacidade de analisar e interpretar seus dados de forma a gerar insights ​​ou tomar decisões melhores e mais rápidas.

Para mudar tal realidade, é preciso que as empresas de petróleo e gás promovam avanços em suas capacidades digitais e melhorem a maneira como conectam essas informações ao seu modelo opera-

cional. É raro notar uma abordagem estruturada e holística para identificar quais tecnologias digitais podem ajudar a criar uma vantagem sustentável a longo prazo. As empresas estão fazendo somente melhorias incrementais nas capacidades técnicas ou operacionais já existentes. É preciso quebrar esse ciclo, investir em novas ferramentas e, sobretudo, extrair insights inteligentes das análises.

Com essas medidas, é possível esperar grandes economias de custos e incrementos significativos na produtividade e na receita.

Desafios para se tornar digital As empresas enfrentam três desafios que comumente limitam seus potenciais digitais a longo prazo.

Não desenvolvem uma estratégia digital de longo prazo. Muitas empresas se aventuram em investimentos digitais sem ter uma compreensão clara de onde e quando a transformação resultará mais vantajosa. Em um mercado tão competitivo como o de óleo e gás e pensando em uma gestão financeira responsável, não é concebível investir bilhões de dólares para apenas capturar uma fração dos benefícios.

Não atualizam o modelo operacional. Muitas vezes, as empresas não conseguem conectar os fluxos de informações de maneira que realmente melhore a forma como a organização opera. Se a informação não seguir a estrutura, ela se perde.

Não investem em suas equipes. As pessoas são o componente mais importante de uma estratégia digital vencedora. No entanto, não conseguir atualizar as capacidades das equipes é a armadilha mais comum em transformações malsucedidas. Para não cometer esse erro, os executivos devem avaliar as habilidades de seus times e desenvolver um plano para gerenciar mudanças e melhorar os conhecimentos técnicos. Isso envolve uma combinação de recrutamento de novos talentos (incluindo cientistas de dados e outros profissionais com experiência digital) e ensino de novas habilidades para a equipe operacional. Os programas de gerenciamento de mudanças são necessários para ajudar durante as grandes transformações em curso. Por exemplo, aprender como e por que usar uma interface de realidade aumentada ou trocar dados e se comunicar em tempo real com especialistas técnicos para avaliar problemas de corrosão em uma tubulação.

Aproveite todo o potencial Hoje, a maioria das empresas ainda está preparando as bases para transformações maiores e mais disruptivas, que virão quando as empresas de petróleo e gás implementarem uma gama mais ampla de tecnologias digitais. À medida que dispõem de capacidades digitais que podem oferecer resultados rápidos a custos razoáveis, os executivos precisam desenvolver um roteiro abrangendo a estratégia digital, as mudanças no modelo operacional e, o mais importante, as capacidades de suas equipes.

O roteiro para a transformação digital geralmente inclui cinco elementos-chave: Identificar as áreas da cadeia de valor com maior impacto nos resultados financeiros e operacionais e fazer o cruzamento com as oportunidades, para melhorar a entrega por meio de tecnologias digitais.

Monitorar as principais tendências da indústria e da tecnologia. É preciso decidir se é melhor liderar o setor inovando ou atuar como um seguidor rápido, implementando tecnologias e processos já testados.

Descrever claramente as conexões entre as decisões mais importantes da empresa e as aplicações digitais, incluindo mostrar como a nova tecnologia pode melhorar a eficácia da tomada de decisão.

Avaliar o investimento necessário para digitalizar as principais atividades da cadeia de valor da empresa, desenvolver um orçamento plurianual e um roteiro global que equilibre a captura de benefícios econômicos com o fardo financeiro sobre o fluxo de caixa.

Avaliar as capacidades da equipe e desenvolver um plano para suprir eventuais lacunas. O plano de atualização de talentos deve lidar com as deficiências em conhecimentos técnicos e incluir um conjunto abrangente de ações para instruir os colaboradores sobre como mudar sua maneira de trabalhar.

Toda empresa de petróleo e gás precisará desenvolver um plano estratégico sobre como utilizar a tecnologia digital para obter uma vantagem competitiva ao longo dos próximos três a cinco anos. Certamente levarão vantagem aquelas que identificarem mais cedo as mudanças operacionais necessárias e promoverem a atualização de seus talentos e capacidades.

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engenharia de petróleo

Brasil: Engenharia de Petróleo Hora de entrar na faculdade ou de sair do mercado?

Dalmo de S. Amorim Jr. é Engenheiro de Minas pela Universidade de São Paulo (USP), com pós-graduação em Perfuração de Petróleo pela Petrobras, ESSAL-BA. Possui o título de Mestre em Engenharia Mineral pela Universidade de São Paulo, na área de Otimização de Custos de Perfuração, e é doutorando em Engenharia de Petróleo pela USP-SP. Atua hoje como consultor em Treinamentos.

Ricardo Cabral Azevedo é Engenheiro de Minas pela Universidade de São Paulo (USP).

Possui especialização em Engenharia de Segurança do Trabalho pelo PECE, Programa de Educação Continuada em Engenharia da USP. Possui os títulos de Mestre e de Doutor em Engenharia Mineral pela Universidade de São Paulo, com pós-doutorado em Engenharia de Petróleo pela Universidade de Stavanger, Noruega. Atua hoje como Professor no Departamento de Engenharia de Minas e de Petróleo (PMI) da USP.

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"CRISES NO MERCADO de petróleo são cíclicas e comuns”. Assim aprendem os profissionais deste ramo, ao longo de suas carreiras.

Sempre que o preço do petróleo cai, poderá ou não haver queda nos níveis de produção, mas haverá redução no número de poços exploratórios, cautela na renovação dos contratos de aluguéis de sondas e de ferramentas de perfuração. Haverá ainda um ajuste na quantidade e na qualidade dos recursos humanos empregados.

A crise de 1986 guarda similaridades com a crise atual em magnitude, quando os preços do petróleo caíram 75%, de US$120/bbl para US$29/bbl, corrigidos pela inflação. A queda de preços posterior, de US$40/bbl para US$17/bbl e ocorrida em novembro de 1988, levou o mercado norte-americano a fazer rápidos e drásticos ajustes. As cotações exibidas no gráfico da Figura 1, gerado pelo site Microtrends, mostram que o valor atingido à época pareceu sinalizar o fim de um ciclo. Empresas fecharam, profissionais deixaram o ramo e foram tentar a vida em outras profissões. No entanto, menos de dois anos depois, o preço já atingia US$45/bbl, havendo dificuldades para uma rápida recuperação da atividade, sobretudo na recomposição da mão de obra especializada, agora fora do mercado.

O gráfico da Figura 2 mostra que em 2009, apesar das perdas terem sido altas, em pouco mais de dois anos os preços voltaram ao patamar de US$110/bbl. Na mesma figura percebe-se que na crise seguinte, em 2015, os preços caíram de US$144/bl para US$48 e neste patamar permaneceram, entrando a indústria de petróleo em uma recessão que já dura mais de dois anos.

Quando o preço do petróleo volta a subir, a atividade novamente aumenta. A rápida velocidade de recuperação pode trazer aspectos negativos relevantes, como o súbito aumento nos custos dos contratos devido à falta de sondas de perfuração, e longo tempo para a reposição das ferramentas sucateadas no ciclo anterior. Há ainda aspectos menos discutidos, um deles a dificuldade das empresas em repor os profissionais especializados que deixaram o mercado. Recebendo salários médios mais elevados, os empregados de melhor nível que conseguiram fazer reservas, abrem seus próprios negócios ou deixam o país onde trabalhavam. Os sobreviventes do último ciclo serão os primeiros a receberem boas promoções, já que sua experiência é insubstituível. A sociedade precisará agora treinar mão de obra, não apenas para utilizá-la nas operações que começam a aparecer em maior número, como também precisará rapidamente substituir os funcionários do ciclo anterior, agora mais caros.

Figura 1: Evolução do petróleo - 1996 a 2000

Figura 2: Evolução dos preços de petróleo - 2007 a 2017

Até à década de 70 não existiam cursos de graduação ou mesmo de pós-graduação no Brasil em engenharia de petróleo. Os engenheiros da Petrobrás aprendiam com a prática: seus mestres eram

os colegas e antigos toolpushers. A capacidade pessoal, a hierarquia e o tempo faziam a grandeza da carreira de cada um. Por sua história e pioneirismo, a Petrobrás montou as primeiras turmas para engenheiros oriundos de diversos cursos em Salvador, BA, onde funcionou o SENBA. Professores como José Andrade Lima, Paulo César Paim, Luiz Menezes, Sandoval Amuí, Otto Alcântara Santos e Heitor Lima, entre tantos, eram engenheiros de carreira e foram destacados para conduzir os cursos de capacitação. Havia cursos de duas áreas: o C.E.P. (Curso de Engenharia de Petróleo) e o curso de Geologia do Petróleo. Adicionalmente, em épocas de alta demanda de pessoal, era oferecido o CP (Curso de Perfuração), destinado à especialização de engenheiros especificamente para operações de perfuração. Como exemplo citamos o CP-80, que recebeu, além dos concursados da Petrobrás, funcionários da CPRM, Queiroz Galvão, Odebrecht, Hughes, Montreal Engenharia e da Paulipetro, empresa em que este autor iniciou as atividades profissionais.

Gerentes de excelência da Petrobrás faziam mestrado e doutorado em universidades no exterior. Devido ao elevado custo e à crescente demanda, firmou-se em 1984 um convênio de formação de mestres em engenharia entre a Petrobrás e a Escola de Minas de Ouro Preto. Este convênio foi transferido em 1987 para a Unicamp, onde no ano 2000 incluíram-se os cursos de doutorado. Cursos de pós-graduação em engenharia de petróleo TN Petróleo 116

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engenharia de petróleo

são oferecidos no Brasil hoje pela USP (Santos), Unicamp (Campinas), UFF (Niterói), UERJ (Rio de Janeiro) e UFBA (Salvador).

O site Busca Faculdade relatava que, ao fim de 2016, 62 estabelecimentos ofereciam o curso de Engenharia de Petróleo no Brasil. Isso significa que as faculdades ofereceram vestibulares em janeiro de 2017, ou ainda que possuíam turmas regulares em andamento. O mesmo site listava cursos técnicos de formação no setor, sendo 75 de Petróleo e Gás, dois de Produção de Petróleo e Gás e um de Química do Petróleo. A atualização da pesquisa, feita em cada site destas faculdades, revelou que ainda há oferta do curso de engenharia de petróleo por parte de 47 delas. Quatro são estaduais, dez federais e trinta e duas administradas por mantenedoras privadas.

O mapa da Figura 3 mostra a sua distribuição por estado, e o gráfico da figura 4 exibe a representatividade das faculdades, por estado, no país.

Não por coincidência as escolas estão distribuídas de acordo com as províncias produtoras brasileiras de óleo e gás, à exceção do Maranhão, o mais novo produtor de gás brasileiro que ainda não recebeu nenhuma faculdade, mas responde por 7% do gás produzido no Brasil, conforme demonstram as Figuras 4.1 e 4.2.

Contatos feitos com algumas destas instituições de ensino mostraram que, se estão autorizadas pelo MEC a lançarem vestibulares, muitas já não formam novas turmas há vários semestres. Além de a recessão trazer dúvidas sobre a validade de se ingressar na carreira, houve recuo de empresários em criar novas turmas, ou mesmo de formar novos cursos de engenharia. A redução das bolsas de estudo por parte de órgãos públicos aumentou a evasão dos estudantes, devido à dificuldade de financiar o ensino com o apoio das famílias ou pelo próprio trabalho.

Muitas das faculdades particulares contatadas relatam que a cada semestre há ainda vestibulares, sem que se consiga formar novas turmas. José Maria Nicolau, coordenador do curso de Engenharia de Petróleo na Universidade Vila Velha, relatou que, devido ao baixo número de aprovados nos últimos vestibulares, há cinco semestres não se formam novas turmas. O número de formandos na UVV, contudo, continua estável desde 2012, após sofrer um pequeno declínio.

Alexandre Carvalho, coordenador da faculdade Novo Milênio em Serra, ES, prevê a formatura de 25 engenheiros ao fim de 2017, informando que a instituição também não vem conseguindo for44

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Figura 3: Faculdades de engenharia de petróleo no Brasil em setembro de 2017

mar novas turmas. Ele relatou que o MEC avalia faculdades existentes por vários critérios relevantes para a sua permanência. Um dos fatores a serem considerados é a relação entre o número de vagas que a instituição está autorizada a oferecer, e o número de formandos antes ingressados. Assim, se a faculdade está autorizada pelo MEC a receber 200 alunos por vestibular, se o vestibular oferecer apenas 30 vagas e ao fim de cinco anos o número de formados for 25, o índice não será 83% mas sim 13%. Índices baixos levarão estas instituições a repensarem o tamanho da concessão, pensando na renovação de seus alvarás.

A UNISUAM, do Rio de Janeiro, RJ, está formando seus últimos alunos, declarando não oferecerem mais novos vestibulares, apesar de o curso ainda existir. Na outra direção, a UNIP reporta que seu edital de convocação oferta cursos novos em Santos, Campinas e São José dos Campos. A USP comemora que, ao fim de 2017, irá formar a maior turma desde o início do curso, em 2001. São esperados 25 formandos, um número alto se comparado aos melhores anos de 2009 e 2013, quando se formaram 13 alunos.

Três critérios de avaliação merecem ser citados. O CC, Conceito de Curso, é a nota final de qualidade dada pelo MEC aos cursos de graduação às instituições de ensino superior no Brasil.

O CPC, Conceito Preliminar de Curso, foi criado pelo INEP, Instituto Nacional de Estudos e Pesquisas Educacionais Anísio Teixeira, e varia de 1 a 5. É um indicador prévio da situação dos cursos de graduação, e na prática representa o que se espera efetivamente do curso em qualidade e excelência; comissões de avaliadores fazem visitas para corroborar ou alterar o conceito obtido preliminarmente.

O ENADE, Exame Nacional de Desempenho de

com menor número de vagas. Irá sobreviver como instituição de ensino quem oferecer excelência a um custo compatível com valores regionais de mercado, no caso das instituições privadas, mas também quem conseguir manter melhores índices do MEC para avaliação dos cursos.

Buscando conhecer e balizar diferentes visões da profissão neste momento, pessoas de vários segmentos da cadeia foram entrevistadas, sendo consultados alunos, professores, coordenadores, empregados e ainda desempregados do setor de petróleo.

Figura 4.1: Distribuição das faculdades de engenharia de petróleo, por estado.

Figura 4.2: Comparação da produção nacional de gás com a produção nacional de petróleo, por estado, conforme Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural, julho de 2017.

Estudantes, talvez seja o mais conhecido, e pretende avaliar o rendimento dos alunos dos cursos de graduação, ingressantes e concluintes, em relação aos conteúdos programáticos dos cursos em que estão matriculados.

Há uma unanimidade na opinião dos entrevistados vinculados às faculdades: como o regulamento permite que estas deixem de oferecer o curso até por três anos, se houver rápida recuperação da economia brasileira, os vestibulares voltarão, mas

Kamily Moura está cursando o último semestre de Engenharia de Petróleo na Universidade Vila Velha, ES. Após apresentar o TCC, sua preocupação é se vai conseguir trabalhar na área em que está se formando e receber o diploma. “Estou cursando o 10º período. Ao fim do ensino médio comecei a pesquisar sobre os cursos de engenharia e identifiquei-me com o curso de Petróleo.

Mudei-me para o ES e trouxe comigo uma mala cheia de sonhos e metas. Superei-me, passei por muitas coisas fundamentais para o meu crescimento espiritual, profissional e pessoal. Porém, nem tudo ocorreu como esperava, e comecei a perceber quão difícil foi ficando o mercado de trabalho nesta área que havia escolhido. Hoje me encontro em um momento delicado e trabalhando em outra área, tento depender menos dos meus pais, mas não perdi minha fé! Pretendo fazer uma pós ou curso que complemente a engenharia de petróleo”.

Jéssica Lempke formou-se em 2016 na mesma universidade. Sem conseguir um emprego na área de petróleo, trabalha hoje na área de vendas. “Como engenheira recém-graduada, confesso que foi empolgante terminar o curso e dar conta de que havia feito a escolha certa. Através das aulas e da vasta experiência que adquiri no período de estágio na Petrobrás, não me via exercendo outra profissão. No entanto, a conclusão do curso coincidiu com um momento extremamente frágil do mercado.

Depois de cinco anos de muita dedicação e esforço, com o diploma em mãos e com o título de bacharel em Engenharia de Petróleo, vi-me obrigada a aceitar – e me adaptar – a um emprego completamente fora da minha área. Hoje exerço a função de vendedora técnica em uma rede de lojas de materiais esportivos. Toda a experiência está sendo válida e vem somar à construção do meu caráter. É frustrante olhar para a frente e não enxergar meu futuro com clareza. No entanto, quando olho para trás e vejo aquela garota cheia de sonhos e perspectivas, pergunto-me se ela não estaria mais motivada exercendo a profissão que escolheu para a vida”.

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engenharia de petróleo

Thaisson Braña formou-se em 2017, também na UVV, onde foi estudante de engenharia de petróleo e ainda monitor da disciplina Sistemas Marítimos de Produção. No último semestre do curso ingressou como estagiário na Halliburton na área de Completações. ”Mostrei comprometimento, dedicação e conhecimento técnico. Após 10 meses de estágio recebi a proposta para ser efetivado na área de completação de poços. A situação atual do mercado ainda encontra-se em baixa, mas aos poucos percebo o retorno das atividades”.

O Dr. Otto Santos, apesar de aposentado, continua com atividades profissionais. “Por quase 40 anos fui engenheiro de petróleo da Petrobrás, trabalhando na universidade corporativa localizada em Salvador. Hoje, fora de empresa, vejo com tristeza e nostalgia que aos poucos a Petrobrás deixa a Bahia, local onde a indústria da engenharia de petróleo nasceu. Entretanto, existe outro lado bastante positivo. Como atual diretor-presidente voluntário da SPE - Society of Petroleum Engineering, da seção Bahia/Sergipe, venho passando uma mensagem otimista aos membros e, principalmente, aos estudantes universitários da área de engenharia de petróleo: a saída da Petrobrás da Bahia e de outras áreas no Brasil dará lugar à entrada de empresas menores, muitas delas pequenas empresas

locais, que irão incrementar as atividades e gerar novas posições no mercado de trabalho”.

Aqueles que estão há mais tempo no mercado aprenderam que há que se financiar a vida para sobreviver aos intervalos em crise, e também que poupar nos bons tempos. Nesse aspecto o momento é de se capacitar e não de se abandonar o mercado, uma vez que essas crises são cíclicas. Nossa visão é que, no futuro, cursos de engenharia de petróleo evoluam para engenharia de energia, acompanhando a tendência de que empresas de petróleo evoluam para empresas de energia. Isso foi adiado no Brasil com a descoberta do Pré-Sal, mas deverá ocorrer mais cedo ou mais tarde. Da mesma maneira que os cursos de pós-graduação em engenharia de petróleo, que foram criados para suprir uma necessidade, cursos de engenharia eólica e solar começarão a ter visibilidade no mercado nacional. A tendência de se gerar de energia a partir de fontes sustentáveis é irreversível.

Manter-se no mercado tem sido tarefa difícil para muitos, porém cabe a cada um de nós olhar o conjunto das ações tomadas nestes anos recentes, refletindo se estamos preparados para o fim da crise, e o que vamos fazer quando voltar a atividade plena.

Referências ANP, Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural, julho de 2017, 33 p.

Azevedo, R.C. e al., Escola Politécnica da Universidade de São Paulo: 75 anos do Curso de Engenheiros de Minas e Metalurgistas, 2014, 73 p.

Sites

http://www.macrotrends.net/1369/crude-oil-price-history-chart http://buscafaculdade.com/curso/493/ http://portal.inep.gov.br/web/guest/inicio http://www.petrobras.com.br https://guiadoestudante.abril.com.br/busca/?filtro=graduacao&termo=Engenharia%20de%20Petr%C3%B3leo http://ultimosegundo.ig.com.br/educacao/guia-de-profissoes/engenharia-de-petroleo-e-gas/4edf744251881c5a34000012.html http://www.guiadacarreira.com.br/guia-das-profissoes/engenharia-de-petroleo/

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Julia Mota é sócia fundadora do Mota Itabaiana Advogados e mediadora na Find Resolution.

opinião

Importância da CLÁUSULA DE MEDIAÇÃO nos contratos de petróleo e gás

C

om as recentes rodadas de partilha empresas como a Shell, Total, ExxonMobil e a CNOOC, passam a assumir um papel mais importante no mercado brasileiro de petróleo e gás. Ao longo dos próximos anos, essas e outras petroleiras passarão a responder por uma parte cada vez maior da produção nacional de óleo e gás. O setor agora tem um rumo mais claro, com o fim da operação exclusiva da Petrobras no pré-sal, a programação de leilões, e a definição de programas para o refino, gás natural (“Gás para Crescer”), e biocombustíveis (“RenovaBio”).

Contudo, para gerar mais investimentos, ainda precisamos atacar as imprescindíveis reformas estruturais: simplificar o sistema tributário e a legislação trabalhista, promover uma verdadeira “revolução” educacional, garantir segurança e estabilidade jurídica, sem o que os efeitos positivos dos programas setoriais não são sustentáveis.

Um outro aspecto importante na avaliação do investidor é a efetividade da Justiça, ou seja, em caso de quebra de contrato, a qualidade do sistema judiciário para se resolver uma disputa. Em recente Relatório "Justiça em números", divulgado pelo Conselho Nacional de Justiça (CNJ), vimos que a execução de uma decisão no Brasil leva em média quatro anos e seis meses, enquanto o processo de tomada de decisão leva um ano e quatro meses, ou seja, um prazo absurdo que não coaduna com a urgência do mundo dos negócios.

Por essa razão, as grandes empresas e a própria Administração Pública têm optado por métodos alternativos de resolução de conflitos (“ADRs”), como a arbitragem e a mediação. É natural que o setor público busque métodos mais ágeis e técnicos, pois figura hoje no polo ativo ou passivo em mais da metade dos processos em curso no Brasil!

Apesar de garantir maior imparcialidade, rapidez e tecnicidade na solução de controvérsias, a arbitragem possui natureza adversarial e tem custo elevado. Assim como no judiciário, a decisão declara um vencedor e um perdedor, com o consequente rompimento ou desgas-

te da relação entre as partes. Por esse e outros motivos, é comum a utilização de métodos consensuais como a mediação e o dispute boards em contratos no setor de petróleo e energia, em todo o mundo.

O atual Código de Processo Civil, vigente desde março de 2016, incentiva o uso dessas técnicas, ao prever, em seu artigo 3º, que a conciliação, a mediação e outros métodos de solução consensual de conflitos devem ser estimulados por juízes, advogados, defensores públicos e membros do Ministério Público, inclusive no curso do processo judicial. Antes disso, a Resolução 125/10, do CNJ, já havia institucionalizado a autocomposição como política pública, e a Lei de Mediação (13.140/15) reforçado o marco legal.

O setor de petróleo e gás, além de ser regulado, tem características peculiares: poucos players que se relacionam de forma muito próxima, contratos de longo prazo, complexidade tecnológica, altos riscos e custos. Em caso de impasse contratual, é muito raro que as partes não consigam negociar e equacionar os problemas, pois já têm uma postura colaborativa em função da natureza das atividades desenvolvidas.

Mas as negociações diretas podem falhar, e nesse caso, a mediação é um método muito vantajoso para resolver conflitos nesse setor. O mediador conduz as partes a “pensar fora da caixa”, buscando soluções criativas, ganha-ganha, inimagináveis em um procedimento adversarial. O processo é ágil, eficaz, pouco oneroso, e a resolução do conflito pode ocorrer em poucas reuniões, em um curto espaço de tempo, possibilitando que as

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partes mantenham e até fortaleçam seu relacionamento.

A maior vantagem do procedimento é promover soluções das diferenças em bases mutuamente aceitáveis, preservando os benefícios comerciais da relação. Quanto custa interromper uma plataforma de produção ou uma refinaria? É evidente que o tempo é crucial na resolução desses impasses, bem como o sigilo, para não prejudicar os negócios e, inclusive, o valor de ações em bolsa.

Importante considerar os contratos com a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) e as minutas-padrão de editais e contratos da Petrobras.

Seguindo as boas práticas de governança pública, deve-se buscar a eficiência da Administração, tornando-se urgente que as práticas de soluções consensuais sejam também aplicadas em âmbito público. Os princípios do acesso efetivo à justiça, a duração razoável do processo e a eficiência, indicados em nosso texto constitucional, devem nortear os agentes públicos, reforçando a importância dos métodos consensuais.

Nesse diapasão, a ANP promoveu uma Audiência Pública, no último dia quatorze, com o propósito de melhorar a cláusula arbitral nos contratos de exploração e produção, que já preveem cláusula de conciliação e arbitragem, de forma escalonada.

O momento é oportuno para que a ANP faça a adequação dessa cláusula à luz do marco legal da mediação, com a substituição do instituto da conciliação pelo da mediação, por ser o método mais adequado à resolução de controvérsias nesse tipo de contrato. Importante observar que o mediador deve ser um terceiro neutro, e não um agente da própria ANP, sob pena de descaracterizar o procedimento, que pressupõe total imparcialidade do mediador.

Da mesma forma, a Petrobras, maior operadora do país, também deveria adotar o instituto da mediação em

seus contratos com particulares e com parceiros comerciais. A estatal hoje busca padronizar as suas minutas de editais e contratos, em obediência ao novo sistema de compras e contratações que passa a vigorar no ano que vem, sob a égide da Lei 13.303/16. Que tal aproveitar a oportunidade para incluir a mediação como procedimento prévio de resolução de controvérsias nos seus contratos? Cláusulas escalonadas mediação e arbitragem (med-arb) ou cláusula escalonada mediação-judiciário (med-jud) seriam muito bem-vindas no mercado. Afinal, que empresa atuante no setor tem interesse em romper o relacionamento com a Petrobras?

Nos termos da legislação em vigor, havendo cláusula de mediação, as partes devem obrigatoriamente comparecer à primeira reunião – o que é um grande passo rumo ao acordo – mas não são obrigadas a permanecer em procedimento de mediação, resguardado o princípio da autonomia da vontade das partes.

O mundo passa por rápidas e urgentes mudanças e o Brasil não pode ficar para trás. A democratização da resolução de conflitos é um fenômeno mundial, em que as pessoas e empresas reassumem a responsabilidade pela resolução de suas questões. A sentença, ainda que favorável a uma parte, nunca é a solução mais apropriada e integral para um impasse complexo. O Brasil possui um marco legal de boa qualidade e condições de se tornar um exemplo na área de resolução consensual de conflitos. Impõe-se, no entanto, que haja uma mudança de mentalidade dos administradores, executivos, advogados, juízes, agentes públicos e da sociedade como um todo, quebrando dogmas, afastando-se a cultura resistente que valoriza a polarização e o embate, abrindo espaço para processos colaborativos, que ao final geram mais resultados positivos e satisfação para todos.

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