opinião
Petróleo I Gás I Biocombustíveis
O círculo virtuoso da disciplina, de Renata Baruzzi, presidente do Centro de Excelência em EPC (CE-EPC)
PNG 2013-2017: Petrobras mantém E&P como alicerce Pernambuco: o polo naval e petrolífero do Nordeste Cobertura OTC 2013: recorde de visitantes
Ano XIV • maio/jun 2013 • Nº 89 • www.tnpetroleo.com.br
Especial: 11 a Rodada da ANP
Dois vírgula oito bilhões de reais O desafio de licenciar os blocos da Margem Equatorial brasileira, por Maria Alice Doria Excelência Operacional: obrigatória para empresas de petróleo e gás, por John McCreery, Ethan Phillips, Francesco Cigala e José de Sá Rumo ao sistema submarino de produção de petróleo, por Milton Korn Os desafios e oportunidades para a indústria brasileira do petróleo, por Rodrigo Meyer Bornholdt e Eduardo Teicofski O shale gas no Brasil: uma avaliação de impacto ambiental aplicada ao cenário brasileiro, por Leila Beatriz Silva Cruz e Gabriel Santos Cerqueira Operando como se estivesse 100% lubrificado, por Andreas Goldschmidt e Tobias Gürtler Entrevista exclusiva
Celso Magalhães, presidente de Novos Negócios e do Conselho da Georadar
Georadar quer navegar em outros mares
Fazendo o trabalho bem feito. Esta é a marca da Tiger.
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GASCAV GASCAV Diâmetro: 28” Diâmetro: 28” Extensão: 300 km Extensão: 300 km Vazão: 20 milhões m³/d Vazão: 20 milhões m³/d
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Quissamã Quissamã
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Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 Investimentos: Investimentos: Implantação Implantação xx Avaliação Avaliação 0,5% 1,0 bilhão) 3,0 bilhões) 0,5%(US$ (US$ 1,0 bilhão) 1,1% 1,1%(US$ (US$ 3,0 bilhões) 0,5% 1,4% 0,5%(US$ (US$1,1 1,1bilhão) bilhão) 1,4%(US$ (US$3,5 3,5bilhões) bilhões) 1,5% 1,5%(US$ (US$1,9 1,9 bilhão) bilhão) 2,9% 2,9%(US$ (US$ 3,7 3,7 bilhões) bilhões)
1,0% 2,3 bilhão) 1,0% (US$ (US$ 2,3 bilhão) 0,4% 1,0 bilhão) 0,4% (US$ (US$ 1,0 bilhão)
2,2% 5,1 bilhões) 2,2% (US$ (US$ 5,1 bilhões) 4,2% 4,2% (US$ (US$ 9,9 9,9 bilhões) bilhões)
Em Em Implantação Implantação 20,9% 20,9% US$ 43,2 bilhões
US$ 43,2 bilhões
71,2% 71,2%
770 770 projetos projetos
1% 1% (US$ 0.3 bilhões)
(US$ 0.3 bilhões)
6,1% 6,1% US$ 1.8 bilhões
US$ 1.8 bilhões
6,4% 6,4% US$ 1,9 bilhões
US$ 1,9 bilhões
13,5% 13,5% US$ 4 bilhões
Cabiúnas Cabiúnas
GASDUC III GASDUC III Diâmetro: 38” Diâmetro: 38” Extensão: 183 km Extensão: 183 km Vazão: 40 milhões m³/d Vazão: 40 milhões m³/d
C IIII UC DU OSSD O II III SDUC C III UC DU U C II S A D G G S A G ASD GA IV C IV U D C S U OSD O
Barrado doFurado Furado Barra
GASCABB11 GASCA OCAB11 OCAB
CABIÚNAS CABIÚNAS Capacidade: 15 milhões m³/d Capacidade: 15 milhões m³/d Obs.: considerado o maior pólo Obs.: considerado o maior pólo processador de gás natural do Brasil processador de gás natural do Brasil
Gasodutode de12” 12” Gasoduto (extensão95 95km) km) (extensão
Macaé Macaé
População ........................................217.951 ........................................217.951 População Área...............................................1.216 ...............................................1.216km² km² Área Densidadedemográfica demográfica........179,25 ........179,25hab/km² hab/km² Densidade Empresas instaladas instaladas........................... ...........................5,3 5,3mil mil Empresas Trabalhadoresativos ativos.......................... ..........................110 110mil mil Trabalhadores Salário médio médiomensal mensal....................R$ ....................R$4,6 4,6mil mil Salário Royalties............................... ...............................R$ R$160 160milhões milhões Royalties PIB (IBGE/2010) .............. R$ 11.267 976,990 PIB (IBGE/2010) .............. R$ 11.267 976,990 PIB per per capita capita.......................... ..........................R$ R$54.501,02 54.501,02 PIB Rodoviasde deacesso acesso....BR-101, ....BR-101,RJ-168 RJ-168eeRJ-106 RJ-106 Rodovias
Rio das das Ostras Ostras Rio
Gasodutode de18” 18” Gasoduto (extensão:113 113km; km; (extensão: vazãonominal: nominal: vazão 3 pordia) dia) 4,25milhões milhõesmm3 por 4,25
Fonte: IBGE, dezembro de 2012 Fonte: IBGE, dezembro de 2012
G&E G&E
27.4% 27.4% US$ 64.8 bilhões
62,3% US$ 147.5 bilhões
Internacional Internacional
US$ 64.8 bilhões
Armação de de Búzios Búzios Armação
Pbio* Pbio*
US$ 147.5 bilhões
Em Em Avaliação Avaliação
Distribuição Distribuição
Projetos Projetos dos dos demais demais segmentos, segmentos, que que não não E&P, E&P, atualmente atualmente em em Fase Fase I,I, IIII ee III. III.
Cabo Frio Frio Cabo
ETM* ETM*
US$ 236,7 bilhões
177 177 projetos projetos
FPSORio RioBade Bad FPSO dasOstras Ostras das
Alcalis Alcalis
Demais Demais Áreas* Áreas*
Oceano Atlântico
Arraial do Cabo
947 947 projetos projetos
US$ US$21,7 21,7bilhões bilhões
Linguado Linguado
**Pbio Pbio==Petrobras PetrobrasBiocombustíveis Biocombustíveis••ETM ETM==Engenharia, Engenharia,Tecnologia Tecnologia ee Materiais Materiais •• Outras Outras Áreas Áreas == Financeiro, Financeiro, Estratégia Estratégia ee Corporativo-Serviços Corporativo-Serviços Fase FaseI:I:Identificação Identificaçãoda daOportunidade; Oportunidade;Fase FaseII:II:Projeto ProjetoConceitual; Conceitual; Fase Fase III: III: Projeto Projeto Básico; Básico; Fase Fase IV: IV: Execução Execução ee Obras Obras
1-RJS-485 1-RJS-485
BM-C-39 BM-C-39 OGX OGX
Pós-Sal, Pós-Sal, pré-Sal, pré-Sal, Cessão onerosa e curva de produção Produção Produção de de óleo óleo ee Gnl Gnl Pós-Sal Pós-Sal
Pré-Sal Pré-Sal
Cessão Cessão onerosa onerosa
BM-C-45 BM-C-45 Starfish Starfish
lula lula exteRno exteRno Sul Sul
lula lula alto alto
iaRa iaRa nW P-71** P-71**
P-68** P-68**
Se Se áGuaS PRoFunDaS PRoFunDaS
lula lula oeSte oeSte
Baúna Baúna aa contratar* contratar*
Cidade Cidadede deitajaí itajaí
lula lula CentRal CentRal
Piloto Pilotolula lula noRDeSte noRDeSte aa contratar* contratar* lula lula Sul Sul
Cidade Cidadede deParaty Paraty PaPa-teRRa PaPa-teRRa
P-69** P-69**
a a contratar contratar
FRanCo FRanCo Sul Sul
Sul Sul PaRque DaS DaS BaleiaS
P-76*** P-76*** a a contratar contratar
taRtaRuGa taRtaRuGa VeRDe VeRDe ee meStiÇa meStiÇa
maRomBa maRomBa
P-66** P-66** FRanCo FRanCo 11
P-63 P-63
a a contratar contratar a a contratar contratar
P-74*** P-74*** RonCaDoR iV iV RonCaDoR
P-62 P-62
noRtePaRque PaRque noRte SaPinhoá SaPinhoá BaleiaS BaleiaS noRte noRte P-58 P-58 Baleiaazul azul Baleia
PaPa-teRRa PaPa-teRRa
Cidadede de Cidade anchieta anchieta
P-61(tlWP) (tlWP) P-61
2,0 2,0
2,0 2% 2% 2,0 2013 2013
contratar aa contratar
PaRque DoS DoS PaRque DoCeS DoCeS
P-67** P-67** FRanCo SW SW FRanCo
Bonito
CaRCaRá CaRCaRá
a contratar a contratar contratar a entoRno entoRno De iaRa De
a contratar contratar a
FRanCo leSte
BM-C-38 BM-C-38 MaerskOil Oil Maersk
2,5 2014 2014
2015 2015
2016 2016
eSPaDaRte iii
a contratar
2018
BM-C-46 BM-C-46 Starfish Starfish
PN PNG 00
9,5 9,5
Petrobras Petrobras
a contratar
milhões bpd
2019
BM-C-43 BM-C-43 OGX OGX
P-63 TLWP P-63 TLWPP-61 P-61
BM-S-44 BM-S-44 mantém petrobras petrobras mantém E&P E&P como como alicerce alicerce
FloRim
2,75
2017 2017
BM-C-42 BM-C-42 OGX OGX
Papa-Terra Papa-Terra Maromba Maromba
BM-C-44 BM-C-44 Petrobras Petrobras
BM-C-41 BM-C-41 OGX OGX
milhões bpd bpd milhões milhões milhões bpd
(*)unidades unidadesem emfase fasefinal finalde decontratação contratação (**) (**) Casco Casco com com construção construção no no estaleiro estaleiro Rio Rio Grande Grande (RS) (RS) (*)
TubarãoTigre Tigre Tubarão TubarãoGato Gato Tubarão TubarãoAreia Areia Tubarão TubarãoAzul Azul Tubarão FPSO FPSO OSX-1 OSX-1 Waimea Waimea
4,2
P-73** P-73** P-77*** P-77***
Carataí Carataí
BM-C-37 BM-C-37 MaerskOil Oil Maersk
a contratar
FRanCo nW nW FRanCo
FPSOMaersk Maersk FPSO Peregrino Peregrino
PeregrinoAA Peregrino
Cidadede deitaguaí itaguaí P-75*** Cidade P-75***
milhões bpd bpd milhões milhões bpd bpd milhões 2012 2012
P-70** P-70**
lula noRte noRte lula
Cidadede deilhabela ilhabela iRaCema Cidade iRaCema noRte iRaCema Sul Sul noRte iRaCema
Cidade de de Cidade mangaratiba mangaratiba
a contratar contratar a
CaRioCa CaRioCa
Peregrino Peregrino
JuPiteR
a contratar
PolvoAA Polvo
PeregrinoBB Peregrino
BM-C-47 BM-C-47 Statoil Statoil
24 unidades contratadas e 15 a contratar entre 2013-2017
eSPaDaRte eSPaDaRte i
iaRa iaRa hoRSt hoRSt
RonCaDoRiii iii RonCaDoR
25 novas unidades de produção entrarão em operação no período 201317 ou 38 novas uePs entrarão em operação no período 2013-20
Polvo Polvo
BM-C-40 BM-C-40 OGX OGX
P-72** P-72**
Piloto Piloto SaPinhoá SaPinhoá
P-55 P-55
TubarãoMartelo Martelo Tubarão FPSO FPSO Polvo Polvo
ne ne De tuPi
Cidade Cidadede deSão São Paulo Paulo
Gaso Gasod (exte (exten 2,2mim 2,2
Downstream Downstream
US$ US$ 29,6 29,6 bilhões bilhões
US$ 4 bilhões
GASDUC II GASDUC II Diâmetro: 20” Diâmetro: 20” Extensão: 182 km Extensão: 182 km Vazão: 18 milhões m³/d Vazão: 18 milhões m³/d
OSDUC IV IV (LGN) (LGN) OSDUC Diâmetro: 16” 16” Diâmetro: Extensão: 183 183 km km Extensão: Vazão: 15 milhões m³/d Vazão: 15 milhões m³/d
E&P E&P
US$ US$ 207,1 207,1 bilhões bilhões
US$ US$147,5 147,5 bilhões bilhões
73% 73%
Todos Todos os os projetos projetos de de E&P E&P no no Brasil Brasil ee os os projetos projetos dos dos demais demais segmentos segmentos que se encontram em que se encontram em Fase IV Fase IV
Carapebus Carapebus
OSDUC IIII (GLP) (GLP) OSDUC Diâmetro: 10” 10” Diâmetro: Extensão: 180 180 km km Extensão: Vazão: 77 milhões milhões m³/d m³/d Vazão:
1,1% 2,9 bilhão) 1,1% (US$ (US$ 2,9 bilhão) 1,4% 3,2 bilhão) 1,4% (US$ (US$ 3,2 bilhão)
LagoaFeia Feia Lagoa
2020
(***) Casco Casco com conversão no estaleiro inhaúma (RJ) (***)
buscar ganhos de produtividade (buscar eficiência). “Não adianta ter as unidades de produção sem os poços e sem as interligações submarinas. E esses poços representam muito dinheiro... Colocamos esse programa com a mesma cara dos outros (Proef, Procop, Infralog e Prodesin), até porque existe uma metodologia que faz com que a empresa toda rode no mesmo ritmo e velocidade”, afirmou Formigli. “Vamos trabalhar em cima do que é pedido, em cima do preço, mas também a eficiência. Isso é trabalhado junto ao pessoal de poços marítimos e também existirá na área terrestre, dentro das melhores práticas de segurança e
PRC-Poço: PRC-Poço: Programa Programa de de Redução Redução de de Construção Construçãode dePoços PoçosCompõe Compõe Custos Custos de de Poços Poços Parcela Parcelarelevante relevantedos dosInvestimentos Investimentos
236,7 236,7 89,2 89,2
Demais Demais Áreas Áreas
147,5 147,5 16,3 16,3 24,3 24,3
147,5 E&P 147,5 E&P
106,9 106,9
Infraestrutura InfraestruturaeeSuporte Suporte ExPloração ExPloração Investimentos Investimentos em emPoços PoçosExploraExploratórios tórioseede de Desenvolvimento Desenvolvimentoda daProdução Produção somam US$ 75 75 bilhões bilhões somam US$
DESENvolvImENTo DESENvolvImENTo Da Da ProDução ProDução
Investimentos Investimentos PNG PNG 2013-2017 2013-2017
Investimentos Investimentos em em E&P E&P Brasil Brasil
bilhão, bilhão, que que já já está está incorporaincorpora-
Aumento Aumentoda dafrota frotade de sondas sondaseerecursos recursosde de logística logística • Petrobras • Petrobrascurrently currently has has69 69floating floatingdrilling drilling rigs rigs for forwell wellconstuction constuction and andmaintenance maintenanceinin Brazil Brazil AA Construção Construçãode dePoços Poços representa: representa:
• 32% • 32%dos dosinvestimentos investimentos da daPetrobras Petrobrasno noPNG PNG 2013-2017 2013-2017 • 51% • 51%dos dosinvestimentos investimentos em emE&P E&Pno noBrasil Brasil
Disciplina Disciplina de de projetos projetos
1919km km
PROEF: PROEF:P Eficiência Operacional Operacional (%) (%) Eficiência
ENCARTE ESPECIAL: MAPA BACIA DE CAMPOS 2013 | FORMATO: 1,Om X 0,7m
Ma Man eq equ We Wel Fle Flex Mã Mão eO e Of
Porto Porto de de Imbetiba, Imbetiba,Macaé Macaé Área Área.................................... .................................... 55.000 55.000m² m² Cais Caisdo doPorto Porto 33piers piers.....................................6 .....................................6berços berços Comprimento Comprimento............................... ...............................90 90mm Largura Largura..........................................15 ..........................................15mm Calado Caladomáximo máximo.............................. ..............................88mm Deadweight Deadweightmáximo máximo...........5.000 ...........5.000ton ton Atracações Atracações............................ ............................440/mês 440/mês Capacidade Capacidadede deestocagem estocagem água: água:6.000 6.000m³; m³;óleo: óleo:4.620 4.620m³; m³; granéis: granéis:33.000 33.000m³ m³
Realiza Realiz
9292
7272
2012 201
Sucess Suces Barcos em Barcosde deapoio apoio emop o
Janeiro/2 Janeiro/
Tipo TipoBandeira Bandeira AHTS AHTS PSV PSV Brasileira 17 89 Brasileira 17 89 Estrangeira 84 98 Estrangeira 84 98 TOTAL 101 TOTAL 101 187 187
Bras Bras
Total: Total:429 429embarcações, embarcações,das dasqua qu
AHTS AHTS(Anchor (AnchorHandling Handlingand andTug TugSupp Sup de desuprimento suprimentoàsàsplataformas; plataformas;RSV RSV(R(R LH LH(Linehandling): (Linehandling):manuseio manuseiodedeespias espia derramamento derramamentode deóleo; óleo;WSV WSV(Well (WellStim St linhas; linhas;DSV DSV(Diving (DivingSupport SupportVessel): Vessel):em e
anutenção industrial de quipamentos para Wireline, Slickline, ell Services, Testing, Mud Logging, exiTubo
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Legendas Plataforma Fixa ..................
Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência (FSO) ..................................
BM-C-25 Petrobras
Baleia Anã Cachalote
P-57
Tipo
Ínicio da operação
P-58
FPSO
2014
Baleia Azul
OSX-2
FPSO
2013
Unidade de Processamento e Compressão de GN ...........
OSX-3
FPSO
2013
P-63
FPSO
2013
P-61
TLWP
P-62 P-55
Argonauta
FPSO Capixaba Baleia Franca
Jubarte
Denominação
Unidade de Manutenção e Segurança (UMS) ................
Gasoduto Oleoduto
Semissubmersível ..............
P-34
UNIDADES OFFSHORE NA BACIA DE CAMPOS
Unidade Flutuante de Produção com Pernas Tensionadas (TLWP)................................
Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO).........
FPSO Espírito Santo
Ostra
Nautilus Baleia FPSO Cidade Azul de Anchieta Mangangá
Caxaréu
Abalone
BM-C-32 BP BM-C-26 Petrobras
Pirambu
Maiores poços produtores (BOE) Posição Campo
BM-C-27 Petrobras
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Catuá
BM-C-30 Anadarko
BM-C-27 Petrobras BM-C-31 Petrobras
oduto de 12” ensão 84 km; vazão milhões m3 por dia) FPSO Frade
Oleoduto de 22” (extensão 84 km; vazão 17 mil m3 por dia)
1-RJS-511
PVM-3 PVM-2
PCP-1
PCP-2
Oleoduto de 24” (extensão 82 km; vazão nominal: Parati 22,8 mil m3 por dia)
PCH-1 Cherne UMS Cidade de Arraial do Cabo Malhado Corvina
UMS Cidade SS-06 P-15 Armação de Búzios dejo Enchova Piraúna Oeste Enchova P-12
o
Voador P-20
P-47
PNA-2
P-18
P-27
P-35 P-26 Marlim
UMS Cidade de Quissamã P-43
Congro
FPSO Fluminense
P-40
Concessionário
P-51 P-56
BM-C-36 Petrobras
Espadarte
Mandarim
Bloco
Campo
C-M-592 C-M-592 C-M-592 C-M-401 C-M-401 C-M-592 C-M-466
Tubarão Tigre Tubarão Gato Tubarão Areia Tartaruga Mestiça Tartaruga Verde Tubarão Azul Tubarão Martelo
Tartaruga Mestiça
BM-C-36 Petrobras
Carapicu
NÃO NÃO NÃO NÃO NÃO NÃO NÃO
Campo/Bloco
Nome Poço ANP
Data 11/03/2013 11/03/2013 11/03/2013 28/12/2012 28/12/2012 09/05/2012 19/04/2012
C-M-471 C-M-471 ALBACORA C-M-560 S-M-623 VOADOR C-M-560
1BP8DRJS 1BP8DRJS 3BRSA1123RJS 3OGX109RJS 1BRSA1063SPS 3BRSA1117DRJS 1OGX104RJS
Notificação de Indícios Fluidos de Hidrocarbonetos 17/05/2013 23/04/2013 22/04/2013 09/04/2013 28/03/2013 28/03/2013 29/01/2013
Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo Petróleo
Aeroportos
CPVV
SÃO TOMÉ
ITAPEMIRIM (2015)
MACAÉ
MACAÉ
CABO FRIO
PORTO DO RIO
JACAREPAGUÁ
BM-C-33 Repsol YPF
Xerelete
Seat
Xerelete Sul
Pão de Açúcar
ITAGUAÍ (2016)
ITAGUAÍ (2016)
SANTOS (2015)
SANTOS (2015)
ITANHAÉM
ITAJAÍ
NAVEGANTES
CABO FRIO
SANTOS
76
2013
94
94
94
94
88
90
90
81
NAVEGANTES Eficiência UO-BC
2014
2015
ITAJAÍ
Eficiência UO-RIO
2016
2017
Ext. Sul), P-69 (Lula Oeste), P-76 (Franco Sul), Tartaruga Verde e Mestiça, P-70 (Iara Horst), V DSV/RSV Mini Supply LH/SV Crew Boat OSRV WSV Parque PLSV dos Doces e P-77 (Franco 4 1 51 17 12 2 Noroeste). 2 “E teremos mais dois com um conjunto 13 4 4 10 9 2 anos seguidos 10 significativo de unidades, em 17 5 65 Bacia do 21 21 4 12 torno de sete por ano, para que Espírito Santo gente uais 50 atendem outras companias Bacia fora da de Petrobras – Fonte: Abeam, julhoade 2012tenha o suporte da curva Campos de produção crescente até atingir pply): manuseio de âncoras, reboque e suprimento; PSV (Platform Supply Vessel): embarcação ossupridor; 4,2 milhões de barris em 2020, ROV Support Vessel): embarcacões equipadas com veículo de operação remota; MS: mini as; Crewboat: transporte de tripulantes para as plataformas; OSRV (Oil Spill Response Vessel): combate a mais um milhão dewbarris w w .de tnpetróleo.com.br timulation Vessel): estimulação de poços; PLSV (Pipe Laying Support Vessel): construçãoóleo e lançamento de equivalente da produção de Bacia de Santos embarcações de suporte ao mergulho. gás”, concluiu, acrescentando o valor da produção operada para
sso Exploratório operação no Brasil e Aumento das Reservas
/2012 e Fevereiro/2013
sil
Oceano
Bacia de Santos
Bacia de Campos
100.000
6 milhões –
Papa-Terra
1.165
150.000
1 milhão
2013
Papa-Terra
1.180
–
–
FPSO
2013
Roncador
1.315
180.000
6 milhões
Semissub
2013
Roncador
1.790
180.000
6 milhões
FPSO Cidade de Anchieta
FPSO
2012
Baleia Azul (BES)
800
100.000
2,5 milhões
UMS Cidade de Quissamã
Semissub
2011
Marlim (P-37)
–
–
FPSO OSX-1 (OGX)
FPSO
2011
Waimea
134
80.000
Maersk Peregrino (Statoil)
FPSO
2011
Peregrino
110
100.000
–
Peregrino A (Statoil)
Fixa
2011
Peregrino
110
–
–
Peregrino B (Statoil)
Fixa
2011
Peregrino
110
–
–
UMS Cidade de Arraial do Cabo
Semissub
2011
Cherne
–
–
–
P-56
Semissub
2011
Marlim Sul
1.700
100.000
6 milhões
Frade (Chevron)
FPSO
2009
Frade
1.100
100.000
3 milhões
1.080
100.000
3,5 milhões
–
– 2,5 milhões
FPSO Cidade de Niterói
FPSO
2009
Marlim Leste
FPSO Cidade Rio das Ostras
FPSO
2008
Badejo
95
20.000
–
FSO Cidade de Macaé
FSO
2007
Marlim Sul/Marlim Leste/Roncador
105
1,8 milhão
–
Polvo (BP)
FPSO
2007
Polvo
105
1,8 milhão
Polvo (BP)
Fixa
2007
Polvo
105
60.000
–
P-54
FPSO
2007
Roncador
1.300
180.000
6 milhões
P-53
FPU
2008
Marlim Leste
1.080
190.000
6 milhões
PRA-1
Rebombeio
2007
Marlim Sul
106
750.000
FPSO Rio de Janeiro
FPSO
2007
Espadarte
1.370
100.000
2.5 milhões
P-51
Semissub
2008
Marlim Sul
1.255
180.000
7 milhões
P-52
Semissub
2007
Roncador
1.800
180.000
9 milhões
P-50
FPSO
2006
Albacora Leste
1.750
180.000
6 milhões
UMS Cidade de Armação dos Búzios
Semissub
2006
Enchova
–
–
–
P-48
FPSO
2005
Caratinga
1.040
150.000
6 milhões
P-47
FPSO
2005
Marlim
960
150.000
P-43
FPSO
2005
Barracuda
820
150.000
6 milhões
FPSO Marlin Sul
FPSO
2004
Marlim Sul
1.250
100.000
2,3 milhões
FPSO Fluminense (Shell)
FPSO
2003
Bijupirá/Salema
870
70.000
8 milhões
FPSO Brasil
FPSO
2003
Roncador
1.360
90.000
3 milhões
SS-06
Semissub
2002
Enchova
P-40
Semissub
2001
Marlim Sul
P-38
FSO
2001
Marlim Sul
P-37
FPSO
2000
Marlim
P-35
FPSO
1998
Marlim
P-33
FPSO
1998
Marlim
P-32
FPSO
1997
Marlim
P-31
FPSO
1998
Albacora
330
100.000
2,9 milhões
P-27
Semissub
1998
Voador
533
65.000
2,2 milhões
P-26
Semissub
1997
Marlim
990
100.000
3 milhões
P-25
Semissub
1996
Albacora
575
100.000
6,5 milhões
P-20
Semissub
1992
Marlim
620
50.000
1,2 milhão
P-19
Semissub
1997
Marlim
770
100.000
3 milhões
P-18
Semissub
1994
Marlim
910
100.000
1,9 milhão
P-15
Semissub
1983
Marimbá/Piraúna
242
40,000
1 milhão
P-12
Semissub
1984
Badejo/Linguado/Trilha
103
35.000
P-09
Semissub
1983
Congro/Corvina/Malhado
230
38.000
550.000
P-08
Semissub
1993
Marimbá
423
60.000
1,6 milhão
P-07
Semissub
1988
Bicudo/Enchova Oeste
209
56.000
120
–
–
3 milhões
–
–
1.080
150.000
6 milhões
1.030
–
–
910
150.000
6 milhões
850
100.000
3 milhões
780
50.000
2,5 milhões
1.060
150.000
–
900.000
900.000
PCE-1
Fixa
1988
Enchova/Bonito
116
60.000
1,1 milhão
PCH-1
Fixa
1984
Anequim/Bagre/ Cherne/Parati
117
44.000
1,9 milhão
PCH-2
Fixa
1983
Congro/Cherne/Malhado
142
48.000
2 milhões
PCP-1
Fixa
1988
Carapeba
82
–
–
PCP-2
Fixa
1988
Carapeba
83
–
PCP-3
Fixa
1988
Carapeba
82
–
–
PGP-1
Fixa
1979
Garoupa/Garoupinha/Viola
120
120.000
650.000
PNA-1
Fixa
1983
Congro/Namorado
145
40.000
3 milhões
PNA-2
–
1984
Namorado
170
60.000
1988
Pargo
101
190.000
700.000
1984
Pampo
115
80.000
2,1 milhões
2.416 2.416 542 133 1.871 665 133
PVM-1
Fixa
1988
Vermelho
80
–
–
PVM-2
Fixa
1988
Vermelho
80
–
–
PVM-3
Fixa
1988
Vermelho
80
–
–
Bacia do Espírito Santo
Grau API no petróleo offshore
Albacora Leste .................................................................................. 20,0 Albacora P-31 .....................................................................................28,3 Barracuda P-43 .................................................................................24,9 Bijupirá/Salema FPSO Fluminense...............................................28,0 Caratinga P-48 ...................................................................................22,4 Espadarte .............................................................................................27,1 Espadarte FPSO Cidade do Rio de Janeiro ............................... 20,5 Espirito Santo.....................................................................................24,8 Golfinho FPSO Capixaba (*) ........................................................... 41,0 Golfinho FPSO Cidade de Vitória ...................................................27,6 Jubarte(**) ......................................................................................... 16,8 Marlim Leste Jabuti (FPSO Cidade de Niterói)............................28,1
400.000
Marlim Leste P-53............................................................................. 21,5 Marlim P-32.........................................................................................19,6 Marlim P-33 .........................................................................................19,9 Marlim P-35 ....................................................................................... 20,0 Marlim P-37 ....................................................................................... 22,8 Marlim P-47 .........................................................................................19,6 Marlim Sul FPSO Marlim Sul ..........................................................23,0 Marlim Sul P-38..................................................................................23,1 Roncador FPSO Brasil .....................................................................27,0 Roncador P-52...................................................................................28,3 Roncador P-54 .................................................................................. 18,0 Siri FPSO Cidade de Rio das Ostras............................................. 12,3
Obs.: Quanto maior o grau do API, mais leve e melhor é o óleo – Faixas: maior que 31,1 ºAPI, leve; entre 22,3 e 31,1 ºAPI, médio; abaixo de 22,3 ºAPI, pesado. Geralmente, óleo com ºAPI entre 40 e 45 graus tem os preços mais altos. Acima de 45 graus a cadeia molecular fica mais curta e com menos valor para as refinarias. * Corrente oscilará entre estes parâmetros de qualidade até estabilizar-se. | ** Corrente oscilará seus parâmetros em função da incorporação do poço ESS103 (API 29,6). Fonte: Petrobras
BACIA DE CAMPOS
Garoupa....................................................... 142 Enchova ....................................................... 114 Pampo .......................................................... 114 Roncador.................................................... 200 Albacora Leste ............................................198 Marlim Leste .............................................. 145 Marlim Sul .................................................. 182 Tupi ..............................................................320
Metas PROEF 93
100.000
120
Fixa
Distâncias médias entre a costa (Macaé) e os principais campos em produção (km)
ITANHAÉM
120
Waikiki
Fixa
SÃO TOMÉ
ITAGUAÍ PORTO DO RIO JACAREPAGUÁ
: Programa Passa a Contemplar a UO-RIO
ITAPEMIRIM
Waimea
Fixa
MACAÉ
Gávea
zado
APOIO LOGÍSTICO
VITÓRIA
Compressão de gás (m³/dia)
180.000
PPM-1
CPVV
BM-C-35 Petrobras
Produção (barris/dia)
1.400
PPG-1A
Portos (apoio offshore)
VITÓRIA
Lâmina d’água (metros)
Lâmina d’água (m)
Fonte: ANP/SDP/SIGEP, março, 2013
BM-C-34 BP
NG 2013-2017
12
Anexado
Indícios de hidrocarbonetos constatados
FPSO Rio de Janeiro
2
2.174.078 38.779 18.919 17.847 13.794 12.400 10.262 8.359 8.282 5.572
Fonte: ANP/SDP/SIGEP, março, 2013
Tartaruga Verde
2
67.439,4 1.234,7 2.957,0 246,8 333,7 422,4 1.631,5 24,8 40,5 16,5
Declaração de comercialidade da Bacia de Campos
PPM-1 Pampo
1.749.884 31.013 319 16.295 11.695 9.743 0 8.203 8.027 5.468
Fonte: ANP/SDP/SIGEP, março, 2013
FPSO Marlim Sul Marlim Sul
P-48
Petróleo (bbl/d) Gás Natural (Mm³/d) Produção (boe/d)
PETROBRAS BG BRASIL QUEIROZ GALVÃO SHELL BRASIL REPSOL PETROGAL BRASIL OGX MARANHÃO BP ENERGY OGX MAERSK ENERGIA
FPSO Cidade de Niterói
P-38
Caratinga
Bicudo P-07
P-53
Fonte: ANP/SDP/SIGEP, março, 2013
Marlim Leste P-37
Barracuda Bijupirá
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
P-19
29.273 28.492 26.393 24.305 23.793 21.724 21.454 20.741 20.107 20.038 19.765 18.334 17.907 17.075 16.747 16.502 16.420 16.083 15.185 14.895
Dez maiores produtores de petróleo e gás no Brasil Posição
Albacora
P-33
Viola
Namorado PCH-2
Salema
P-08 Marimbá
Bonito
P-32
PGP-1 Garoupa PNA-1
P-09
PRA-1 Moreia
Garoupinha
Anequim Bagre
BM-C-28 Petrobras
Vermelho
Pargo
Albacora Leste
Prod. boe/d
7LL3DRJS 7BAZ4ESS 9BRSA716RJS 7MLS157HRJS 3BRSA496RJS 7MLS189HPRJS 7JUB34HESS 6BRSA639ESS 7MLS209HARJS 7MLS159HPRJS 7MLL10HPRJS 6BRSA817RJS 7CHT7HPESS 7MLS163HPRJS 7RO41DRJS 7MLS153HRJS 9BRSA908DRJS 6BRSA631DBESS 3BRSA1017DRJS 7BAZ6ESS
* Nome do poço pela ANP ** Localizado na Bacia de Santos
P-50
P-25
P-31
FPSO Cidade de Macaé
PPG-1
Carapeba
P-62
P-54
BM-C-29 Anadarko
PCP-3
P-55 Roncador
FPSO Brasil
Gasoduto de 20” (extensão 87 km; vazão 4,7 milhões m3 por dia)
P-52
Frade
Poço*
LULA** BALEIA AZUL LULA** MARLIM SUL LULA** MARLIM SUL JUBARTE JUBARTE MARLIM SUL MARLIM SUL MARLIM LESTE MARLIM LESTE CACHALOTE MARLIM SUL RONCADOR MARLIM SUL LULA** BALEIA AZUL MARLIM LESTE BALEIA AZUL
Localização (campo)
Encarte Especial Revista TN Petróleo nº 89 Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis Rua do Rosário, 99/7º andar • Rio de Janeiro, RJ, Brasil • CEP 20041-004 • Tel/Fax: 55 21 3221-7500 tnpetroleo@tnpetroleo.com.br • www.tnpetroleo.com.br • www.tbpetroleum.com.br Todos os direitos reservados. © 2013 - Benício Biz Editores Associados Ltda.
Bacia de Campos Produção média de petróleo e LGN .................1.487.429 barris/dia Produção média de gás natural ..................... 26.710 milhões de m³ Produção total em barris equivalentes ................... 1.655.436 boe/d Número de poços produtores ..........................................................532 Número de poços injetores ...............................................................177 Reserva provada total.................................................. 11,6 bilhões boe Plataformas fixas ...................................................................................18 Plataformas flutuantes ........................................................................40 Plataformas em construção ................................................................. 6 Sondas de perfuração ......................48 (4 próprias e 44 afretadas)
Números de abril/2013
Manifolds ................................................................................................ 69 Monoboias ................................................................................................. 1 Dutos submarinos .....................................................................5 mil km Áreas de concessão pela ANP ........................................... 10.105 km² Área total ............................................................................... 100 mil km² Frota de barcos de apoio ..................................................................267 Frota de helicópteros .......................................................42 aeronaves Passageiros transportados/mês (média) ................................. 50 mil Trabalhadores (empregados e terceirizados) ........ cerca de 66 mil
Mais de 80% de óleo e gás no Brasil, 36 anos de desafios e US$ 84 bilhões no PNG 2013-2017
Bacia de Campos 2013 Infraestrutura e Logística
Fonte: MME, ANP, IBGE, IBP, Petrobras, Transpetro, BP, Shell, OGX, Statoil, Starfish, Mäersk Oil, Repsol YPF, Abeam, Google
sumário
24
edição nº 89 maio/jun 2013
Entrevista exclusiva
Celso Magalhães, presidente de Novos Negócios e do Conselho da Georadar.
entrevista exclusiva
GEORADAR QUER NAVEGAR
EM OUTROS MARES
com Celso Magalhães, presidente de Novos Negócios e do Conselho da Georadar
NO FINAL DE 2006, ENTRAMOS EFETIVAMENTE
por Maria Fernanda Romero
NO MERCADO DE SÍSMICA ONSHORE E UM ANO A Georadar, empresa brasileira que consolidou uma bemsucedida trajetória no mercado onshore como prestadora de serviços de levantamentos geofísicos, diagnósticos ambientais e geotécnicos, e há três anos iniciou operações offshore, inclusive no pré-sal brasileiro, quer ir para além das novas fronteiras exploratórias do Brasil, em busca de negócios no mercado internacional.
14
DEPOIS NOS TORNAMOS O MAIOR OPERADOR
“SOMOS UMA EMPRESA na qual a sísmica é parte importante. É natural que seja também no mar”, diz o presidente de Novos Negócios e do conselho da Georadar, explicando a razão de a empresa ter feito parcerias para entrar no segmento offshore. Os resultados dessa diversificação dos negócios são alentadores. “Nossa liability é muito baixa e o índice de satisfação dos nossos colaboradores e dos nossos clientes é alto. Estamos nos tornando uma empresa global relevante”, afiança o executivo, ponderando: “Somos competitivos. Não obstante, ainda temos ‘chão’ para melhorar. Uma empresa de serviços tem sempre um longo caminho pela frente se permanecer na trilha certa”, conclui.
BRASILEIRO NESTA ATIVIDADE, COM 54% DE
Em 2003 a Georadar saiu da incubadora e passou a atuar de forma independente, como empresa. Isso foi antes ou depois de fecharem o primeiro contrato? Com quem foi o contrato e qual o escopo? Ela sempre foi independente, mas a partir de outubro de 2003, quando entrei na Georadar, começamos a operar no mercado, com foco em geotecnia e diagnósticos ambientais. Em 2004, a Georadar já atendia a contratos com mineradoras, em Minas Gerais, e pequenas operadoras de petróleo, além da própria Petrobras. Em 2009, a empresa captou R$ 62,5 milhões da gestora de recursos AngraInfra, especializada em infraestrutura, para a expansão do negócio de pesquisas sísmicas, que até então eram exclusivamente onshore. Por que a empresa decidiu ingressar no mercado offshore? No final de 2006, entramos efetivamente no mercado de sísmica onshore e um ano depois nos tornamos o maior operador brasileiro nesta atividade, com 54% de market share. Em 2009, fizemos nosso primeiro private placement, por meio do qual a AG Angra, hoje AngraInfra, fundo de Private Equity, passou a fazer parte do grupo. Em 2010, fomos, literalmente, para o mar, com a aquisição da Geodata Serviços Offshore, que atuava no mercado de oceanografia. Em outubro desse mesmo ano, ganhamos outro investidor, a empresa de participações Rioforte, pertencente ao Espírito Santo Bank de Portugal, que fez um private placement de
R$ 100 milhões. O objetivo, com esses recursos, era ingressar no mercado de sísmica offshore de OBC (Ocean Bottom Cable, ou sísmica com cabo de fundo) e criar uma companhia de navegação, para ampliar o escopo de serviços. Em 2011 vocês colocaram em operação o navio GSO Marechal Rondon, adquirido na Noruega em 2010. Qual o investimento necessário para adquirir esse equipamento? Quando ele começou a operar, para que cliente? Investimos cerca de R$ 15 milhões no navio oceanográfico Marechal Rondon, que foi batizado em dezembro de 2010 e começou a operar em fevereiro do ano seguinte, dentro de um contrato com a Pontifícia Universidade Católica (PUC-RS)
e a Petrobras na Bacia de Pelotas (RS). Desde então, trabalhamos para universidades, operadoras de petróleo e para o Serviço Geológico do Brasil (CPRM) com esse navio que coleta dados oceanográficos e está equipado para trabalhar em águas de até 6.000 m. Inclusive já operamos na área do pré-sal. Vocês pretendem ampliar a frota de navios? Qual a previsão de um novo navio? Sim, no momento estamos estudando a possibilidade de termos mais um navio, para operar em águas rasas. Vai depender da demanda de mercado, que hoje se encontra retraída no Brasil. Mas acreditamos que no próximo ano
ela deve recuperar o ritmo dos anos anteriores. Qual a expectativa de negócios na área offshore? Pode responder futuramente pela maior parcela do faturamento da empresa? Como disse, o mercado está retraído devido à reordenação do Plano de Negócios e Gestão da Petrobras e também à falta de leilões exploratórios desde 2008. Mas as expectativas são boas, pois estamos nos internacionalizando, buscando novos mercados, além de nos prepararmos para uma retomada brasileira que é esperada a partir do segundo semestre deste ano. Qual o objetivo da Georadar ao fazer uma aquisição e criar a GeoRXT, com
TN Petróleo 89
TN Petróleo 89
30
Georadar quer navegar em outros mares
MARKET SHARE.
TN Petróleo – A Georadar nasceu em 1999, na incubadora do Centro de Pesquisa em Geofísica Ambiental dedicado ao petróleo, da Universidade de São Paulo (USP). Nascer em uma incubadora trouxe algum tipo de vantagem competitiva? Assegurou algum atributo diferenciado para a empresa? Celso Magalhães – Sim, e foi por isso que a Georadar me atraiu em 2003, embora fosse muito pequena. Havia um bom ambiente técnico e algum track record que possibilitava a empresa sair me busca de desafios maiores.
15
11a rodada
Fotos: Ricardo Almeida
11 a Rodada
DOIS VÍRGU L A Dois vírgula oito OITO bilhões de reais BILHÕES DE REAIS por Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
A décima primeira Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) supera expectativas com arrecadação recorde de RS$ 2,8 bilhões, e é marcada pelo arrojo de algumas estreantes – Ouro Preto e Chariot – e volta aos leilões de oil companies como ExxonMobil, Total e BP. Esse resultado mostra que o setor de petróleo e gás no Brasil deve continuar sua escalada de crescimento: participaram da rodada 39 grupos empresariais. Desses, 30 arremataram blocos, sendo que 18 estrangeiros e 12 brasileiros. 28
46
TN Petróleo 89
TN Petróleo 89
PNG 2013-2017
Plano de Negócios e Gestão da Petrobras 2013-2017
PETROBRAS MANTÉM E&P
COMO ALICERCE
A CONFIGURAÇÃO DA CURVA DE PRODUÇÃO VEM SENDO EXAUSTIVAMENTE PLANEJADA E EXECUTADA AO LONGO DE TODO O ANO DE 2012 E NO PRIMEIRO TRIMESTRE DE 2013.
Graça Foster, presidente da Petrobras
A
por Karolyna Gomes
nunciado em março, o Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2013-2017 segue apostando em seus programas de suporte para otimizar as atividades operacionais para gerar maior produtividade com redução de custos – a expectativa é chegar em 2016 com uma economia de R$ 32 bilhões. E mantém o foco na exploração e produção no Brasil, no alinhamento de metas físicas e financeiras de cada projeto e no desenvolvimento dos negócios da empresa com indicadores financeiros sólidos.
Depois de minuciosa revisão em suas metas de produção no ano passado, a Petrobras anunciou o Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2013-2017, que sofreu uma elevação de US$ 200 milhões em relação ao anterior, somando US$ 236,7 bilhões. Mantendo a previsão de alcançar uma produção recorde na camada pré-sal de 1 milhão de barris de petróleo por dia, a maior novidade do plano foi o anúncio de contratação de 15 FPSOs nos próximos anos. Com isso, a petroleira quer assegurar as metas revisadas de produção para 2020, de 5,2 milhões de barris diários de óleo equivalentes (boed), somando óleo, LGN (líquido de gás natural) e gás natural. 18
62
Sem acrescentar grandes cifras ao mais recente plano de negócios, mas sustentando o maior plano empresarial de investimentos do mundo, a Petrobras reafirmou o empenho em agregar novas reservas e assegurar a linha de produção ao direcionar um volume maior de recursos – US$ 147,5 bilhões (62%) – para a Exploração e Produção (E&P), sendo 70% para o pós-sal, 24% para o pré-sal e 6% para a cessão onerosa. Graça Foster, presidente da estatal, reafirmou a meta de chegar a 3,4 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2017 (dos quais, 2,75 milhões de óleo) e 5,2 milhões de boed em 2020 (4,2 milhões de óleo). “A configuração desta curva vem sendo exaustivamente planejada e executada ao longo de todo o ano de 2012 e no primeiro trimestre de 2013”, afirmou ela durante a apresentação do plano – evento que aconteceu no dia 19 de março, na sede da companhia, no Rio de Janeiro. Acompanhada dos diretores Almir Barbassa (Financeiro e de Relações com Investidores), José Formigli (Exploração e Produção), José Carlos Cosenza (Abastecimento) e José Alcides Santoro (Gás e Energia), Foster responsabilizou o desempenho positivo à “excelente realização” física e financeira do ano encerrado. “Tivemos em 2012 a maior realização financeira da Petrobras, com R$ 84,1 bilhões de investimentos. Também tivemos uma realização física bastante expressiva: 104,8% do previsto no ano foram realizados”, completou.
Pré-sal O pré-sal, peça-chave que alimenta a expectativa de crescimento da produção da empresa, responderá por cerca de um milhão de barris de petróleo por dia no final do período do plano atual. Em fevereiro, 26 poços produtores do pré-sal foram responsáveis por
283,1 mil bbl/d de petróleo e 9,4 milhões de m³/d de gás natural, totalizando 342,3 mil boe/d. Mas Foster aposta que esse valor vai mais do que dobrar em sete anos. “Em 2020 vamos produzir mais do que dois milhões de barris de petróleo por dia no pré-sal”, enfatizou, enumerando os desafios tecnológicos vencidos e que passaram a ser “rotina na companhia”, como a sísmica de alta resolução, modelagem geológica e numérica, redução no tempo de perfuração de poços – de 134 para 70 dias –, uso de novos materiais, qualificação de novos sistemas para coleta de produção, separação de CO2, entre outros. “O pré-sal é uma realidade na Petrobras... É completamente descabida qualquer fala que possa desqualificála sobre sua capacidade e aptidão para produzir o pré-sal no Brasil”, enfatizou a executiva, complementando que, hoje, alguns poços produzem até 30 mil barris de petróleo por dia, apesar da meta anunciada ser de 20 mil bpd.
E&P Com 53 descobertas nos últimos 14 meses (25 no mar e 28 em terra), a Petrobras segue alimentando seu índice de reposição de reservas, que se mantém acima de 100%. O pré-sal foi responsável por 15 das descobertas marítimas, sendo oito em poços pioneiros (perfurados com o objetivo de descobrir óleo e gás), o que faz com que a empresa líder em novas descobertas em águas profundas tenha, somente na exploração abaixo da camada de sal, índice de sucesso exploratório de 82%. Com isso os investimentos da área de E&P continuam sendo os mais robustos. O aumento de US$ 5,7 bilhões em comparação com o ano anterior se explica, segundo o diretor da área, José Formigli, pela evolução dos projetos de
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capital de energia
Pernambuco: o polo naval e petrolífero do Nordeste Capitaneado pelo Complexo Industrial de Suape e pela Refinaria Abreu e Lima, o estado de Pernambuco vem recebendo cada vez mais investimentos e já aparece como um polo importante para a indústria naval e offshore, e também do setor de energia, em especial a eólica. Ainda em processo de consolidação, a indústria de petróleo, gás, offshore e naval em Pernambuco tem sido atrativa e segue tendo grandes oportunidades de negócios. Atualmente, a região está trabalhando no desenvolvimento e qualificação das empresas, da mão de obra e o investimento em tecnologia, para suportar a demanda da cadeia produtiva. por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
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om um Produto Interno Bruto (PIB) aproximado de R$ 115 bilhões, dos quais 23% se referem à indústria total, a economia pernambucana continua voltada em sua maioria para a produção de alimentos e bebidas (sendo a atividade sucroalcooleira – a produção de açúcar e etanol – a mais representativa), além da produção de refrigerantes e cerveja. Porém, nos últimos anos, setores como os da construção civil e metalurgia vêm crescendo mediante os aportes realizados no setor naval e de petróleo e gás, fruto de empreendimentos como o Estaleiro Atlântico Sul, a Refinaria Abreu e Lima e principalmente o Complexo de Suape. Para se ter ideia da importância desses projetos, pelas estimativas da Federação das Indústrias do Estado de Pernambuco (Fiepe), quando estiverem funcionando a pleno vapor, o PIB de Pernambuco deve chegar a R$170 bilhões, com uma participação da indústria em 28%, em 48
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2014. Segundo o Banco Central, o PIB do estado deve continuar crescendo acima da média nacional, com uma projeção de 5% para este ano, enquanto no país deve ser de 3%. “A expectativa com a chegada dessas grandes empresas do setor de óleo e gás para Pernambuco é muito positiva, pois essa cadeia movimenta fortemente a atividade econômica. E existe muita tecnologia envolvida, o que eleva o valor de transformação dos produtos acabados, aumentando a competitividade e a riqueza local”, afirmou o economista Júlio Becher, gerente da unidade de
Economia, Estudos e Pesquisas (UEP) da Fiepe. De acordo com os dados do “Estudo dos impactos dos investimentos na economia pernambucana”, do Governo de Pernambuco, o incremento na atividade econômica do complexo de Suape, por exemplo, é estimado em R$ 61 bilhões. Júlio Becher considera que o bom momento vivido pela economia pernambucana vem se refletindo em um movimento de retorno de profissionais que no passado foram para o Sudeste em busca de melhores oportunidades, em especial os envolvidos na construção dos empreendimentos que aportaram no estado desde 2007. Segundo ele, segmentos como construção civil, metalmecânica, naval e offshore, segurança do trabalho, entre outros, estão demandando elevado contingente graças à conjuntura local favorável. Ainda que haja programas de capacitação local, a exemplo do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de TN Petróleo 89
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34 Retomada consolidada 36 Riscos ambientais no mapa da 11ª Rodada
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Plano de Negócios e Gestão da Petrobras 2013-2017
Petrobras mantém E&P como alicerce
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Capitais da energia
Pernambuco:
o polo naval e petrolífero do Nordeste 70 A locomotiva Suape 72 Estaleiro Atlântico Sul 73 Novos estaleiros no polo
eventos eventos - OTC 2013 OTC 2013
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CONSELHO EDITORIAL
OTC 2013
OTC 2013 registra
NOVO RECORDE de participantes
por Maria Fernanda Romero
A 44ª edição da Offshore Technology Conference (OTC), realizada entre os dias 6 e 9 de maio, no Reliant Park, em Houston (EUA), teve novo recorde de público: 104.800 participantes, o segundo maior da história e um aumento de 17% em relação ao ano passado. O evento contou com 2.728 empresas representando 40 países, incluindo 244 novos expositores em 2013. As empresas internacionais eram 39% dos expositores. 72
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s tecnologias inovadoras e as práticas mais seguras e eficientes continuaram sendo o foco das discussões da conferência. Dos temas abordados em destaque constam o papel das operadoras estatais na indústria petrolífera e o desenvolvimento do setor em países emergentes, como Moçambique, Angola e Nigéria. Outro painel de grande repercussão este ano foi ‘Perspectivas no mercado global de energia – moldando o futuro!’, que reuniu mais de 250 pessoas. Participaram do painel, a presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster; o ministro do Petróleo de Angola, José de Vasconcelos; o ministro da Indústria, Turismo e Investimentos do Canadá, David Ramsey; e o diretor de Exploração e Produção da Pemex, Carlos Morales-Gil.
Os palestrantes discutiram suas responsabilidades crescentes e seu papel no cenário da indústria global. Na ocasião, a mediação foi feita por Gamal Hassan, responsável pela programação da OTC. O evento deste ano apresentou nove sessões-painéis, 29 apresentações de executivos em almoços e cafés da manhã, e 298 trabalhos técnicos. Os principais porta-vozes das grandes companhias privadas e nacionais de petróleo, e operadores independentes apresentaram suas opiniões sobre os desafios atuais e os caminhos futuros da indústria.“Tivemos uma conferência ótima, com cobertura técnica ampla e profunda, apoiada por excelentes painéis e apresentações”, disse Steve Balint, chairman da OTC. “Tecnologia é o coração da indústria offshore e tudo isso
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estava aqui em exibição na OTC 2013”, completou.
Visitantes de alto nível Governadores (Texas, Alabama, Alasca, Mississippi, Carolina do Norte e Carolina do Sul) do Outer Continental Shelf Governors Coalition participaram de um painel de discussão sobre o desenvolvimento de energia offshore e a necessidade de maior cooperação entre os estados e o governo federal. O secretário americano do Interior, Sally Jewell, visitou o pavilhão de exposições e uma conferência de imprensa na qual falou sobre o seu compromisso de trabalhar com os líderes da indústria para garantir operações de exploração offshore de petróleo e gás ambientalmente seguras e responsáveis. Ministros de Energia e altos executivos de companhias petrolíTN Petróleo 89
coffee break
Novo recorde de visitantes
80 Vitrine mundial 82 Café da manhã Brasil e EUA 84 Pavilhão Brasil: disputa acirrada por espaço
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Nova Zona Portuária do Rio
MAR
Exposição Rio de Imagens VICTOR BRECHERET; Tocadora de banjo 92 x 67 x 23 cm, 1925, Mármore
de arte e investimentos
BELMIRO DE ALMEIDA; Maternidade em círculos, 1908, óleo sobre tela
HORÁRIOS DE VISITAÇÃO Terça a domingo, de 10h às 17h (a bilheteria encerra às 16:30 h) Ingressos: R$ 8,00 e R$ 4,00 (estudantes) Entrada franca às terças-feiras. Serviços Educativos Detalhes sobre agendamentos na central de informações: (21) 2203-1235, info@museudeartedorio.org.br Marcação e agendamento de visitas: agendamento@museudeartedorio.org.br
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AS SALAS DE EXPOSIÇÃO do MAR ocupam o Palacete Dom João VI, construção eclética de meados da década de 1910, que abrigou a antiga Inspetoria dos Portos e foi tombado pela Secretaria de Patrimônio Cultural do Município. No prédio vizinho, um antigo terminal rodoviário, totalmente reformado, vai funcionar a Escola do Olhar, um ambiente propício à produção e provocação de experiências, coletivas e pessoais, com foco principal na formação de educadores da rede pública de ensino. Os dois prédios estão interligados fisicamente por uma gigantesca obra de arte: uma cobertura de concreto, com cerca de 1.650 m2, que simula uma onda e pode ser vista de longe. Nada menos que 37 pilares sustentam a onda, com cerca de 800 toneladas, que utilizou 70 toneladas de aço e 40 caminhões de concreto, injetado durante um processo que levou 19 horas. A cobertura de isopor foi moldada por uma equipe de 33 profissionais especializados nesse material, sob coordenação do artista plástico e artesão Carlos Lopes – o mesmo que este ano trabalhou no barracão do Salgueiro. O MAR nasce com a ambiciosa meta de atender anualmente dois mil professores e receber 200 mil visitantes – entre eles cem mil alunos da rede pública municipal. Do teto da Escola do Olhar avista-se boa parte da região, sem falar no enorme canteiro de obras do projeto Porto Maravilha e do futuro Museu do Amanhã – cuja vizinhança inclui ainda diversos projetos de investidores na área, com edificações de grande porte para comércio e residências. Veem-se também os profissionais consultando os órgãos estaduais em busca de informações para se tornarem parceiros desta ousada e definitiva revitalização da Zona Portuária do Rio. O Museu de Arte do Rio – Inaugurado no dia 1º de março deste ano (para marcar o aniversário da cidade), o MAR abriga quatro exposições. A entrada do museu é feita pela Escola do Olhar, de onde se tem acesso à rampa que leva ao prédio de exposições, onde a visita começa pelo terceiro andar, no qual há uma mostra permanente dedicada à cidade: a primeira é Rio de Imagens: Uma Paisagem em Construção. No segundo pavimento está O Colecionador – Arte Brasileira e Internacional, com 136 peças da coleção particular do marchand Jean Boghici. De forma lúdica, a mostra propõe um mosaico da nossa arte e história no século XX, reunindo,
SAMSON FLEXOR; Composição, 1947 óleo sobre tela
Fotos: Jaime Acioli
Foto: Thales Leite
MILTON DACOSTA; Em vermelho, 1956
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TARSILA DO AMARAL; Sol poente, 54 x 65 cm, 1929, óleo sobre tela
por Orlando Santos
A revitalização da Zona Portuária do Rio, a exemplo de outras cidades do mundo, como Barcelona, começou com uma intervenção cultural de grande impacto: a instalação do Museu de Arte do Rio (MAR), na Praça Mauá, que ocupa dois prédios distintos, de arquitetura bem diferenciada.
Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel André Gustavo Garcia Goulart Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Francisco Sedeño Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha
entre pinturas e esculturas, obras de Di Cavalcanti, Brecheret, Guignard, Kandinsky, entre os quase 70 artistas. No primeiro andar, a exposição Vontade Construtiva na Coleção Fadel, com cerca de 230 peças, apresenta um expressivo e histórico conjunto de obras produzidas por artistas plásticos brasileiros representantes dos movimentos concreto e neoconcreto, criadas entre as décadas de 1950 e 1960. No térreo, a mostra O Abrigo e o Terreno – Arte e Sociedade no Brasil I propõe explorar questões relacionadas à inclusão e exclusão no contexto urbano, através
de obras de Antonio Dias, Antonio Manuel, Bispo do Rosário, Helio Oiticica, Lucia Koch, Lygia Pape, Marepe, Raul Mourão, entre outros. O São José de Botas, uma das quatro esculturas de Aleijadinho tombadas individualmente, é um dos destaques do acervo próprio do MAR – em formação, mas que já reúne cerca de três mil obras, cinco mil peças de memorabilia do Rio, documentos históricos, manuscritos sobre a escravidão, fotografias, cartões-postais, Arquivos da Arte Brasileira e mais de cinco mil livros doados para sua biblioteca.
Meu parceiro de artes QUANDO COMECEI a desenvolver projetos gráficos relacionados a livro de arte, poucas eram as empresas que se aventuravam a investir nessa área. Mais tarde, com a edição de leis de incentivos à produção cultural, o setor ganhou maior estímulo e visibilidade, e algumas grandes empresas, em especial os bancos, apostaram nessa direção. Os livros de arte, sobretudo, ganharam então grande fôlego. E é exatamente nessa época – final dos anos 1980 e início dos 90 –, que fiz amizade com essa grande figura humana que é o marchand e colecionador Jean Boghici. Juntos, editamos livros de arte que hoje são considerados excelentes referências bibliográficas para pesquisadores, como os de Vicente do Rego Monteiro, Guinard, Maria Martins e de Cícero Dias – este último entregue ao próprio, em Paris, durante solenidade na sede da Unesco, onde ele trabalhava. Mas nada disso foi capaz de impedir o grande esvaziamento que se seguiu em todos os setores culturais, ainda mais no das artes plásticas, atingindo em cheio o Rio de Janeiro – mas privilegiando São Paulo, com excelentes galerias de arte, leilões e bienais. Agora, com a nova onda da revalorização das artes na cidade, com a criação de novos espaços, como o Museu de Arte do Rio
Coffee Break
MAR de arte e investimentos
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 Nathan Medeiros Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa
Orlando Santos, Jean Boghici e Benício Biz (MAR), a Casa Daros, de origem suíça, e de tantas outras manifestações, o convite feito para retomarmos essa parceria e editarmos novos livros de arte é motivo de grande orgulho. Acreditamos que agora esses projetos terão vida longa para o bem das artes plásticas, em especial para a cidade, historicamente produtora de grandes projetos culturais. (Benício Biz)
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artigos 116 O desafio de licenciar os blocos da Margem Equatorial brasileira, por Maria Alice Doria
138 Excelência Operacional: obrigatória para empresas de petróleo e gás, por John McCreery, Ethan Phillips, Francesco Cigala e José de Sá
142 Rumo ao sistema submarino de produção de petróleo, por Milton Korn 144 Os desafios e oportunidades para a indústria brasileira do petróleo, por Rodrigo Meyer Bornholdt e Eduardo Teicofski
146 O shale gas no Brasil: uma avaliação de impacto ambiental aplicada ao cenário brasileiro, por Leila Beatriz Silva Cruz e Gabriel Santos Cerqueira 154 Como as mudanças na indústria automotiva afetarão o mercado de lubrificantes em 2025?, por William R. Downey Jr. 156 Operando como se estivesse 100% lubrificado, por Andreas Goldschmidt e Tobias Gürtler
Ano XIV • Número 89 • maio/jun 2013 Foto: Ricardo Almeida opinião
Petróleo I gás I biocombustíveis
o círculo virtuoso da disciplina, de Renata Baruzzi, presidente do Centro de Excelência em EPC (CE-EPC)
160 Regime de partilha ganha espaço na exploração de petróleo, por Renata Veras Fontes
PNg 2013-2017: Petrobras mantém e&P como alicerce Pernambuco: o polo naval e petrolífero do Nordeste cobertura otc 2013: recorde de visitantes
Ano XIV • maio/jun 2013 • Nº 89 • www.tnpetroleo.com.br
seções 8 editorial 10 hot news 16 indicadores tn 74 eventos 102 perfil profissional 105 caderno de sustentabilidade 118 pessoas
122 perfil empresa 130 produtos e serviços 162 fino gosto 164 coffee break 166 feiras e congressos 167 opinião
especial: 11 a rodada da aNP
Dois vírgula oito bilhões De reais o desafio de licenciar os blocos da margem equatorial brasileira, por Maria Alice Doria excelência operacional: obrigatória para empresas de petróleo e gás, por John McCreery, Ethan Phillips, Francesco Cigala e José de Sá rumo ao sistema submarino de produção de petróleo, por Milton Korn os desafios e oportunidades para a indústria brasileira do petróleo, por Rodrigo Meyer Bornholdt e Eduardo Teicofski o shale gas no brasil: uma avaliação de impacto ambiental aplicada ao cenário brasileiro, por Leila Beatriz Silva Cruz e Gabriel Santos Cerqueira operando como se estivesse 100% lubrificado, por Andreas Goldschmidt e Tobias Gürtler Entrevista exclusiva
celso magalhães, presidente de Novos Negócios e do Conselho da Georadar
georadar quer navegar em outros mares
editorial
Máquinas, avante! C
om uma arrecadação recorde de R$ 2,8 bilhões em bônus de assinatura e um saldo de quase R$ 7 bilhões em investimentos nos Programas Exploratórios Mínimos (PEM), a 11ª Rodada de Licitações da ANP, realizada em um dia, foi a ordem de soltar amarras e içar âncora, que a indústria de óleo e gás esperava há mais de quatro anos por isso! Depois do banzeiro que se seguiu às primeiras descobertas do pré-sal, em que todos enfrentaram o mar agitado pelas mudanças no marco regulatório, regime de partilha e cessão onerosa, e ainda a disputa em torno dos royalties (que ainda pode provocar intempéries), companhias petrolíferas do mundo inteiro aportaram no mercado brasileiro para se abastecer de novos ativos exploratórios. O fim da calmaria das licitações, aliado à revisão do Plano de Negócios e Gestão da Petrobras para 2013-2017 (de U$ 236,7 bilhões) prevendo a continuidade de projetos e a necessidade de nada menos de 15 novas plataformas para que a produção do pré-sal supere um milhão de barris de óleo equivalente (boe) a partir de 2017, soou para a cadeia de fornecedores de bens e serviços como uma ordem de ‘máquinas, avante!’... e com toda a força! E foi ouvida tanto no Brasil como no exterior, como pudemos comprovar na OTC 2013, maior feira tecnológica offshore do planeta, realizada em Houston (EUA) e da qual a TN Petróleo participa desde o seu nascimento. Prova disso é a corte feita às duas principais executivas do setor petrolífero no Brasil, Graça Foster, presidente da Petrobras (que sequer precisou de estande para ser um dos centros das atenções) e Magda Chambriard, diretora-geral da ANP, que uma semana depois conduziu o leilão de R$ 2,8 bilhões. Outro sinal de que o navio está pronto para zarpar e de que todos querem se qualificar para navegar sem sobressaltos foi a presença massiva de empresas brasileiras no Pavilhão Brasil, que já não tem como abrigar tantas organizações – merecendo, portanto, maior espaço neste evento, até mesmo por ser o único país a ter participação no board da OTC, por meio do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP). Mais além de prospectar negócios, os brasileiros foram cortejados por empresas internacionais que buscam parcerias (e até mesmo fusões e aquisições) para entrar nesse mercado. A participação das grandes oil companies no leilão da ANP, assim como a de empresas brasileiras de todos os portes, da OGX e Queiroz Galvão às novas operadoras e estreantes, assim como a diversidade de bacias que tiveram blocos arrematados, sinalizam a expansão das fronteiras desta indústria, que avança por terra e mar. O que vai alavancar e expandir ainda mais os negócios de Norte a Sul, como poderemos aferir na Brasil Offshore, a mais tradicional feira do setor, realizada no coração da indústria petrolífera brasileira, o Norte Fluminense. Bons negócios para todos! Benício Biz Diretor executivo da TN Petróleo
Rua do Rosário, 99/7º andar Centro – CEP 20041-004 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 3221-7500 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz - beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE NOVOS NEGÓCIOS Lia Medeiros (21 8241-1133) liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso (21 9617-2360) beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br EDITOR DE ARTE, CULTURA E GASTRONOMIA Orlando Santos (21 9491-5468)
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REPÓRTERES Maria Fernanda Romero (21 8867-0837) fernanda@tnpetroleo.com.br Rodrigo Miguez (21 9389-9059) rodrigo@tnpetroleo.com.br Karolyna Gomes (21 7589-7689) karolyna@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio (21 9361-2876) dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz (21 3221-7500) beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Fabiano Reis (21 3221-7506) webmaster-tn@tnpetroleo.com.br Laércio Lourenço (21 3221-7510) laercio@tnpetroleo.com.br
REVISÃO Sonia Cardoso (21 3502-5659) DEPARTAMENTO COMERCIAL José Arteiro (21 9163-4344) josearteiro@tnpetroleo.com.br Bruna Guiso (21 7682-7074) bruna@tnpetroleo.com.br Luiz Felipe Pinaud (21 7861-4828) l.felipe@tnpetroleo.com.br assinaturas Rodrigo Matias (21 3221-7503) matias@tnpetroleo.com.br CTP e IMPRESSÃO Walprint Gráfica
DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados. Filiada à ANATEC Os artigos assinados são de total responsabilidade dos autores, não representando, necessariamente, a opinião dos editores. TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores e compradores do setor de petróleo.
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O navio petroleiro Suezmax Zumbi dos Palmares entrou em operação no último dia 20 de maio depois de ser entregue à Transpetro, em cerimônia no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Pernambuco. A embarcação é a quinta do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) recebida pela Transpetro nos últimos 18 meses, e a segunda entregue pelo EAS para a Transpetro. O primeiro foi o Suezmax João Cândido. Com 274 m de comprimento e capacidade para transportar um milhão de barris – metade da produção diária brasileira – o Zumbi dos Palmares vai operar no transporte de petróleo bruto. Na viagem inaugural, o Suezmax vai para a Bacia de Campos, mais precisamente para a plataforma P-38, de onde vai levar o carregamento de petróleo até o terminal da Petrobras na cidade de São Sebastião, em São Paulo. O navio faz parte da encomenda de 49 embarcações, feita pelo Promef, e que serviu como garantia do reerguimento da indústria naval brasileira, que hoje tem a terceira maior carteira de encomendas de petroleiros do mundo. “Desde o lançamento do Estaleiro Atlântico Sul estamos trabalhando forte e constantemente para aprimorar nossos processos e acabamentos, e o Zumbi dos Palmares é mais um passo que damos nesse sentido”, avaliou o presidente do EAS, Otoniel Silva Reis. Já o presidente da Transpetro, Sérgio Machado, afirmou que a indústria naval brasileira está no rumo certo. “Já são cinco novos petroleiros em operação e o ritmo de entregas vai se acelerar ainda mais”, concluiu. Ainda este ano, mais duas 10
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Foto: Agência Petrobras
Zumbi dos Palmares entra em operação
embarcações do Promef começam a operar: o navio de produtos José de Alencar, construído pelo Estaleiro Mauá, e o Suezmax Dragão do Mar, que está sendo construído pelo próprio EAS. Além desse último navio, o EAS está produzindo outras três embarcações simultaneamente. O C-004 (em fase de montagem de blocos e pré-edificação) e o C-005 (em fase de fabricação e montagem de blocos), e ainda a primeira plataforma de perfuração construída no Brasil, sob encomenda da Sete Brasil. A presidente da Petrobras, Graça Foster, afirmou que com a construção dos dois primeiros navios, o nível de excelência e os erros vêm diminuindo. Segundo ela, o retrabalho, que foi de 40% no João Cândido, chegou a 12% no Zumbi dos Palmares e a expectativa é que seja de apenas 4% no Dragão do Mar. Graça anunciou ainda o investimento da Petrobras em um centro de tecnologia da construção naval, para aprimorar ainda mais as empresas e profissionais do setor.
Especificações técnicas Tipo: Suezmax Porte bruto: 157,7 mil toneladas Dimensões: 274,2 m de comprimento total; 48 m de largura (boca moldada); calado: 17 m Capacidade de transporte: 1 milhão de barris Autonomia: 29.000 milhas náuticas Velocidade: 14,8 nós A presidente Dilma Rouseff afirmou durante o seu discurso que a continuidade das ações no setor naval nos últimos 10 anos foi de fundamental importância para o sucesso do projeto. Ela disse ainda que para acompanhar o crescimento da indústria de óleo e gás nos próximos anos será primordial a construção de plataformas e desenvolver a indústria local. “Não há como produzir quatro e cinco milhões de barris por dia sem que se construam plataformas, navios, equipamentos, e principalmente, sem empregos qualificados.”, concluiu. A produção do Zumbi dos Palmares envolveu quase dois mil profissionais e utilizou mais de 21 mil toneladas de aço.
Chevron volta a produzir no Campo de Frade
A americana Chevron voltou a produzir petróleo no Campo de Frade, Bacia de Campos, em 30 de abril. A empresa foi obrigada a interromper a produção após um segundo vazamento de óleo registrado na região, em março de 2012. O primeiro vazamento havia ocorrido em novembro de 2011. Em 8 de abril, a petroleira americana foi liberada pela
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a retomar a atividade de produção no local. Segundo a Chevron, a companhia está operando no campo seguindo todas os protocolos de segurança e irá intensificar as suas atividades no local gradualmente ao longo das próximas semanas.
Servmar abre escritório no Rio A Servmar Ambiental & Engenharia, empresa de consultoria ambiental e engenharia, abriu o seu escritório regional no Rio de Janeiro, para intensificar sua atuação no estado, uma vez que já conta com bases operacionais em Macaé e Duque de Caxias. Com experiência em projetos de construção de sistemas de armazenamento de combustíveis, manutenção predial em refinarias e gestão ambiental, a empresa quer ampliar sua participação no mercado industrial e de óleo e gás, com foco em projetos offshore. Com os novos negócios no Rio de Janeiro, a empresa espera aumentar o seu faturamento em 30% até 2014, devido à oferta do petróleo, a possibilidade de
exploração do pré-sal em larga escala e o elevado nível de investimentos na região. “Nossa estratégia de expansão prevê o desenvolvimento de projetos voltados tanto para refinarias quanto para empreendimentos de infraestrutura e de exploração de petróleo e gás natural em águas abertas, incluindo plataformas petrolíferas e gerenciamento de resíduos offshore. Nesse sentido, já estamos em conversação avançada com grandes players do mercado”, adianta o diretor técnico da Servmar, Maurício Prado.
Foto: Divulgação Sérgio Coelho
Foto: Divulgação
MP do Portos é aprovada no Senado
Depois de passar por tumultuadas sessões e de ter a aprovação na Câmara dos Deputados, o texto do Projeto de Lei de Conversão (PLV) sobre a Medida Provisória (MP) 595, conhecida como MP dos Portos, seguiu para o Senado, que aprovou o documento por 53 votos favoráveis, sete contrários e cinco abstenções. Como se trata de projeto de lei de conversão, não será necessário que os senadores aprovem a redação final, de modo que a votação foi concluída. Antes da votação do mérito do PLV, os senadores já tinham rejeitado todas as emendas propostas. Com isso, não houve qualquer alteração à matéria, que não precisará voltar para nova apreciação da Câmara dos Deputados. O texto segue agora para sanção da presidente Dilma Rousseff, que tem até o dia 5 de junho para sancionar ou vetar parcial ou integralmente o projeto. TN Petróleo 89
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hot news
A demanda por qualificação profissional associada à indústria de petróleo está levando a Maersk Training, divisão de negócios da dinamarquesa Maersk, a apostar no treinamento de pessoal no país. A empresa inaugura, até agosto, um centro de treinamento na Barra da Tijuca, zona oeste do Rio. O centro será equipado com dois simuladores que reproduzem, em ambiente virtual, as condições enfrentadas no mar. Os equipamentos serão usados para treinar profissionais que atuam na perfuração de poços de petróleo e na operação de embarcações, em especial de barcos de apoio às plataformas. No total, a empresa planeja investir mais de R$ 10 milhões no negócio treinamento no Brasil. A meta da Maersk Training é capacitar 500 profissionais em 2013, número que vai dobrar a cada ano até chegar a quatro mil profissionais em 2016. A Maersk Training conta com dois centros de treinamento na Dinamarca, um na Noruega, um no Reino Unido e outro na Índia. Tem também instalações, em acordo com parceiros locais, em Dubai e Cingapura. O centro brasileiro é o mais recente e começou a ser montado a partir de decisão da empresa em 2010. “Vimos oportunidades no Brasil”, disse Hans Dürke Bloch-Kjaer, diretor da Maersk Training Brasil.
Foto: Divulgação
Maersk passa a treinar profissionais no Brasil
A preocupação com o treinamento de pessoal ganhou força na Maersk depois que uma das empresas do grupo, a Maersk Drilling, enfrentou a explosão de um poço de petróleo no Mar do Norte, nos anos de 1970. O acidente levou a uma investigação que concluiu que o treinamento dado pela empresa não resultava em mudança de comportamento das pessoas. Como resultado, foi criado um centro de treinamento, o Maersk Drilling Centre, no fim dos anos de 1970. Outras divisões de negócios da Maersk também despertaram para a importância do tema. Nos anos 90, a Maersk criou uma empresa focada em treinamento que até 2009 atuou só para o grupo. A partir de 2010, a Maersk Training passou a
oferecer também serviços de treinamento ao mercado. O centro de treinamento da empresa no Rio será equipado com dois simuladores. Um voltado para perfurações de poços de petróleo. Neste caso, vai se treinar o controle de poço, para evitar acidentes, incluindo explosões. O outro simulador será aplicado à área marítima e inclui o treinamento de operações de ancoragem de plataformas e o uso, em embarcações offshore, do chamado posicionamento dinâmico (DP, na sigla em inglês). O DP é uma ferramenta que utiliza satélites para manter um barco na mesma posição, corrigindo desvios causados pelo vento e pelas marés. Simulador semelhante ao da Maersk Training custa no mercado cerca de € 800 mil.
Maemfe inicia parceria com empresa espanhola A Maemfe estabeleceu uma cooperação tecnológica com a espanhola CN Siglo XXI. A parceria visa ampliar a participação da metalúrgica brasileira no ramo de caldeiraria naval. Com mais de 20 anos no setor offshore, a CN Siglo XXI atua no campo de fabricação de todo tipo de grandes estruturas especiais e pontes metálicas. Além de fabricar os módulos da Ponte de Oresund, maior ponte ferroviária da Europa, a empresa construiu as passarelas de fluxo do Aeroporto Barajas, 12
TN Petróleo 89
entre diversos projetos. Na área de caldeiraria naval, a espanhola tem em seu portfolio diversas plataformas para tubulações, fabricação e montagem de blocos em dique, elementos auxiliares a bordo, entre outros. Para Jorge Dobao, diretor da Maemfe, a parceria represen-
ta um salto importante para a metalúrgica no mercado offshore. “Estamos alinhados com a direção estratégica da exploração e produção no Brasil”. No final do ano passado, a brasileira começou a fabricar a primeira remessa de portas corta-fogo em parceria com a norueguesa Rapp Bomek. As parcerias internacionais visam suprir o mercado nacional com transferência de tecnologia à empresas brasileiras.
TN Petr贸leo 89
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hot news
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou a antecipação da 1ª rodada de licitação do pré-sal, que aconteceria em novembro, para a segunda semana de outubro, devido a sua grande importância, de acordo com a agência. A ANP vai ofertar o prospecto de Libra, localizado a 183 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 1.964 m, no pré-sal da Bacia de Santos. A ideia da ANP é realizar o leilão em Brasília, para ter a presença da presidente Dilma Rouseff. Com bases nos dados sísmicos em 3D obtidos pela agência ainda no mês de maio, a expectativa é de que o campo tenha de 26 a 42 bilhões de barris na sua totalidade, sendo que desse valor, o volume de óleo recuperável é de 30%, ou seja, deve ser entre oito e 12 bilhões de barris. A diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, disse que esse é um campo pujante. “Libra é um prospecto muito grande e muito diferente de tudo que tínhamos até agora”, afirmou. “Em 30 anos trabalhando no setor de petróleo, nunca vi
Foto: Agência Petrobras
Primeiro leilão do pré-sal vai licitar Campo de Libra
uma licitação dessa dimensão. O leilão do pré-sal vai chamar a atenção do mundo todo”, completou. Para se ter ideia do tamanho do Libra, o campo de Marlim, maior produtor do país, tem um volume recuperável de 2 bilhões de barris... isso quer dizer que Libra é no mínimo quatro vezes maior. O leilão será feito sob o regime de partilha, com a Petrobras como operadora com 30% de participação mínima e sócia de todos os campos. A adoção do regime de partilha da produção, em substituição ao de concessões, faz com que o estado fique com uma parcela da produção física em cada campo de petróleo. Os contratos de exploração e produção serão de 35 anos improrrogáveis.
Com o novo modelo, a empresa paga um bônus à União ao assinar o contrato e faz a exploração por sua conta e risco. Se achar petróleo, será remunerada em petróleo pela União por seus custos. Além disso, receberá mais uma parcela, que é seu ganho. O restante fica para a União. Para a diretora da ANP, a expectativa do mercado é grande e as principais empresas do setor de óleo e gás devem participar do leilão, inclusive as aguardadas chinesas e japonesas. Ainda de acordo com Magda Chambriard, os próximos leilões do pré-sal serão feitos pelo menos de dois em dois anos, sendo assim, somente teremos novos leilões em 2015.
GE investirá US$ 1,3 bilhão no Brasil até 2016 Após revisar seus planos de investimentos no Brasil, a GE definiu três prioridades: localização, novas plantas e projetos de infraestrutura. Esse tripé receberá US$ 1,3 bilhão até 2016. “Não há dúvidas do nosso entusiasmo com o Brasil. Há 93 anos fazemos história aqui e queremos possibilitar a evolução da infraestrutura local a passos largos”, disse o CEO da companhia, Jeff Immelt, 14
TN Petróleo 89
durante passagem pelo país, de 1º a 3 de maio para visitas a clientes. Considerando o plano de investimento 20112016, o aporte em localização será dedicado a aumentar a presença de componentes nacionais da GE. A parcela a ser investida em novas
plantas permitirá à empresa crescer sua operação em todos os negócios, em unidades de São Paulo, Rio de Janeiro e Minas Gerais. “Todos os negócios da GE são fundamentais para o crescimento na região. Ao longo dos últimos anos, a GE expandiu seu portfólio em todas as áreas, está simplificando seus processos e trabalha para transformar as oportunidades da América Latina em crescimento para a companhia.”
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indicadores tn
A produção industrial manteve-se em crescimento em abril. De acordo com a Sondagem Industrial divulgada em 20 de maio pela Confederação Nacional da Indústria (CNI), o índice de evolução da produção de abril ficou em 52,8 pontos, 0,1 ponto a menos do que no mês anterior (52,9). Os indicadores da pesquisa variam de 0 a 100. Acima de 50 indicam crescimento na produção, estoque acima do planejado e utilização da capacidade instalada acima do usual. O índice de utilização da capacidade instalada subiu de 44,4 para 46 pontos e o número de empregados na indústria ficou praticamente estável, com índice de 50,2 pontos. De acordo com a CNI, o ponto negativo da pesquisa foi o aumento dos estoques de produtos finais, sobretudo entre as grandes empresas. O índice de estoques passou de 50 para 51,2 pontos e, no caso das grandes empresas, de
Foto: Divulgação BP
Produção industrial mantém crescimento
51,3 para 54,1 pontos, o maior valor desde julho de 2012. Segundo a confederação, estoques indesejáveis elevados podem ser um obstáculo à continuidade da retomada da atividade industrial. Em maio, as expectativas dos empresários para os próximos meses ficaram praticamente estáveis em relação à demanda, compras de matéria-prima e número de
empregados. Com relação às expectativas para os próximos seis meses sobre as exportações, os empresários voltaram a mostrar otimismo em maio, após perspectivas estáveis em abril. A Sondagem Industrial foi feita entre 2 e 14 de maio com 1.874 empresas de todo o país, das quais 673 são pequenas, 724 médias e 477 de grande porte.
Geração hidrelétrica cresce em fevereiro As hidrelétricas geraram em fevereiro 45.917 MW médios em energia, o equivalente a cerca de 74% do consumo do país no mês, que foi de 61.991 MW médios – o maior registrado nos últimos 13 meses. A produção das usinas hídricas foi aproximadamente 6% superior à registrada em janeiro e a maior desde agosto de 2012.
Os números constam do boletim InfoMercado, publicado mensalmente pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O documento ainda aponta que a geração das termelétricas teve leve retração, fechando fevereiro em 12.722 MW médios, contra 12.894 MW médios em janeiro. É a menor produção do parque térmico desde
setembro. As térmicas a gás tiveram alta na produção no mês, enquanto as movidas a óleo e as bicombustíveis reduziram a participação na geração total. O informativo da CCEE ainda contém dados sobre consumo, contratos, liquidação financeira do mercado de curto prazo, encargos e outros pontos referentes ao setor elétrico.
Governo reduz imposto de derivados de petróleo O governo desonerou a importação de derivados de petróleo usados na fabricação de produtos a serem exportados. Segundo nota do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, a medida beneficia a fabricação de mercadorias a partir de materiais plásticos e químicos. 16
TN Petróleo 89
O decreto publicado no Diário Oficial informa que os insumos passam a ser contemplados pelo regime especial chamado drawback. Trata-se de um sistema criado pelo Decreto-Lei 37/66, que permite a desoneração da importação de mercadorias, desde que as aquisições estejam vinculadas a um compromisso de exportação.
Além de desonerar importações, o decreto atualiza e simplifica regras relativas ao drawback. Uma das inovações é a possibilidade de substituir os insumos beneficiados pelo regime, importados ou adquiridos no mercado interno, por mercadorias equivalentes, da mesma espécie, qualidade e quantidade.
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Foto: Depositphotos
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Produção de aço bruto tem queda de 1,6% A produção brasileira de aço bruto em abril foi de 3 milhões de toneladas, queda de 1,6% em em relação ao mesmo mês de 2012. Quanto aos laminados, a produção de abril, de 2,2 milhões de toneladas, apresentou alta de 3,3%, quando comparada com abril do ano passado. Com esses resultados, a produção acumulada em 2013 totalizou 11,3 milhões de tonela-
das de aço bruto e 8,4 milhões de toneladas de laminados, redução de 3,6% e 0,1%, respectivamente, sobre o mesmo período de 2012. Os dados são do Instituto Aço Brasil. Quanto às vendas internas, o resultado de abril foi de 1,9 milhão de toneladas de produtos, aumento de 6,2% em relação a abril de 2012. As vendas acumuladas em 2013, de 7,3 milhões de toneladas,
mostraram crescimento de 2,3% com relação ao mesmo período do ano anterior. As exportações de produtos siderúrgicos em abril de 2013 atingiram 817 mil toneladas no valor de 540 milhões de dólares. Com esse resultado, as exportações em 2013 totalizaram 3,3 milhões de toneladas e 2,1 bilhão de dólares, representando declínio de 3,7% em volume e de 13,2% em valor, quando comparados ao mesmo período do ano anterior. No que se refere às importações, registrou-se em abril o volume de 330 mil toneladas (US$ 371 milhões) totalizando, desse modo, 1,2 milhão de toneladas de produtos siderúrgicos importados no ano, redução de 10,7% em relação ao mesmo período de 2012. O consumo aparente nacional de produtos siderúrgicos em abril foi de 2,3 milhões de toneladas, totalizando 8,5 milhões de toneladas em 2013. Esses valores representaram alta de 7,8% e 0,7%, respectivamente, em relação aos mesmos períodos do ano anterior.
A QGEP Participações S.A., a maior produtora independente de petróleo e gás do Brasil, divulgou em 8 de maio que a produção média de gás do Campo de Manati totalizou 6,6 MMm³/dia no primeiro trimestre de 2013, comparado com 5,2 MMm³ no mesmo período do ano anterior. O resultado se deve a alta demanda por parte das usinas termelétricas brasileiras observado após um longo período de seca. O fluxo de caixa de atividades operacionais foi de R$ 98,7 milhões, o que representa um aumento de 77,1% em relação ao primeiro trimestre de 2012 (1T12). Em 31 de março de 2013, o saldo de caixa incluindo caixa, equivalentes de caixa e aplicações financeiras era de R$ 1.034,3 milhões. Já a receita 18
TN Petróleo 89
Foto: Divulgação
Produção média do Campo de Manati foi de 6,6 MMm³/dia
líquida alcançou R$ 131,9 milhões no primeiro trimestre de 2013 (1T13), com crescimento de 37,4% em relação ao 1T12 e 13,7% quando comparada ao 4T12, respectivamente. O Ebitdax atingiu R$ 77,9 milhões, 27,1% acima dos R$ 61,3 milhões registrados no mesmo período do ano anterior. A margem Ebitdax foi de 59,1%. O lucro líquido foi de R$ 65,7 milhões comparado aos R$ 69,2 milhões registrados no
1T12, com margem de 49,8%. “Neste trimestre, reportamos um excelente resultado operacional proporcionado pela elevada produção de gás do Campo de Manati e, consequentemente, o aumento expressivo na receita e no fluxo de caixa em comparação ao mesmo trimestre do ano anterior. A QGEP encerrou o primeiro trimestre de 2013 com uma posição de caixa de R$ 1 bilhão e sem endividamento. Os resultados representam um sólido início para este ano, que será de importantes realizações para a empresa”, afirma o presidente da QGEP, Lincoln Guardado.
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indicadores tn
Opep reduz previsão de demanda para esse ano Em função do fraco consumo em países industrializados, no primeiro trimestre, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) reduziu, no último relatório de abril, sua previsão de crescimento da demanda mundial por petróleo em 40 mil barris de petróleo por dia para 2013. Produção de países-membros da Opep e não membros – abril/11 a março/13
32 31 30 29 28 27
semanais sobre estoques nos EUA apontarem para os maiores volumes armazenados no país em 32 anos, o que está pressionando os preços da commodity. A oferta global de petróleo, de acordo com os números da Opep, deve ficar em uma média de 90 milhões de barris por dia. A organização verificou um pequeno aumento de 0,10 mb/d em março na comparação com o mês anterior. O relatório da Opep diz ainda que o Brasil tem uma expectativa de crescimento de 90 mil barris por dia para o seu fornecimento de petróleo, chegando a 2,69 milhões de barris por dia em 2013. Segundo a entidade, dados atuais de produção apontam que tudo deve ficar
Out 13 12 Fev
Nov Mar 12 13
Dez Ago 12 Jan 13 Set 12
Jul 12 12 Nov
Mai 12 Set 12
Jun 12 Out 12
Mar 12 Jul 12 Abr 12 Ago 12
Jan 12 12 Maio Fev 12 Jun 12
Nov 12 11 Mar Dez 12 11 Abr
Jan Set12 11
Out12 11 Fev
Out 11 Jun Nov Jul 11 Dez Ago 11
Jul 11 Mar Ago Abr 11 11 Set 11 Maio 11
26
Abr10 11 Dez Maio Jan 11 11 Jun 11 11 Fev
Em abril, o grupo que produz mais de um em três barris consumidos a cada dia ao redor do mundo já tinha reduzido sua previsão para a demanda mundial em 10 mil barris por dia. No entanto, a organização projeta que a economia mundial deverá precisar de 89,67 milhões de barris por dia neste ano, o equivalente a uma alta de 840 mil de barris por dia em relação ao ano passado. Quem também cortou suas previsões com relação ao crescimento da demanda por petróleo este ano foi a Agência Internacional de Energia (AIE). O corte das expectativas da AIE ficou em 25 mil barris por dia, devido à fraca demanda em países industrializados, especialmente na Europa, onde o consumo deverá ser o mais baixo desde a década de 1980. Anteriormente, o Departamento de Energia (DOE) dos EUA havia feito o mesmo, diminuindo suas estimativas em 140 mil barris diários. A AIE, no entanto, destacou os significativos riscos para a oferta, particularmente na Nigéria e na Líbia, que são membros da Opep, e disse que a recente queda dos preços pode ter vida curta. O alerta para a demanda, feito pelos três maiores grupos de petróleo do mundo, surge depois de relatórios
dentro da expectativa de oferta, relativamente estável, em comparação com o quarto trimestre de 2012. O abastecimento do país também deverá manter-se em relativa estabilidade no primeiro semestre deste ano e, em seguida, deve crescer no segundo semestre. De acordo com dados preliminares, a média foi de 2,60 mb/d em janeiro e fevereiro, uma queda de 150 mil barris por dia em relação ao mesmo período de 2012. Este declínio se deveu a várias paradas na Bacia de Campos, nos campos de Marlim, Marlim Leste e Roncador. Em bases trimestrais, a oferta do Brasil para este ano deve ficar em 2,62 mb/d, 2,64 mb/d, 2,73 mb/d e 2,78 mb/d, respectivamente.
Economia cresce 1,05% no primeiro trimestre A at i v i da d e e co n ô m i ca apresentou crescimento de 1,05%, no primeiro trimestre deste ano, na comparação com os últimos três meses de 2012. Os dados são do Índice de Atividade Econômica do Banco Central (IBC-Br) dessazonalizado (ajustado para o período). Em março, o IBC-Br apresentou expansão de 0,72% na comparação com fevereiro (indicador ajustado para o período). O crescimento veio 20
TN Petróleo 89
depois da queda de 0,36% registrada em fevereiro em relação a janeiro, segundo os dados revisados. Em janeiro comparado a dezembro, houve crescimento de 1,05%. Na comparação com março de 2012, o crescimento do terceiro mês do ano ficou em 1,16% (sem ajustes). No ano, o IBC-Br cresceu 1,79% e em 12 meses, 0,91% (sem ajustes). O IBC-Br é uma forma de avaliar e antecipar a evolução da atividade eco-
nômica brasileira. O índice incorpora informações sobre o nível da atividade dos três setores da economia: indústria, comércio e serviços e agropecuária. O acompanhamento do indicador é considerado importante pelo BC para que haja maior compreensão da atividade econômica. Essa avaliação também contribui para as decisões do Comitê de Política Monetária (Copom), responsável por definir a taxa básica de juros, a Selic.
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indicadores tn
Mapa Estratégico da Indústria 2013-2022
A
Confederação Nacional da Indústria (CNI) apresentou no dia 21 de maio, em Brasília, o documento intitulado Mapa Estratégico da Indústria 2013-2022, que estabelece metas e objetivos visando à melhoria da indústria nacional e ao aumento da competitividade até 2022, ano em que o Brasil completa 200 anos de independência. O documento define que, no período até 2022, a participação dos produtos manufaturados brasileiros deve subir dos atuais 1,7% para 2,2% da produção mundial. O mapa estratégico também prevê
que a produtividade média da indústria nacional dobre, no mesmo período. O índice alcançaria 4,5%
Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural
DJ Oil & Gas (%)
Período de 10/2012 a 03/2013
14/mar
Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Out
Nov
Dez
Bacia de Campos
1.589,2
1.605,9
1.657,0
Outras (offshore)
140,0
150,6
156,5
135,7
Total offshore
1.729,2
1.756,5
1.813,5
1.754,8
Total onshore
210,6
211,8
218,5
209,7
1.939,9
1.968,3
2.032,0
Total Brasil
Jan
Fev
Mar
1.619,1 1.562,5 1.480,4 145,6
156,9
1.708,1 1.637,4 212,1
209,1
1.964,5 1.920,2 1.846,4
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Out
Nov
Dez
Bacia de Campos
23.660,3
24.361,9
25.659,2
25.378,6 24.459,2 24.021,2
Outras (offshore)
22.837,7
21.860,4
22.922,9
22.790,8 22.590,7 23.539,1
Total offshore
46.498,0 46.222,3
48.582,1
48.169,5 47.040,9 47.560,2
Total onshore
15.927,3
15.956,9
16.377,3
15.920,9 15.810,2 16.059,1
Total Brasil
62.425,3
62.179,2
64.959,4
64.090,3 62.860,1 63.619,4
Out
Nov
Dez
Jan
Fev
Jan
Fev
Mar
Mar
150,8
119,3
145,2
149,3
149,1
147,9
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional Exterior
16.741,0
16.395,1
16.535,1
15.995,9 15.764,1 15.547,2
Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d) Brasil+Exterior
2.581,8
2.575,2
2.683,1
2.611,1
2.557,4 2.485,9
22
TN Petróleo 89
1,38 -0,38 Variação no período: 3.09%
bovespa (%) 14/mar
15/maio
-0,18 0,49 Variação no período: -4.27%
dólar comercial* 14/mar
15/maio
1,973 2,023 euro comercial* 14/mar
15/maio
2,56 2,60 Variação no período: 1.88%
(*) Inclui gás injetado. (**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom).
15/maio
Variação no período: 2.51%
Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional Exterior
ao ano, ante a média de 2,3%, alcançada nos últimos 20 anos. O Mapa Estratégico da Indústria 2013-2022 é resultado de pesquisa de nove meses entre 500 representantes empresariais que, durante esse período, identificaram os fatores-chave para aumentar a capacidade de produção da indústria e ampliar a participação do segmento na economia nacional. Segundo o presidente da CNI, Robson Andrade, o trabalho desenha a visão da indústria no país e destaca os principais obstáculos do segmento. “O grande desafio é elevar os níveis de produtividade e
Fonte: Petrobras
*Valor de venda, em R$
eficiência, atuando nos fatores-chave de competitividade. A indústria pode ser maior e melhor”, disse. A seleção dos fatores impactantes levou em consideração o impacto relevante e direto na competitividade da indústria, e a abrangência e durabilidade do impacto do fator-chave, em termos de ganho de produtividade. Além disso, foram destacadas “as oportunidades e ameaças decorrentes das mudanças em curso no Brasil e no mundo com maior impacto na atividade industrial”. Para atingir percentuais elevados, o estudo destaca que o país precisa de fundamentos macroeconômicos sólidos e percentual de tributos cumulativos que “reduzam
as incertezas e geram confiança para o investidor”. Para isso, foram identificados dez fatores-chave “capazes de garantir a produtividade e competência da indústria na próxima década”. São eles: educação; ambiente macroeconômico; eficiência do Estado; segurança jurídica e burocracia; desenvolvimento de mercados; relações de trabalho; financiamento; infraestrutura; tributação; e inovação e produtividade. Segundo o estudo, os requisitos selecionados têm impacto relevante e direto na competitividade da indústria nacional por terem abrangência e durabilidade em termos de ganho de produtividade.
ações ações ações ações ações ações ações ações ações
petrobras
ON
14/mar
15/maio
3,14
0,59
R$ 17,43
PN
R$ 18,91
14/mar
15/maio
3,30
0,10
R$ 19,38
R$ 19,57
VALE
ON
14/mar
15/maio
14/mar
15/maio
0,40
-2,10 PNA 0,81
-2,03
R$ 35,00
R$ 32,10
R$ 33,63
OGX
ON
R$ 30,44
BRASKEM
14/mar
15/maio
0,84
6,82
R$ 2,39
R$ 1,88
14/mar
PNA -0,85 R$ 14,04
15/maio
1,22
R$ 16,59
petróleo brent (US$) 14/março
108.96
15/maio
103.5
Variação no período: -0.20%
petróleo WTI (US$) 14/março
93.03
15/maio
94.28
Variação no período: 1.90%
FRASES
“Para produzir quatro e cinco milhões de barris por dia é fundamental que se construa plataformas, navios, equipamentos, e principalmente, que se forme profissionais qualificados.” Dilma Rouseff, presidente do Brasil 20/05/2013 - TN Petróleo
“A Petrobras irá dobrar de tamanho em cinco anos.” Graça Foster, presidente da Petrobras 07/05/2013 - Exame
“Libra é um prospecto muito grande e muito diferente de tudo que nós tínhamos até agora.” Magda Chambriard, diretora-geral da ANP, 23/05/2013 - TN Petróleo
“Os fornecedoras de serviços devem se preparar para a nova demanda que vem com a retomada dos leilões. Vamos ter um novo período de crescimento acentuado da indústria. E a preparação para essa demanda, que virá a partir de 2015, tem que começar já... Não é possível atingir a capacidade de 75% de conteúdo nacional sem mão de obra preparada.” Maurício Figueiredo, Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), 22/05/2013 - TN Petróleo.
“O grande desafio é elevar os níveis de produtividade e eficiência, atuando nos fatores-chave de competitividade. A indústria pode ser maior e melhor.” Robson Andrade, presidente da Confederação Nacional da Indústria (CNI) - 21/05/2013 Agência Brasil
TN Petróleo 89
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entrevista exclusiva
Georadar quer navegar
em outros mares por Maria Fernanda Romero
A Georadar, empresa brasileira que consolidou uma bemsucedida trajetória no mercado onshore como prestadora de serviços de levantamentos geofísicos, diagnósticos ambientais e geotécnicos, e há três anos iniciou operações offshore, inclusive no pré-sal brasileiro, quer ir para além das novas fronteiras exploratórias do Brasil, em busca de negócios no mercado internacional.
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“Somos uma empresa na qual a sísmica é parte importante. É natural que seja também no mar”, diz o presidente de Novos Negócios e do conselho da Georadar, explicando a razão de a empresa ter feito parcerias para entrar no segmento offshore. Os resultados dessa diversificação dos negócios são alentadores. “Nossa liability é muito baixa e o índice de satisfação dos nossos colaboradores e dos nossos clientes é alto. Estamos nos tornando uma empresa global relevante”, afiança o executivo, ponderando: “Somos competitivos. Não obstante, ainda temos ‘chão’ para melhorar. Uma empresa de serviços tem sempre um longo caminho pela frente se permanecer na trilha certa”, conclui. TN Petróleo – A Georadar nasceu em 1999, na incubadora do Centro de Pesquisa em Geofísica Ambiental dedicado ao petróleo, da Universidade de São Paulo (USP). Nascer em uma incubadora trouxe algum tipo de vantagem competitiva? Assegurou algum atributo diferenciado para a empresa? Celso Magalhães – Sim, e foi por isso que a Georadar me atraiu em 2003, embora fosse muito pequena. Havia um bom ambiente técnico e algum track record que possibilitava a empresa sair me busca de desafios maiores. Em 2003 a Georadar saiu da incubadora e passou a atuar de forma independente, como empresa. Isso foi antes ou depois de fecharem o primeiro contrato? Com quem foi o contrato e qual o escopo? Ela sempre foi independente, mas a partir de outubro de 2003, quando entrei na Georadar, começamos a operar no mercado, com foco em geotecnia e diagnósticos ambientais. Em 2004, a Georadar já atendia a contratos com mineradoras, em Minas Gerais, e pequenas operadoras de petróleo, além da própria Petrobras. Em 2009, a empresa captou R$ 62,5 milhões da gestora de recursos AngraInfra, especializada em infraestrutura, para a expansão do negócio de pesquisas sísmicas, que até então eram exclusivamente onshore. Por que a empresa decidiu ingressar no mercado offshore? No final de 2006, entramos efetivamente no mercado de sísmica onshore e um ano depois nos tornamos o maior operador brasileiro nesta atividade, com 54% de market share. Em 2009, fizemos nosso primeiro private placement, por meio do qual a AG Angra, hoje AngraInfra, fundo de Private Equity, passou a fazer parte do grupo. Em 2010, fomos, literalmente, para o mar, com a aquisição da Geodata Serviços Offshore, que atuava no mercado de oceanografia. Em outubro desse mesmo ano, ganhamos outro investidor, a empresa de participações Rioforte, pertencente ao Espírito Santo Bank de Portugal, que fez um private placement de
Fotos: Divulgação
Celso Magalhães, presidente de Novos Negócios e do Conselho da Georadar.
No final de 2006, entramos efetivamente no mercado de sísmica onshore e um ano depois nos tornamos o maior operador brasileiro nesta atividade, com 54% de market share.
R$ 100 milhões. O objetivo, com esses recursos, era ingressar no mercado de sísmica offshore de OBC (Ocean Bottom Cable, ou sísmica com cabo de fundo) e criar uma companhia de navegação, para ampliar o escopo de serviços. Em 2011 vocês colocaram em operação o navio GSO Marechal Rondon, adquirido na Noruega em 2010. Qual o investimento necessário para adquirir esse equipamento? Quando ele começou a operar, para que cliente? Investimos cerca de R$ 15 milhões no navio oceanográfico Marechal Rondon, que foi batizado em dezembro de 2010 e começou a operar em fevereiro do ano seguinte, dentro de um contrato com a Pontifícia Universidade Católica (PUC-RS)
e a Petrobras na Bacia de Pelotas (RS). Desde então, trabalhamos para universidades, operadoras de petróleo e para o Serviço Geológico do Brasil (CPRM) com esse navio que coleta dados oceanográficos e está equipado para trabalhar em águas de até 6.000 m. Inclusive já operamos na área do pré-sal. Vocês pretendem ampliar a frota de navios? Qual a previsão de um novo navio? Sim, no momento estamos estudando a possibilidade de termos mais um navio, para operar em águas rasas. Vai depender da demanda de mercado, que hoje se encontra retraída no Brasil. Mas acreditamos que no próximo ano
ela deve recuperar o ritmo dos anos anteriores. Qual a expectativa de negócios na área offshore? Pode responder futuramente pela maior parcela do faturamento da empresa? Como disse, o mercado está retraído devido à reordenação do Plano de Negócios e Gestão da Petrobras e também à falta de leilões exploratórios desde 2008. Mas as expectativas são boas, pois estamos nos internacionalizando, buscando novos mercados, além de nos prepararmos para uma retomada brasileira que é esperada a partir do segundo semestre deste ano. Qual o objetivo da Georadar ao fazer uma aquisição e criar a GeoRXT, com
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entrevista exclusiva
Nosso objetivo é manter o plano de crescimento para ter porte suficiente para uma operação de abertura de capital em bolsa o foco em aquisição de dados geofísicos marítimos. Ela é essencial para os negócios offshore da empresa? O principal objetivo dessa aquisição é a ampliação de nosso escopo de serviços. Somos uma empresa em que a sísmica é parte importante. É natural que seja também no ambiente marítimo. No caso da GeoRXT ela traz uma sofisticação, um upgrade tecnológico sem comparação para o grupo. Hoje detemos o controle, com 70% de participação nesta empresa. Os 30% da norueguesa RXT foram recentemente adquiridos pela ION, maior fabricante mundial de equipamentos de OBC, na tecnologia que usamos. Além da equipe que hoje opera cabo de fundo em lâmina d’água de 1.600 m (no Campo de Marlim, para a Petrobras) estamos em vias de colocar mais uma equipe até o final do ano, muito provavelmente fora do Brasil. É um passo importante na globalização da empresa. Quais as principais tecnologias que a GeoRXT traz para o mercado brasileiro? Quais os diferenciais que vocês têm em relação às demais companhias que atuam há um bom tempo no setor offshore? A tecnologia 4C (4 componentes) OBC é a única no mundo a utilizar acelerômetros, o que possibilita conferir uma aquisição muito à frente da 26
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de valores dentro de dois anos. Nosso desafio é chegar ao faturamento de R$ 1,2 bilhão em dois anos.
concorrência. Além disso, é uma aquisição voltada para o desenvolvimento da produção, pois, através da captura de diversos componentes da onda elástica em todos os azimutes, traz informações preciosas e completas para os estudos de reservatório, que a sísmica convencional (streamer) não consegue fornecer. Costumo dizer que OBC é óleo no tanque. A lâmina d’água também é um grande diferencial: somos recorde mundial de operação em águas profundas. Hoje estamos operando a 1.600 m de profundidade com OBC, enquanto os concorrentes não passam de 600-800 m. A Georadar é líder brasileira no mercado de sísmica onshore. Vocês acreditam que podem manter essa liderança, atuando nas duas frentes (onshore e offshore). Qual o peso hoje do onshore?
Acreditamos não só manter a liderança onshore no que diz respeito ao market share, mas também a liderança tecnológica. No que pese a redução momentânea dos projetos onshore, devido às causas acima expostas, estamos investindo em sísmica 3C (tricomponente) para reservatórios terrestres e para shale gas. Este ano teremos 50 sísmicas onshore, e outras 50 offshore. Qual a expectativa da empresa em relação ao onshore brasileiro: com a licitação de novas áreas onshore e as apostas que a ANP vem fazendo em pesquisas em diversas regiões do país, a demanda por sísmica terrestre deve crescer nos próximos anos? Acreditamos que essa lacuna exploratória gerada pela falta de leilões só se recupera em três a quatro anos, caso os leilões sejam retomados. Mas demos alguns passos muito importantes, com a ANP fomentando essa pesquisa, além dos esforços da Georadar em projetos alternativos, como a sísmica voltada para o aumento de produção dos reservatórios para terra, os grandes campos maduros, e também para a pesquisa mineral, como no caso dos fertilizantes (potássio). A Georadar concluiu em fevereiro seu terceiro aporte – no valor de R$ 100 milhões – do Óleo e Gás Fundo de Investimento em Participações (Óleo e Gás FIP). E a empresa anunciou que pretende captar mais R$ 100 milhões de um quarto fundo. Qual o principal objetivo da entrada de novos investidores? O principal objetivo é cumprir um plano de negócios agressivo que permita um grande crescimento, com sustentabilidade e baixo endividamento. Um pouco na contramão do que se vê no mercado, mas alinhado com nossos valores. Se crescemos com altas taxas, podemos dividir participação sem perder nosso valor absoluto. Ao contrário: estaremos agregando mais valor ao conjunto de ações de cada acionista.
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entrevista exclusiva Vocês pretendem fazer uma oferta pública inicial de ações (lPO, na sigla em inglês)? Sim, quando o mercado assim o permitir. Nosso objetivo é manter o plano de crescimento para ter porte suficiente para uma operação de abertura de capital em bolsa de valores dentro de dois anos. Nosso desafio é chegar ao faturamento de R$ 1,2 bilhão em dois anos. Daí sim, teremos potencial para abertura de capital.
Georadar em números
Desde 2011, a Geonavegação atende a demanda de empresas do segmento de óleo e gás, por meio do afretamento de embarcações de apoio e gerenciamento das operações, tanto de apoio quanto de prospecção e pesquisa. Quantas embarcações a companhia administra atualmente para a indústria? Como é formada essa frota? A Geonavegação é uma empresa brasileira de navegação (EBN) criada em 2011 e que possui hoje cinco navios em operação. Compramos mais quatro que estarão operando sob nossa bandeira até julho deste ano e ganhamos seis licitações de construção para a Petrobras, cujos contratos aguardam assinatura e para os quais já possuímos os financiamentos aprovados, assim como os equities necessários.
Empregados: 2.700 mil
Em fevereiro deste ano, o Grupo concluiu a primeira campanha de aquisição sísmica terrestre não exclusiva do Brasil. No que consistiu esse projeto? Esse foi um projeto de levantamento de dados sísmicos terrestres no estado do Amazonas, nos municípios de Itacoatiara, Silves, Itapiranga, São Sebastião do Uatumã, Nhamundá e Urucará. O projeto teve início em junho de 2011 e envolveu uma equipe de 2095 trabalhadores, sendo aproximadamente 80% mão de obra local. Essa é a primeira campanha de aquisição sísmica terrestre não exclusiva do Brasil e o maior desafio da campanha 28
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Atuação: prestação de serviços onshore e offshore de levantamentos geofísicos, diagnósticos ambientais e geotécnicos para a indústria petrolífera e mineral. Empresas do grupo: Georadar Sísmica Terrestre, Georadar Ambiental e Infraestrutura, Geochemical, Geodata Serviços Offshore, GeoRXT e Geonavegação. Faturamento em 2012: R$ 600 milhões. Fundação: 1999
Sede: Nova Lima, região metropolitana de Belo Horizonte.
foi a logística na floresta. Os dados gerados com os levantamentos estão em fase de processamento e poderão ser disponibilizados ao mercado para comercialização em breve, conforme prevê a Resolução n. 11 da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Quais as principais conquistas do Grupo durante mais de 12 anos de mercado? De 2004 para cá, trabalhamos incessantemente para atingir uma liderança tecnológica e mercadológica. Temos 100% de delivery – entregamos a tempo e a bom termo todos os nossos contratos. Temos alto índice de treinamento e os melhores registros de SMS, não só no mercado brasileiro mas comparáveis aos melhores do mundo. Nossa liability é muito baixa e o índice de satisfação dos nossos colaboradores é alto e também dos nossos clientes. Estamos nos tornando uma empresa relevante, brasileira e global. Somos competitivos. Não obstante, ainda temos ‘chão’ pra melhorar. Uma empresa de serviços tem sempre um longo caminho pela frente se permanecer na trilha. Quais os principais contratos que a Georadar trabalha, hoje? A empresa
vai concluir algum trabalho relevante este ano? De sísmica onshore, temos o contrato ANP para Santarém (PA), e na sísmica offshore, o Petrobras OBC Marlim. Os outros contratos são pulverizados entre Sísmica Onshore, Ambiental/Infraestrtura, GeoRXT, Geodata e Geonavegação. Qual a perspectiva de negócios para os próximos anos no setor de petróleo e gás? Continuaremos crescendo, investindo no aumento de escopo e na sinergia entre as linhas de negócio, no aperfeiçoamento dos nossos processos, assim como na busca de novas tecnologias para atender os clientes. As nossas metas são aumentar o faturamento, a lucratividade, a internacionalização das operações, e nos tornarmos uma empresa aberta. Com a demanda ativa de projetos na indústria nacional e os planos de expansão e internacionalização da empresa, que regiões vocês acreditam ser interessante para a abertura de novos escritórios do Grupo? Hoje possuímos uma base de operações onshore em Nova Lima (MG), uma base de operações offshore em Ramos (RJ), um escritório comercial no Rio de Janeiro (RJ) e bases de projetos que variam de acordo com o número e regiões onde eles se desenvolvem. Com o plano de internacionalização estamos montando um escritório em Houston (EUA), com a ION, nossa sócia na GeoRXT, e um escritório em Dubai (Emirados Árabes), que deve ser aberto até o final do ano. Ainda na direção da internacionalização, há a possibilidade da criação de joint venture? Sim, criamos uma joint venture com a ION para a GeoRXT. Outras com empresas do Grupo poderão ocorrer, desde que mantenham o espírito de globalização, sem perder o caráter nacional.
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Fotos: Ricardo Almeida
dois v í rgula oito bilhões
de reais por Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
A décima primeira Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) supera expectativas com arrecadação recorde de R$ 2,8 bilhões, e é marcada pelo arrojo de algumas estreantes – Ouro Preto e Chariot – e volta aos leilões de oil companies como ExxonMobil, Total e BP. Esse resultado mostra que o setor de petróleo e gás no Brasil deve continuar sua escalada de crescimento: participaram da rodada 39 grupos empresariais. Desses, 30 arremataram blocos, sendo 18 estrangeiros e 12 brasileiros. TN Petróleo 89
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epois de cinco anos sem leilões, o resultado da 11ª Rodada de Licitações de blocos exploratórios superou todas as expectativas da ANP, arrecadando R$ 2,8 bilhões, cerca de R$ 700 milhões a mais do que a 9ª Rodada – a última a ter maior arrecadação – realizada em 2007, quando foram obtidos R$ 2,1 bilhões. Também foram recordes o Programa Exploratório Mínimo (PEM), que é quanto as companhias vão investir nos próximos cinco anos, que chegou a R$ 6,9 bilhões, e o ágio, valor pago pelas empresas na assinatura dos contratos ficou 797% acima do mínimo exigido pela ANP. Confirmando as intenções anunciadas pela diretora-geral da agência reguladora, Magda Chambriard, os holofotes que antes estavam voltados para o Sudeste, agora apontam também para as regiões Nordeste e Norte do Brasil. E sinalizam um futuro promissor para a indústria de estados como Amapá, Pará, Rio Grande do Norte e Pará, localizados na margem equatorial do Brasil, onde há forte perspectiva de ocorrência de óleo leve e de boa qualidade. “São áreas onde a ANP mapeia oportunidades exploratórias muito interessantes, com potencial para um óleo de 37º até 44º API. Isso é similar a um óleo árabe leve, ou seja, o óleo mais caro do planeta”, afirmou Chambriard na ocasião em que foi realizada a Audiência Pública sobre as regras do leilão que foi realizado. O PEM das áreas arrematadas neste setor, que agrega as bacias da Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar, soma R$ 4,3 bilhões. No total, foram arrematados no leilão, em um único dia, 142 dos 289 blocos oferecidos em 23 setores distribuídos em 11 bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernam-
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buco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano Sul. A área arrematada foi de 100,3 mil Km2, praticamente dois terços dos 155,8 mil Km2 ofertados. Das 39 empresas participantes, oriundas de 12 países, 30 saíram vencedoras, sendo 12 nacionais e 18 de origem estrangeira: Austrália (1), Bermudas (1), Canadá (4), Colômbia (2), Espanha (1), Estados Unidos (2), França (1), Guernesei (1), Noruega (1), Portugal (1), Reino Unido (3). O conteúdo local médio da 11ª Rodada foi de 62,32% para a fase de exploração do contrato de concessão e de 75,96 % para a fase de desenvolvimento. Os 2,8 bilhões de reais de bônus de assinatura deverão ser pagos até o dia 6 de agosto, quando serão assinados os contratos de concessão – data também do 15° aniversário da ANP. Depois do sucesso da 11ª rodada, a expectativa é grande para a próxima, com foco na exploração de gás natural, que será realizada em outubro e, mais ainda, para o 1o leilão do pré-sal que está marcado para novembro.
A volta das oil majors à disputa A boa surpresa da 11ª rodada da ANP foi a presença nos consórcios vencedores de grandes companhias petrolíferas mundiais, que estavam sumidas das licitações da
agência há mais de cinco anos, ainda que várias delas tenham operações ativas no Brasil. Depois de 14 anos sem participar de leilões da ANP, a francesa Total, que tem participação no campo de Xerelete, na Bacia de Campos, e no BM-S-54, tendo a Shell como parceira, arrematou dez blocos. “Estas aquisições serão os grandes condutores da estratégia de crescimento da Total no setor offshore em águas profundas”, afirmou Marc Blaizot, vice-presidente sênior de Exploração da Total. A Total também foi a responsável pelo maior bônus de assinatura: vai pagar R$ 345.950.100,00, pelo bloco FZA-M-57, da Bacia da Foz do Amazonas. Ela será a operadora neste bloco, onde detém 40% de participação, associada à Petrobras (30%) e a britânica BP (30%). A companhia inglesa, por sua vez, arrematou oito blocos offshore (dois como operadora), em três bacias. “A BP está muito satisfeita com o resultado. Com essas aquisições, aumentaremos nossa presença exploratória em áreas de fronteira ao longo da margem equatorial brasileira, com base em nossa especialização em águas profundas”, afirmou Mike Daily, vice-presi-
dois vírgula oito bilhões de reais
Bacia da Foz do Amazonas Setores SFZA-AR1, AR2 e SFZA-AP1, AP2 Bacia do Pará-Maranhão Setor SPAMA-AP1 Bacia de Barreirinhas Setores SBAR AR2, SBAR-AP1, AP2 Bacia do Ceará Setor SCE-AP3
Bacia Potiguar Setores SPOT-T3, SPOT-T3
Bacia de Tucano Sul e Recôncavo Setores STUC-S, SREC-T1
R$ 6,9 bilhões Bacia de PernambucoParaíba Setores SPEPB-AP2, SPEPB-AP3
em investimentos no Programa Exploratório Mínimo (pem)
R$ 345,9 milhões maior bônus de assinatura pago pelo consórcio Total/Petrobras/BP
R$ 8,5 milhões Bacia do Espírito Santo Setores SES-T6, SES-AP2
dente executivo de Exploração da BP. “Esse é um resultado importante para a BP, pois reafirma nossa parceria de longo prazo com o Brasil, expandindo nosso portfólio de E&P para 22 concessões em sete diferentes bacias sedimentares brasileiras”, disse
R$ 2,8 bilhões total arrecadado em bônus
Bacia Potiguar Setores SPOT-AP1 SPOT-T5
Bacia do Parnaíba Setores SPN-N, Bacia de Sergipe-Alagoas Setor SSEAL-T1 SPN-SE e SPN-O
números da 11a rodada
Guillermo Quintero, presidente regional da BP Brasil. Quem vai incrementar as atividades exploratórias no Brasil é a norte-americana ExxonMobil, que arrematou dois blocos em parceria com a brasileira OGX, sendo que, na Bacia Potiguar, foi dela a
bônus com maior ágio (19.156%) pago pela Petra Energia
Outros números: • 142 blocos arrematados de 289; • 100,4 mil km2 de 150 mil (dois terços da área total ofertada); • 787,81% média do ágio sobre o bônus mínimo; • 62,32% média de conteúdo nacional na fase exploratória; • 75,96% média de conteúdo nacional na fase de desenvolvimento; • 39 empresas ofertantes; • 30 vencedoras (12 nacionais e 18 estrangeiras); • 7 estreantes vencedoras (6 novas operadoras).
maior assinatura de bônus, de R$ 81 milhões. A companhia, que será operadora nos dois blocos (o outro é na bacia do Ceará), afirmou que está muito satisfeita de voltar a explorar no Brasil. As empresas asiáticas que estavam sendo esperadas na rodada não apareceram. A diretora da ANP preferiu não comentar, apenas disse que é cedo avaliar a ausência das duas chinesas e uma japonesa. Mas Magda destacou TN Petróleo 89
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11 a Rodada
ONSHORE - Bacia do Parnaíba – Setor SPN-N Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
PN-T-113
OGX
R$ 7.000.063,00
80% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-114
OGX
R$ 6.000.063,00
80% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-46
Petra
R$ 6.800.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-47
Petra
R$ 12.000.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-65
Petra
R$ 10.800.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-98
Petra
R$ 5.000.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
o interesse em blocos terrestres em regiões com potencial para a descoberta de gás natural, comprovada no leilão de áreas na Bacia do Parnaíba. “O grande apetite demonstrado pelas empresas nas áreas em terra com potencial para a descoberta de gás natural na Bacia do Parnaíba é um indicativo do êxito da rodada e também um prenúncio do que pode ser obtido na rodada de gás em terra previsto para outubro”, afirmou.
Participação agressiva Chamando mais uma vez a atenção do mercado, a OGX teve uma participação acima do esperado no leilão. Com uma ação
considerada agressiva, a empresa de Eike Batista adquiriu direitos de concessão sobre sete blocos exploratórios em águas profundas e dois em águas rasas da Margem Equatorial, além de quatro blocos terrestres na Bacia do Parnaíba! Somando todos os bônus de assinatura ofertados pela empresa, a OGX irá desembolsar quase R$ 380 milhões, além dos investimentos mínimos que deverão ser feitos nos próximos anos. A brasileira vai atuar como operadora na maioria dos blocos arrematados, além de estar associada a dois gigantes internacionais: a norte-americana ExxonMobil e a Total,
Retomada consolidada As rodadas de licitação da ANP começaram em 1997, sendo que a última ocorreu em 2008. De acordo com Magda Chambriard, a demora na realização da 11ª se deveu, entre outros fatores, à necessidade de delimitação da área petrolífera do pré-sal, visando consolidar este polo petrolífero no litoral da região Sudeste. O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, complementou, afirmando que esse tempo foi necessário para a elaboração do regime de partilha, trabalho do qual participou, junto com a então ministra-chefe da Casa Civil, Dilma Rousseff, atual presidente da República. “O Brasil de hoje é bastante diferente do 34
TN Petróleo 89
país das últimas rodadas. Estamos muito mais bem preparados agora.” Com a retomada dos leilões, o sócio da área de Petróleo e Gás da KPMG, Guilherme Coimbra, acredita que vão acontecer novas fusões neste setor. “Os leilões vão turbinar as operações de fusões e aquisições que vinham tendo um ritmo lento nesses cinco anos de espera.” “Diante do novo cenário que está se desenhando, as perspectivas são as mais promissoras e, com isso, as transações de fusões e aquisições devem ultrapassar os recordes anteriores e se tornar bastante ativas no país neste, e nos próximos cinco anos”, afirma Coimbra, observando que nos primeiros três meses deste ano foram concretizados quatro negócios – e concretizados 19 em 2012, bem longe da marca dos 37, registrada em 2001.
além de outra brasileira, a Queiroz Galvão. Mais uma vez, a Petrobras foi a empresa que arrematou mais blocos, integralmente ou em parceria, totalizando 34 dos 289 blocos leiloados. A estatal disse ter optado por adquirir áreas em bacias com maior potencial exploratório, como a da Foz do Amazonas, Espírito Santo e Barreirinhas. Em área terrestre, a petroleira brasileira investiu, prioritariamente, na Bacia do Parnaíba, buscando acumulações de gás natural. O total investido pela Petrobras e parceiros foi de R$ 1,4 bilhão, dos quais R$ 537,9 milhões foram recursos próprios e R$ 923 milhões recursos de parceiros. Para Thore E. Kristiansen, vice-presidente sênior e presidente da Statoil no Brasil, as novas áreas reforçam a ambição da empresa de crescer no Brasil. “Vemos esta como uma região de crescimento de longo prazo, e o acesso a novas áreas de qualidade é um pré-requisito essencial para criação de valor por meio de atividades de exploração e para aumentar o nível de produção da Statoil proveniente de nossos clusters, como o Brasil “. Ao comentar sobre a 11ª Rodada durante audiência pública no Senado, a presidente da estatal, Graça Foster, afirmou que a companhia foi seletiva na escolha de campos, e que se manterá cautelo-
dois vírgula oito bilhões de reais
ONSHORE - Bacia do Parnaíba – Setor SPN-SE Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
PN-T-136
Petrogal (50%); Petrobras (50%)
R$ 4.788.000,00
70% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-137
Petra
R$ 3.800.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-150
Petrobras (50%); Petrogal (50%)
R$ 6.363.000,00
70% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-151
Ouro Preto
R$ 3.594.340,00
70% na expl. e 77% no desenv.
PN-T-152
Petra
R$ 8.500.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-153
OGX
R$ 3.000.063,00
75% na expl. e 80% no desenv.
PN-T-166
Petrobras (50%); Petrogal (50%)
R$ 6.363.000,00
70% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-167
Petra
R$ 2.500.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-168
OGX
R$ 4.000.063,00
75% na expl. e 80% no desenv.
PN-T-169
Sabre
R$ 2.070.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-182
Petrogal (50%); Petrobras (50%)
R$ 4.788.000,00
70% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-183
Petra
R$ 5.800.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
PN-T-184
Petra
R$ 5.800.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
ONSHORE - Bacia do Parnaíba – Setor SPN-O Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
PN-T-165
Ouro Preto
R$ 10.435.702,00
70% na expl. e 77% no desenv.
se une ao
1stWEST Mergers & Acquisitions LLC atuou como assessor financeiro para HABTEC Engenharia Ambiental Pa r a m a i s i n f o r m a ç õ e s c o n t a c t a r : j.chamness@1stWEST.com.br www.1stWESTMA.com TN Petróleo 89
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11 a Rodada
OFFSHORE - Bacia do Foz do Amazonas – Setor SFZA-AR1 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
FZA-M-254
Brasoil
R$ 5.967.885,00
38% na expl. e 56% no desenv.
FZA-M-320
Ecopetrol
R$ 4.000.000,00
51% na expl. e 64% no desenv.
OFFSHORE - Bacia do Foz do Amazonas – Setor SFZA-AR2 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
FZA-M-324
BHP Billiton
R$ 10.050.000,00
37% na expl. e 55% no desenv.
FZA-M-467
Brasoil
R$ 4.532.195,00
38% na expl. e 56% no desenv.
FZA-M-539
Brasoil
R$ 8.022.329,00
38% na expl. e 56% no desenv.
Riscos ambientais no mapa da 11ª Rodada Muito se tem falado sobre os riscos ambientais das regiões conhecidas como ‘nova fronteira’, localizadas em sua grande parte na Margem Equatorial brasileira, principalmente na Bacia da Foz do Amazonas. Especialistas levantaram o debate sobre a falta de estudos mais detalhados sobre as áreas ofertadas, assim como a falta de planejamento e burocracia dos órgãos ambientais brasileiros na aferição destas questões. “A segurança jurídica ambiental dessa rodada é uma das grandes preocupações das empresas entrantes no país, em especial quanto à sensibilidade ambiental dos blocos na denominada nova fronteira, onde praticamente não há estudos ambientais, no mar do Norte do Brasil”, ressaltou Maria Alice Doria, fundadora de um dos principais escritórios especializados em Direito Ambiental e Infraestrutura do país, o Doria, Jacobina e Gondinho Advogados. “Não é verdade que não se conhece nada sobre a região da Margem Equatorial. Existem estudos de qualidade sobre aquela região. No entanto, comparativamente, há menos informações que nas bacias do Sudeste, pela própria concentração econômica nestes estados”, afirmou Cristiano Vilardo – coordenador geral de Petróleo e Gás do Instituto Brasilei36
TN Petróleo 89
ro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama). Ele salientou que a escassez de informações não seria impeditiva para as atividades petrolíferas, mas que caberá às empresas vencedoras do leilão o trabalho (e o ônus) de obtenção de dados para garantir maior agilidade e aprovação de projetos no processo de licenciamento ambiental. Segundo Marcelo Bacci, CEO da empresa de consultoria ambiental CP+, as atividades de E&P de hidrocarbonetos são sempre de risco, porém em condições normais de operação esses riscos e os impactos ambientais tendem a ser baixos. “Portanto, o grande desafio é cercar essa atividade de todos os cuidados para que não haja acidentes e, caso eles ocorram, sejam rapidamente controlados”, disse. O fato de a Margem Equatorial estar numa região remota aumenta esses desafios e, nesse aspecto, a falta de conhecimento científico sobre as características ambientais da região e sobre o comportamento do óleo no caso de um derramamento, aponta para a necessidade de investimentos nessa área. “Cabe salientar que, há muitos anos, quando se deu a abertura do setor, a re-
alidade da falta de conhecimento científico nas áreas de exploração de petróleo offshore era a mesma e, no entanto, esse desafio vem sendo vencido com um rápido incremento do conhecimento científico dessas áreas, bem como, com o incremento do desenvolvimento tecnológico em toda a cadeia de exploração e produção de petróleo, o que se reflete no baixo número de acidentes ao longo da história e nos níveis adequados de impacto”, afirmou Bacci. Ele também chamou a atenção para o elevado nível de nacionalização garantido nesse leilão – o conteúdo local médio desta rodada foi de 62,32% para a Fase de Exploração e de 75,96% para a Fase de Desenvolvimento. “Esse resultado irá favorecer os prestadores de serviço nacionais”, afirmou o dirigente da CP+, empresa 100% nacional e com larga experiência na prestação de serviços para o setor de E&P de Petróleo. Segundo ele, é grande a expectativa de atuar junto aos principais players desde o início do processo de licenciamento ambiental e de aquisição de dados para desenvolvimento dos projetos. “Estivemos à frente do licenciamento dos grandes projetos de E&P nas bacias do Espírito Santo e Campos, inclusive do primeiro campo produtor do pré-sal (Campo de Jubarte)”, lembra o executivo. Atualmente, através dos navios de pesquisa Seward Jonhson e Ocean Stalwart (foto), a empresa realiza levantamentos ao longo do litoral brasileiro destinados ao conhecimento oceanográfico, biológico, sedimentar, sísmica rasa e imageamento do assoalho oceânico em ambientes costeiros e em águas profundas.
dois vírgula oito bilhões de reais sa nos próximos leilões. “Estamos trabalhando em blocos que realmente nos interessam”, garantiu.
Parnaíba: disputa acirrada O certame que abriu a 11ª Rodada teve disputa acirrada, com blocos arrematados pelas empresas Petrogal, Petrobras, Petraenergia, OGX e Sabre. A Bacia do Parnaíba foi uma das poucas a ter 100% dos blocos ofertados (20) arrematados por empresas interessadas. A Petrobras, associada à Petrogal, arrematou quatro blocos, sendo que cada empresa vai operar dois blocos. A Petra arrematou, sozinha, nove blocos e a OGX, quatro, enquanto que a Ouro Preto, que tem como presidente o executivo Rodolfo Landim (ex-Petrobras, BR Distribuidora e OGX), ganhou dois e a Sabre, um bloco. O total do bônus de assinatura nesta bacia foi de R$ 119 milhões, e o investimento
mínimo total previsto na fase de exploração é de R$ 792, 6 milhões. Com uma área aproximada de 680.000 km2, distribuídos pelos estados do Maranhão, Piauí, Tocantins, além de uma pequena parte do Pará, Ceará e Bahia, a Bacia do Parnaíba foi dividida em três setores no leilão: SPN-SE (cerca de 39 mil km²), SPN-N (17.652 km²) e SPNO (cerca de 3.000 km²).
Foz do Amazonas: recorde de bônus A Bacia da Foz do Amazonas foi uma das áreas que gerou maior interesse entre as empresas participantes da rodada e também se destacou por ter registrado o maior bônus, pago pela Total pelo bloco FZA-M-57.
Essa bacia de nova fronteira, situada na porção oeste da margem equatorial brasileira, teve 97 blocos licitados, dos quais 83 não receberam oferta. O que não desanimou a ANP, que afirma ser uma região com grande potencial para gás e óleo leve. Atualmente, existem dois blocos, em fase de exploração, operados pela Petrobras. O bônus total a ser pago pelos blocos desta bacia é de cerca de R$ 750 milhões e o investimento mínimo previsto na fase de exploração (PEM) deve ser de R$ 1,5 bilhão, o que mostra o grande interesse pela região. Para João Carlo De Luca, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Bio-
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11 a Rodada
OFFSHORE - Bacia da Foz do Amazonas – Setor SFZA-AP1 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
FZA-M-86, FZA-M-125
Total E&P (40%); BP (30%); Petrobras (30%)
R$ 10.317.810,00 por bloco
37% na expl. e 65% no desenv.
FZA-M-127
Total E&P (40%); BP (30%); Petrobras (30%)
R$ 40.462.000,00
37% na expl. e 65% no desenv.
FZA-M-184
OGX
R$ 30.000.063,00
40% na expl. e 63% no desenv.
FZA-M-57
Total E&P (40%); BP (30%); Petrobras (30%)
R$ 345.950.100,00
37% na expl. e 65% no desenv.
FZA-M-59
BP (70%); Petrobras (30%)
R$ 44.506.000,00
37% na expl. e 65% no desenv.
FZA-M-88
Total E&P (40%); BP (30%); Petrobras (30%)
R$ 214.448.600,00
37% na expl. e 65% no desenv.
FZA-M-90
Queiroz Galvão (35%); Premier Oil (35%); Pacific Brasil (30%)
R$ 54.127.790,00
37% na expl. e 65% no desenv.
OFFSHORE - Bacia da Foz do Amazonas– Setor SFZA-AP2 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
FZA-M-257
BHP Billiton
R$ 20.100.000,00
37% na expl. e 55% no desenv.
OFFSHORE - Bacia de Barreirinhas – Setor SBAR-AR2 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
BAR-M-251
OGX
R$ 40.000.163,00
40% na expl. e 63% no desenv.
BAR-M-292, BAR-M-293
Chariot
R$ 1.425.143,00 por bloco
55% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-313
Chariot
R$ 741.143,00
60% na expl. e 70% no desenv.
BAR-M-314
Chariot
R$ 665.143,00
55% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-387
Ouro Preto
R$ 777.555,00
37% na expl. e 55% no desenv.
BAR-M-388
BG
R$ 15.800.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-389
OGX
R$ 80.000.163,00
40% na expl. e 63% no desenv.
OFFSHORE - Bacia de Barreirinhas – Setor SBAR-AP1 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
BAR-M-213
OGX
R$ 40.000.163,00
40% na expl. e 63% no desenv.
BAR-M-215
BG
R$ 50.000.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-217
BG
R$ 24.000.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-252
BG
R$ 148.000.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-254
BG
R$ 42.000.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
OFFSHORE - Bacia de Barreirinhas – Setor SBAR-AP2 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
BAR-M-298
BG
R$ 16.000.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-300
BG (50%); Petrobras (40%); Petrogal (10%)
R$ 29.400.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-340
BG
R$ 10.000.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-342
BG (50%); Petrobras (40%); Petrogal (10%)
R$ 79.800.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-344
BG (50%); Petrobras (40%); Petrogal (10%)
R$ 126.000.000,00
39% na expl. e 65% no desenv.
BAR-M-346
BP (50%); Total E&P (50%)
R$ 80.920.000,00
37% na expl. e 65% no desenv.
38
TN Petróleo 89
dois vírgula oito bilhões de reais combustíveis (IBP), o sucesso da rodada traz um novo dinamismo para o setor de óleo e gás. Ele destacou ainda a agressividade de algumas companhias e o retorno de empresas como a Exxon.
Barreirinhas: foco da BP A britânica BP foi a empresa que mais arrematou blocos na Bacia de Barreirinhas, situada na porção central da Margem Equatorial brasileira, ao longo da costa do Maranhão e parte do litoral do Piauí. A companhia ficou com dez blocos nesta bacia, onde a ANP arrecadou R$ 786 milhões. Quem também se destacou foram as novatas Chariot e Ouro Preto. A primeira levou quatro blocos, pagando bônus de pouco mais de R$ 4 milhões, já a segunda arrematou um bloco pagando o valor de R$ 777,5 mil. Com potencial para óleo leve, a Bacia de Barreirinhas hoje tem operações apenas da Petrobras,
que noticiou duas descobertas desde janeiro de 2012.
Espírito Santo: Petrobras arremata todos os blocos A Petrobras arrematou todos os 12 blocos oferecidos na bacia, sozinha ou por meio de consórcio com as empresas Cowan Petróleo e Gás – em terra –, Total E&P Brasil, Statoil Brasil e Queiroz Galvão – em águas profundas. Classificada como madura, e com histórico exploratório de sucesso, a bacia teve suas áreas divididas em dois setores para o leilão: terrestre – SES-T6, estendendo-se do sul da Bahia até o centro-sul do estado – e marítimo – SES-AP2, na porção norte da margem continental brasileira. O primeiro teve bônus total de pouco mais de R$ 14 milhões e o segundo, de R$ 494.384.280 milhões. O PEM do certame soma R$ 1,275 bilhão. Na porção terrestre, a bacia tem como operadoras as petroleiras Re-
sources, Cheim, Cowan, Petrobras, Petrosynergy e Vipetro. A produção registrada em dezembro de 2012 foi de 15.046 bbl/dia de petróleo e 322 Mm³/dia de gás natural. Já na porção marítima, as operadoras são Petrobras, Perenco e Repsol. A produção registrada em dezembro de 2012 foi de 23.081 bbl/dia de petróleo e 7.000 mm³ de gás natural.
Pará-Maranhão: Queiroz Galvão leva dois blocos Único estado com oferta de áreas em três bacias sedimentares, sendo duas no mar e uma em terra, totalizando mais de 35.000 km², a Bacia do Pará-Maranhão teve cinco blocos ofertados, dos quais dois foram arrematados. Essa bacia de nova fronteira situada na porção central da Margem Equatorial brasileira se localiza no litoral dos estados do Pará e do Maranhão. A Queiroz Galvão e a Pacific Brasil arremataram juntas dois blo-
TN Petróleo 89
39
11 a Rodada
ONSHORE - Bacia do Espírito Santo - Setor Ses-T6 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
ES-T-485
Petrobras
R$ 1.785.060,00
70% na expl. e 85% no desenv.
ES-T-486
Petrobras
R$ 2.940.060,00
70% na expl. e 85% no desenv.
ES-T-495
Petrobras
R$ 2.835.060,00
70% na expl. e 85% no desenv.
ES-T-496
Cowan
R$ 1.800.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
ES-T-506
Cowan
R$ 2.700.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
ES-T-516
Cowan
R$ 2.100.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
OFFSHORE - Bacia do Espírito Santo – Setor SES-AP2 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
ES-M-596
Petrobras (50%); Statoil (50%)
R$ 102.000.000,00
37% na expl. e 65% no desenv.
ES-M-598
Statoil (40%); Petrobras (40%); Queiroz Galvão (20%)
R$ 70.907.865,00
37% na expl. e 65% no desenv.
ES-M-669
Petrobras (40%); Total E&P (25%); Statoil (35%)
R$ 130.000.000,00
37% na expl. e 65% no desenv.
ES-M-671
Statoil (35%); Petrobras (40%); Total E&P (25%)
R$ 43.594.725,00
37% na expl. e 65% no desenv.
ES-M-673
Statoil (40%); Queiroz Galvão (20%); Petrobras (40%)
R$ 62.812.315,00
37% na expl. e 65% no desenv.
ES-M-743
Statoil (35%); Petrobras (40%); Total E&P (25%)
R$ 85.069.375,00
37% na expl. e 65% no desenv.
OFFSHORE - Bacia da Pará-Maranhão – Setor SPAMA-AP1 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
PAMA-M-265
Queiroz Galvão(30%); Pacific Brasil (70%)
R$ 10.067.192,00
37% na expl. e 65% no desenv.
PAMA-M-337
Queiroz Galvão (50%); Pacific Brasil (50%)
R$ 70.411.999,00
37% na expl. e 65% no desenv.
OFFSHORE - Bacia do Ceará – Setor SCE-AP3 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
CE-M-603
ExxonMobil (50%); OGX (50%)
R$ 45.865.663,00
37% na expl. e 55% no desenv.
CE-M-661
Total E&P (45%); OGX (30%); Queiroz Galvão (25%)
R$ 40.462.000,00
37% na expl. e 65% no desenv.
CE-M-663
OGX
R$ 70.000.163,00
37% na expl. e 56% no desenv.
CE-M-665
Premier Oil
R$ 30.100.000,00
37% na expl. e 55% no desenv.
CE-M-665, CE-M-717
Premier Oil (50%); Compañia Española (50%)
R$ 30.100.000,00 por bloco
37% na expl. e 55% no desenv.
CE-M-715
Chevron (50%); Ecopetrol (50%)
R$ 62.716.100,00
37% na expl. e 55% no desenv.
cos em águas profundas no setor SPAMA-AP1 da Bacia Pará-Maranhão. O setor SPAMA-AP2 não teve oferta. Em ambos, a Queiroz Galvão é a operadora. Essa será a primeira exploração da companhia em águas profundas como operadora “A”. No bloco PAMA-M-265, o consórcio Queiroz Galvão E&P 40
TN Petróleo 89
(30%) e Pacific Brasil Exploração e Produção de Óleo e Gás (70%), teve bônus total de R$ 10.067.192,00. Já no PAMA-M-337, com a participação de 50% cada, o bônus foi de R$ 70.411.999,00. O PEM do certame ficou em R$ 80.479.191,00 milhões. Apesar de ainda não ter entrado na etapa de produção, as atividades realizadas nela
indicam presença de óleo leve na região. As operadoras OGX e Petrobras já possuem campanhas exploratórias ali.
Ceará: Seis blocos arrematados, OGX fica com três No Ceará, o único setor leiloado foi o SCE-AP3. A ANP ofereceu 11 blocos na região, dos
dois vírgula oito bilhões de reais
OFFSHORE - Bacia de Pernambuco-Paraíba – Setor SPEPB-AP2 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
PEPB-M-621
Niko (30%); Petra (70%)
R$ 151.831,00
37% na expl. e 59% no desenv.
OFFSHORE - Bacia de Pernambuco-Paraíba – Setor SPEPB-AP3 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
PEPB-M-729
Niko (30%); Petra (70%)
R$ 555.212,00
37% na expl. e 59% no desenv.
PEPB-M-894
Queiroz Galvão (30%); Petra (70%)
R$ 796.888,00
37% na expl. e 65% no desenv.
PEPB-M-896
Queiroz Galvão (30%); Petra (70%)
R$ 2.123.888,00
37% na expl. e 65% no desenv.
quais foram arrematados seis, três deles pela OGX, que será operadora de apenas um deles (CE-M663), pelo qual pagará o bônus de R$ 70.000.163,00, associada à Maersk Oil Brasil. A Premier Oil é operadora de dois blocos na Bacia do Ceará: o CE-M-665 e o CE-M-717. O primeiro, junto com a ExxonMobil, Maersk e Repsol; e o segundo, com a Chevron, que, por sua vez, vai operar o bloco CE-M-715, em consórcio com a Ecopetrol.
O CE-M-603 será operado pela ExxonMobil, associada à OGX. O bônus foi de cerca de R$ 45.865.663,00. Já a francesa Total, ficou como operadora do bloco CE-M-661 – sendo que a OGX, Maersk e Ecopetrol também arremataram esse bloco. O bônus total ficou em R$ 75.590.758,00 bilhões. A Bacia possui quatro campos produtores de petróleo operados pela Petrobras: Xaréu, Curimã, Espada e Atum. A produção dessa bacia em dezembro de 2012 foi
de 7.405 bbl/dia de petróleo e 92 Mm³/dia de gás natural. Pernambuco-Paraíba: Petra Energia leva três dos blocos Outra nova fronteira, a bacia de águas profundas ofertou dez blocos em dois setores (SPEPBAP2 e SPEPB-AP3). No primeiro, somente um foi arrematado e no outro, três deles – nos quais a Petra Energia participa com 70% em cada um. O bloco PEPB-M-621, do setor SPEPB-AP2, ficou com o consórcio Niko Resources (operadora) e a
TN Petróleo 89
41
11 a Rodada
ONSHORE - Bacia de Sergipe-Alagoas – Setor SSEAL-T1 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
SEAL-T-30, SEAL-T-31
Imetame
R$ 89.999,99 por bloco
80% na expl. e 85% no desenv.
SEAL-T-44, SEAL-T-50
G3
R$ 700.000,00 por bloco
80% na expl. e 85% no desenv.
SEAL-T-51, SEAL-T-72, SEAL-T-78
G3
R$ 200.000,00 por bloco
80% na expl. e 85% no desenv.
SEAL-T-56
G3
R$ 300.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
SEAL-T-61
Petrobras
R$ 895.660,00
70% na expl. e 85% no desenv.
SEAL-T-62
Imetame
R$ 89.999,99
80% na expl. e 85% no desenv.
SEAL-T-67
Petrobras
R$ 1.785.060,00
70% na expl. e 85% no desenv.
ONSHORE - Bacia Potiguar – Setor SPOT-T3 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
POT-T-442, POT-T-443
Irati
R$ 300.000,00 por bloco
80% na expl. e 85% no desenv.
POT-T-485
Imetame
R$ 550.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
ONSHORE - Bacia Potiguar – Setor SPOT-T5 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
POT-T-569
Imetame
R$ 521.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
POT-T-575
UTC
R$ 650.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
POT-T-613
Petrobras
R$ 798.060,00
70% na expl. e 85% no desenv.
POT-T-614
Petrobras
R$ 609.060,00
70% na expl. e 85% no desenv.
POT-T-617
UTC
R$ 600.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
POT-T-618
UTC
R$ 1.500.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
POT-T-619, POT-T-620, POT-T-663, POT-T-664, POT-T-665
Geopark
R$ 600.000,00 por bloco
80% na expl. e 85% no desenv.
OFFSHORE - Bacia Potiguar – Setor SPOT-AP1 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
POT-M-475
OGX
R$ 20.000.063,00
37% na expl. e 56% no desenv.
POT-M-567
Ecopetrol
R$ 9.200.000,00
37% na expl. e 55% no desenv.
POT-M-762
ExxonMobil (50%); OGX (50%)
R$ 81.876.563,00
37% na expl. e 55% no desenv.
POT-M-764
Petrobras (40%); Petrogal (20%); BP (40%)
R$ 8.000.000,00
37% na expl. e 65% no desenv.
Petra Energia, com um bônus de R$ 151.831,00. No setor SPEPB-AP3, a Niko Resources é a operadora do bloco PEPB-M-729, adquirido também em parceria com a Petra. A Queiroz Galvão arrematou os blocos PEPB-M-894 e PEPB-M-896, também em parceria com a Petra. A Bacia se localiza na porção norte da margem continental brasileira, ao longo da costa dos estados de Pernambuco e da Paraíba. No momento, há três blocos na fase de exploração, operados 42
TN Petróleo 89
pela Petrobras. A bacia ainda não entrou na etapa de produção.
Sergipe-Alagoas: G3 Óleo e Gás entra em cena A empresa G3 Óleo e Gás foi a que levou o maior número de blocos exploratórios nessa bacia, na qual dos 25 oferecidos, foram arrematados 11 blocos. A empresa adquiriu, sozinha, seis blocos: os blocos SEAL-T-44, SEAL-T-50, pelos quais pagou bônus de R$ 700 mil cada; os blocos SEAL-T-51, SEAL-T-72 e SEAL-T-78, com
bônus de assinatura de R$ 200 mil cada um, e o SEAL-T-56, pelo qual pagou R$ 300 mil. A Petrobras, apesar de levar apenas dois blocos, respondeu pela maior soma de bônus: R$ 2,68 milhões, dos quais R$ 895.660,00 pelo SEAL-T-61, e R$ 1.785.060,00 no SEAL-T-67. A Imetame Energia arrematou três blocos (SEALT-61, SEAL-T-30 e SEAL-T-31), pagando bônus de R$ 89.999,99 cada um. O bônus total da Bacia Sergipe-Alagoas foi de cerca de R$
dois vírgula oito bilhões de reais 5.250.719,97 milhões e investimento mínimo previsto na fase de exploração (PEM) de R$ 38.866.400 milhões. O setor ofertado encontrase em Alagoas operam na bacia as concessionárias Petrobras, Petrogal, Petrosynergy e Integral. A produção em dezembro de 2012 foi de 36.390 bbl/dia de petróleo e 1.790 Mm³/dia de gás natural.
Potiguar: UTC paga maior bônus Bacia madura situada na região Nordeste do Brasil, no estado do Rio Grande do Norte, teve 30 blocos ofertados – sendo 20 terrestres e dez marítimos –, divididos em três setores. No total, foram arrematados 18 blocos, somando bônus de cerca de R$ 127,678 milhões, com previsão de investimento durante a fase exploratória de cerca de R$ 293 milhões. Em terra, foram arrematados 14 blocos individualmente pelas empresas Irati (dois), Imetame (dois), UTC Óleo e Gás (três), Petrobras (dois) e Geopark (sete). Embora
esta última tenha saído vencedora em número de blocos, foi a UTC que pagou o maior bônus: R$ 1,5 milhão, pelo bloco POT-T-618, desembolsando um total de R$ 2,750 milhões nesta bacia. Na parte marítima, dois consórcios foram formados: Petrobras, Petrogal e BP arremataram o POT-M-764, pagando bônus de R$ 8 milhões, enquanto e ExxonMobil e OGX, desembolsaram R$ 81.876.563,00 pelo bloco POTM-762 – maior bônus neste grupo de blocos offshore em que foram arrematados quatro blocos: a Ecopetrol e a OGX levaram um bloco cada, sendo que esta última pagou R$ 20 milhões pelo POT-M-475.
Tucano: Petra Energia é destaque A Bacia de Tucano Sul, a penúltima a ser licitada, teve 21 blocos arrematados. A Petra Energia se destacou na bacia terrestre baiana de Tucano, arrematando 15 dos 36 blocos oferecidos. A Petro-
bras fez oferta para cinco blocos, mas não levou nenhum. Já a Cowan Petróleo e Gás levou sozinha o bloco TUCT-132, além dos blocos TUCT-133 e TUC-T-140, em parceria com a Petrobras, o TUC-T-148, TUC-T-164 e TUC-T-69 com a Petra Energia, o TUC-T-163 em consórcio com a Petra Energia, Alvopetro e Imetame, e o TUCT-168 com a Petra Energia e Imetame novamente. Ao todo a Cowan participa em oito blocos na Bacia Tucano Sul. As companhias Sabre Internacional de Energia e Irati Petróleo e Energia também arremataram blocos nessa bacia, que teve total arrecadado de R$ 54 milhões, com previsão de investimento de R$ 242,8 milhões. O total acumulado de bônus foi de R$ 54 milhões, com previsão de investimento durante a fase exploratória de R$ 242,8 milhões. Há cinco campos produtores operados pelas concessionárias
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43
11 a Rodada
ONSHORE - Bacia de Tucano – Setor STUC-S Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
TUC-T-132, TUC-T-133
Cowan
R$ 275.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-139
Petra
R$ 8.000.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-140
Cowan
R$ 370.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-147
Petra
R$ 2.000.000,00
74% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-148
Petra
R$ 1.280.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-149
Petra
R$ 1.200.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-150, TUC-T-158, TUC-T-173
Petra
R$ 800.000,00 por bloco
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-155
Petra
R$ 3.800.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-156, TUC-T-157, TUC-T-163, TUC-T-168
Petra
R$ 2.500.000,00 por bloco
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-162
Sabre
R$ 1.800.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-164
Petra
R$ 5.800.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-167
Sabre
R$ 2.930.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-169
Petra
R$ 5.000.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-174
Petra
R$ 8.500.000,00
75% na expl. e 85% no desenv.
TUC-T-177
Alvopetro
R$ 381.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
ONSHORE - Bacia do Recôncavo – Setor SREC-T1 Bloco
Operadora/consórcio
Valor
Conteúdo local
REC-T-104
Nova Petróleo
R$ 500.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-105
Nova Petróleo
R$ 6.000.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-106
Alvopetro
R$ 101.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-107
Alvopetro
R$ 606.296,32
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-115
Nova Petróleo
R$ 77.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-116
Nova Petróleo
R$ 70.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-117
Gran Tierra
R$ 13.130.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-118
Gran Tierra
R$ 13.130.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-75
Imetame
R$ 450.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-76
Imetame
R$ 950.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-84
Nova Petróleo
R$ 5.000.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-85
Geopark
R$ 600.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-86
Gran Tierra
R$ 7.070.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-94
Geopark
R$ 6.600.000,00
80% na expl. e 85% no desenv.
REC-T-95
Brasoil
R$ 800.000,00
70% na expl. e 78% no desenv.
Orteng e Petrobras. A produção em dezembro de 2012 foi de 12 bbl/dia de petróleo e 26 Mm³/de gás natural.
Recôncavo: um bloco só ficou de fora A Bacia do Recôncavo, última a ser licitada no leilão, teve 15 dos 16 blocos ofertados, arrematados. 44
TN Petróleo 89
Foi o melhor resultado obtido por leilões na região. A Petrobras não levou nenhum bloco, mesmo tendo apresentado lances em três disputas. O destaque ficou com a empresa canadense Gran Tierra, que já opera o campo de Tié, recentemente descoberto no município
de Pojuca. Ela arrematou três blocos por R$ 33,3 milhões. Em seguida, o maior desembolso de recursos para adquirir novas áreas foi feito pela Nova Petróleo, que gastou R$ 11,6 milhões para adquirir cinco blocos. A empresa Geopark desembolsou R$ 7,2 milhões por dois
dois vírgula oito bilhões de reais blocos. As demais empresas que adquiriram áreas foram: Imetame (dois blocos; R$ 1,4 milhão); Brasoil (um bloco, R$ 800 mil); e Alvopetro (dois blocos; R$ 707,2 mil). O bônus total da bacia foi de cerca de R$ 55.084.296 milhões e investimento mínimo previsto na fase de exploração (PEM) de R$ 97.899.400 milhões. Classificada como madura, localizada no Nordeste (BA, ao norte da cidade de Salvador), a bacia ofertou uma área total de 452,19 km². As atividades de prospecção na região tiveram início em 1937; a primeira descoberta significativa de óleo no Brasil ocorreu na Bacia do Recôncavo, em 1939, no distrito de Lobato. Com potencial para óleo leve, a bacia foi responsável por 24 notificações de descobertas desde janeiro de 2012. As empresas que já operam ali são Alvopetro, BrazAlta, Cowan, Egesa, Gran
Tierra, Imetame, Petrobras, Petrosynergy, Queiroz Galvão, Recôncavo E&P, Santana E&P, Silver Marlin, Sonangol Starfish
e W. Petróleo. A produção em dezembro de 2012 foi de 44.971 bbl/dia de petróleo e 2.798 Mm³/ dia de gás natural.
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TN Petróleo 89
45
PNG 2013-2017
Plano de Negócios e Gestão da Petrobras 2013-2017
Petrobras mantém E&P
como alicerce
por Karolyna Gomes
Depois de minuciosa revisão em suas metas de produção no ano passado, a Petrobras anunciou o Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2013-2017, que sofreu uma elevação de US$ 200 milhões em relação ao anterior, somando US$ 236,7 bilhões. Mantendo a previsão de alcançar uma produção recorde na camada pré-sal de 1 milhão de barris de petróleo por dia, a maior novidade do plano foi o anúncio de contratação de 15 FPSOs nos próximos anos. Com isso, a petroleira quer assegurar as metas revisadas de produção para 2020, de 5,2 milhões de barris diários de óleo equivalentes (boed), somando óleo, LGN (líquido de gás natural) e gás natural. 46
TN Petróleo 89
A configuração da curva DE PRODUÇÃO vem sendo exaustivamente planejada e executada ao longo de todo o ano de 2012 e no primeiro trimestre de
Fotos: Agência Petrobras
2013.
Graça Foster, presidente da Petrobras
A
nunciado em março, o Plano de Negócios e Gestão (PNG) 20132017 segue apostando em seus programas de suporte para otimizar as atividades operacionais para gerar maior produtividade com redução de custos – a expectativa é chegar em 2016 com uma economia de R$ 32 bilhões. E mantém o foco na exploração e produção no Brasil, no alinhamento de metas físicas e financeiras de cada projeto e no desenvolvimento dos negócios da empresa com indicadores financeiros sólidos. Sem acrescentar grandes cifras ao mais recente plano de ne-
gócios, mas sustentando o maior plano empresarial de investimentos do mundo, a Petrobras reafirmou o empenho em agregar novas reservas e assegurar a linha de produção ao direcionar um volume maior de recursos – US$ 147,5 bilhões (62%) – para a Exploração e Produção (E&P), sendo 70% para o pós-sal, 24% para o pré-sal e 6% para a cessão onerosa. Graça Foster, presidente da estatal, reafirmou a meta de chegar a 3,4 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2017 (dos quais, 2,75 milhões de óleo) e 5,2 milhões de boed em 2020 (4,2 milhões de óleo). “A configuração desta curva vem sendo exaustivamente planejada e executada ao longo de todo o ano de 2012 e no primeiro trimestre de 2013”, afirmou ela durante a apresentação do plano – evento que aconteceu no dia 19 de março, na sede da companhia, no Rio de Janeiro. Acompanhada dos diretores Almir Barbassa (Financeiro e de Relações com Investidores), José Formigli (Exploração e Produção), José Carlos Cosenza (Abastecimento) e José Alcides Santoro (Gás e Energia), Foster responsabilizou o desempenho positivo à “excelente realização” física e financeira do ano encerrado. “Tivemos em 2012 a maior realização financeira da Petrobras, com R$ 84,1 bilhões de investimentos. Também tivemos uma realização física bastante expressiva: 104,8% do previsto no ano foram realizados”, completou.
Pré-sal O pré-sal, peça-chave que alimenta a expectativa de crescimento da produção da empresa, responderá por cerca de um milhão de barris de petróleo por dia no final do período do plano atual. Em fevereiro, 26 poços produtores do pré-sal foram responsáveis por 283,1 mil bbl/d
de petróleo e 9,4 milhões de m³/d de gás natural, totalizando 342,3 mil boe/d. Mas Foster aposta que esse valor vai mais do que dobrar em sete anos. “Em 2020 vamos produzir mais do que dois milhões de barris de petróleo por dia no pré-sal”, enfatizou, enumerando os desafios tecnológicos vencidos e que passaram a ser “rotina na companhia”, como a sísmica de alta resolução, modelagem geológica e numérica, redução no tempo de perfuração de poços – de 134 para 70 dias –, uso de novos materiais, qualificação de novos sistemas para coleta de produção, separação de CO2, entre outros. “O pré-sal é uma realidade na Petrobras... É completamente descabida qualquer fala que possa desqualificá-la sobre sua capacidade e aptidão para produzir o pré-sal no Brasil”, enfatizou a executiva, complementando que, hoje, alguns poços produzem até 30 mil barris de petróleo por dia, apesar da meta anunciada ser de 20 mil bpd.
E&P Com 53 descobertas nos últimos 14 meses (25 no mar e 28 em terra), a Petrobras segue alimentando seu índice de reposição de reservas, que se mantém acima de 100%. O pré-sal foi responsável por 15 das descobertas marítimas, sendo oito em poços pioneiros (perfurados com o objetivo de descobrir óleo e gás), o que faz com que a empresa líder em novas descobertas em águas profundas tenha, somente na exploração abaixo da camada de sal, índice de sucesso exploratório de 82%. Com isso os investimentos da área de E&P continuam sendo os mais robustos. O aumento de US$ 5,7 bilhões em comparação com o ano anterior se explica, segundo o diretor da área, José Formigli, pela evolução dos projetos de desenvolvimento da TN Petróleo 89
47
PNG 2013-2017
produção, que abocanhará 73% dos investimentos totais, representando US$ 106,9 bilhões. Outros 16% (US$ 24,3 bilhões) serão voltados para a área de exploração e 11% (16,3 bilhões) para infraestrutura e suporte. “Dentro desses 11% estão os trabalhos de revitalização das nossas plataformas, grande parte deles associados ao Proef (Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos), aonde buscamos a recuperação da integridade de nossas facilidades offshore, dos ativos mais antigos da Bacia de Campos. E, no caso da UO-RJ, visa à manutenção desses ativos de tal maneira que eles não percam sua eficiência”, explicou Formigli. O Proef já elevou a eficiência operacional da UO-BC, que em meados de 2012 estava em 72%%, e deve chegar a 76% até o final do ano. A progressão esperada é de 81%, em 2014, até chegar a 90%, em 2017. A área de exploração reservará US$ 17,1 bilhões para o pós-sal; US$ 5,8 bilhões para o pré-sal e US$ 1,4 bilhão para a cessão onerosa. “Pode parecer pouco, mas não é. Isto (os investimentos) está associado ao sucesso exploratório que já temos. Então, na medida em que o sucesso é elevado, 48
TN Petróleo 89
E quando migramos para 2020, a soma das duas áreas (cessão onerosa e pré-sal), representam exatamente 50% de produção, as novas descobertas, 6%, e pós-sal, 44%
José Formigli, diretor de E&P
temos um número menor de poços dedicados a essas áreas”, comentou o diretor. O desenvolvimento da produção receberá US$ 106,9 bilhões. Esta etapa tem a maioria de seus projetos na região do pré-sal (43%) e cessão onerosa (25%). Mesmo assim, o pós-sal terá uma
parcela significativa desses investimentos, somando US$ 34,3 bilhões. “São os projetos que temos hoje em carteira visando ao desenvolvimento de reservas descobertas há algum tempo”, pontuou o diretor. “E à proporção que vemos esse sucesso em áreas de novas fronteiras que não são pré-sal, essa parcela começa a crescer”, acrescetou, indicando como exemplo dois novos projetos: Parque dos Doces (ES) e Sergipe Águas Profundas, que entram em produção em 2017 e 2018 respectivamente. “É a materialização dos volumes que vieram sendo descobertos nos últimos três anos naquelas áreas.” Além dos dois projetos citados que saíram do desenvolvimento de descobertas e entraram em desenvolvimento de produção, as outras novidades do PNG 2013-2017 são: Lula Oeste – que teve um poço pioneiro concluído e atualmente está recebendo um poço pioneiro adjacente (perfurado após a delimitação preliminar do campo, visando descobrir novas jazidas adjacentes) – e Franco Sul. “Para nós é muito importante ter o ‘batizado’ de projetos que antes estavam no desenvolvimento da produção de novas descobertas e que agora passam a ter nome”, comentou
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PNG 2013-2017
Plano de Negócios e Gestão 2013-2017
Investimentos: Implantação x Avaliação 0,5% (US$ 1,0 bilhão) 1,1% (US$ 3,0 bilhões) 0,5% (US$ 1,1 bilhão) 1,4% (US$ 3,5 bilhões) 1,5% (US$ 1,9 bilhão) 2,9% (US$ 3,7 bilhões)
1,0% (US$ 2,3 bilhão) 0,4% (US$ 1,0 bilhão)
US$ 43,2 bilhões
71,2%
1,4% (US$ 3,2 bilhão) 2,2% (US$ 5,1 bilhões)
Em Implantação 20,9%
1,1% (US$ 2,9 bilhão)
4,2% (US$ 9,9 bilhões)
Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se encontram em Fase IV
US$ 207,1 bilhões
US$ 147,5 bilhões
770 projetos
62,3% 1%
(US$ 0.3 bilhões)
6,1%
US$ 1.8 bilhões
6,4%
US$ 1,9 bilhões
13,5%
27.4%
US$ 64.8 bilhões
US$ 147.5 bilhões
Em Avaliação Projetos dos demais segmentos, que não E&P, atualmente em Fase I, II e III.
US$ 29,6 bilhões
US$ 4 bilhões
73%
177 projetos
US$ 236,7 bilhões
US$ 21,7 bilhões
947 projetos
E&P
Downstream
G&E
Internacional
Pbio*
Distribuição
ETM*
Demais Áreas*
* Pbio = Petrobras Biocombustíveis • ETM = Engenharia, Tecnologia e Materiais • Outras Áreas = Financeiro, Estratégia e Corporativo-Serviços Fase I: Identificação da Oportunidade; Fase II: Projeto Conceitual; Fase III: Projeto Básico; Fase IV: Execução e Obras
Formigli. Segundo ele, outros projetos tiveram modificações em seus prazos, mas tudo foi feito “para que se mantivesse a curva de produção sólida”. O pré-sal, que tem representatividade crescente na produção da companhia, representará, em 2017, 42% – somando a área da cessão onerosa. “E quando migramos para 2020, a soma das duas áreas (cessão onerosa e pré-sal), representam exatamente 50% de produção, as novas descobertas, por 6%, e pós-sal, por 44%”, prevê o executivo.
Novas unidades de produção Outra novidade no PN foi a contratação de 15 novas unidades de produção, além das 24 já contratadas e previstas no plano 50
TN Petróleo 89
anterior, em sua maioria FPSOs – 17 próprias e sete afretadas. Neste ano estão previstas para entrar em operação sete unidades. “Estamos acompanhando de perto, diuturnamente, sejam as plataformas de produção, sejam as sondas, e sejam também os insumos, como árvore de natal molhada e linhas flexíveis. Há todo um conjunto de ações de todas as áreas da empresa para garantir que o que foi contratado seja entregue com qualidade, prazo e dentro do custo previsto”, afirmou Formigli. Das unidades contratadas, já operam o FPSO Cidade de São Paulo, no Piloto de Sapinhoá, e o FPSO Cidade de Itajaí, no projeto Baúna. “O piloto de Sapinhoá é uma unidade de 120 mil
barris de óleo por dia. Ela está em fase de rump-up (crescimento gradativo) de produção e no final de março teremos o sistema de riser desacoplado”, disse o diretor, chamando a atenção para o conteúdo local, que no contrato com a ANP foi de 30% e o planejado pela companhia chegará a 54%. “Conseguimos implantar esse projeto com uma semana de antecedência, e com conteúdo local competitivo, o que mostra a viabilidade da indústria nacional”, enfatizou Formigli. As unidades que seguem o cronograma da companhia e entram em operação ainda este ano são: FPSO Cidade de Paraty, em Lula NE (primeiro óleo em 28/05); P-63, Projeto Papa-Terra (primeiro óleo em 15/07); P-55,
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TN Petróleo 89
51
PNG 2013-2017
Eficiência Operacional (%)
PROEF: Programa Passa a Contemplar a UO-RIO Realizado 92
72 2012
Metas PROEF 93
76
2013
94
94
94
94
88
90
90
81 Eficiência UO-BC
2014
2015
Eficiência UO-RIO
2016
2017
Sucesso Exploratório e Aumento das Reservas Janeiro/2012 e Fevereiro/2013
Brasil
Bacia do Espírito Santo Bacia de Campos
Bacia de Santos
PAD IARA / 3-RJS-706 SUL DE TUPI / 4-RJS-1047
Oceano Atlântico
SUL GUARÁ / 1-SPS-96
Brasil
Descobertas: 53 • Offshore: 25 • Onshore: 28 Índice de Sucesso Exploratório: 64% Reservas: 15,7 bilhões de boe IRR¹: 103% pelo 21º ano consecutivo R/P²: 19,3 anos Projeto Roncador Módulo III (primeiro óleo em 30/09); FPSO P-58, no Parque das Baleias (primeiro óleo em 30/11); e P-61, a primeira plataforma do tipo TLWP (Tension-Leg Wellhead Platform) a ser utilizada no Brasil, que será conectada a uma FPSO (primeiro óleo em 31/12). Para 2014 a Petrobras tem três unidades previstas: P-62, em Roncador módulo IV (primeiro óleo em março); FPSO Cidade de Ilhabela, em Sapinhoá Norte (primeiro óleo em setembro); e FPSO Cidade de Mangaratiba, 52
TN Petróleo 89
Pré-Sal
Descobertas: 15 • Pioneiros: 8 Índice de Sucesso Exploratório: 82% Reservas: 300 km da região SE, 55% do PIB ¹IRR: Índice de Reposição de Reservas ²R/P: Razão Reserva/Produção
em Iracema Sul (primeiro óleo em novembro). Segundo Formigli, elas estão bem adiantadas e seguem o cronograma acordado. A elevação mais acentuada da curva de produção da Petrobras é vista em 2017, quando deverá chegar a 2,75 milhões de barris de petróleo por dia. “Teremos a partir de 2016 um esforço de implantação de unidades similar ao que estamos fazendo em 2013. Serão sete unidades de grande porte que entrarão em operação no mesmo ano”, afirmou, referindo-se à P-68 (Lula
Bacia de Campos Ext. Sul), P-69 (Lula Oeste), P-76 (Franco Sul), Tartaruga Verde e Mestiça, P-70 (Iara Horst), Parque dos Doces e P-77 (Franco Noroeste). “E teremos mais dois anos seguidos com um conjunto significativo de unidades, em torno de sete por ano, para que a gente tenha o suporte da curva de produção crescente até atingir os 4,2 milhões de barris em 2020, mais um milhão de barris de óleo equivalente da produção de gás”, concluiu, acrescentando o valor da produção operada para parceiros – em 2020 chega a 753 mil barris de óleo por dia.
Novo programa: PRC-Poço Com o intuito de otimizar os gastos nas construções de poços submarinos, administrando assim as atividades das 69 sondas espalhadas desde a Margem Equatorial até a costa de Santa Catarina, a Petrobras criou, em novembro de 2012, o Programa de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço). Esse programa, que de acordo com Graça Foster trata diretamente do capex (montante investido na aquisição de bens de capital), representa hoje 51% dos investimentos do E&P, ou seja, US$ 75 bilhões, e 32% dos investimentos de todo o PNG. Segundo Formigli, ele é estruturado em três frentes de trabalho: reduzir custos unitários (estratégia de ida ao mercado para aumentar competitividade e redução de preços), otimizar escopos de projetos (realizar o poço da forma mais econômica possível, pedindo informações estritamente necessárias), e
petrobras mantém e&p como alicerce buscar ganhos de produtividade (buscar eficiência). “Não adianta ter as unidades de produção sem os poços e sem as interligações submarinas. E esses poços representam muito dinheiro... Colocamos esse programa com a mesma cara dos outros (Proef, Procop, Infralog e Prodesin), até porque existe uma metodologia que faz com que a empresa toda rode no mesmo ritmo e velocidade”, afirmou Formigli. “Vamos trabalhar em cima do que é pedido, em cima do preço, mas também a eficiência. Isso é trabalhado junto ao pessoal de poços marítimos e também existirá na área terrestre, dentro das melhores práticas de segurança e qualidade. Dentro dos projetos que já mapeamos e colocamos em carteira, identificamos potencial de ganho de US$ 1,4
PRC-Poço: Programa de Redução de de Poços Compõe Custos de Poços Construção Parcela Relevante dos Investimentos
236,7 89,2
Demais Áreas
147,5 16,3 24,3
147,5 E&P
106,9
Infraestrutura e Suporte Exploração Investimentos em Poços Exploratórios e de Desenvolvimento da Produção somam US$ 75 bilhões
Desenvolvimento da Produção
Investimentos PNG 2013-2017
Investimentos em E&P Brasil
bilhão, que já está incorporado nessa carteira do PNG. O potencial eu posso dizer para vocês que é bem maior ”, concluiu Formigli.
Aumento da frota de sondas e recursos de logística • Petrobras currently has 69 floating drilling rigs for well constuction and maintenance in Brazil A Construção de Poços representa: • 32% dos investimentos da Petrobras no PNG 2013-2017 • 51% dos investimentos em E&P no Brasil
Disciplina de projetos Mantendo a gestão integrada do portfólio a Petrobras continua a ter projetos em implantação e em avaliação, e segundo a
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PNG 2013-2017
Pós-Sal, pré-Sal, Cessão Onerosa e curva de produção Produção de óleo e GNL Pós-Sal
Pré-Sal
ne De tupi
Cessão Onerosa
P-72** Lula ExtERNO Sul
Piloto Sapinhoá
IARA nw
P-71**
P-68** Cidade de São Paulo
Lula Alto
Se áGUAS pROFUNDAs
Lula OESTE
Baúna A contratar* Cidade de Itajaí
Lula CENTRAL
Piloto Lula NORDESTE A contratar* Lula SUL
Cidade de Paraty Papa-Terra
P-69**
A contratar
FRANCO SUL
Sul Parque das Baleias
P-76*** A contratar
TARTARUGA VERDE E MESTIÇA
Maromba
P-66** Franco 1
P-63
A contratar A contratar
P-55
P-62
Norte Parque Sapinhoá Baleias Norte P-58 Baleia Azul
Papa-Terra
Cidade de Anchieta
P-61 (TLWP)
2,0
2,0 2% 2013
A contratar
PARQUE DOS DOCES
Cidade de Itaguaí
P-67**
BONITO
Carcará A contratar A contratar Entorno de Iara
A contratar
FRANCO LESTE
ESPADARTE iii
A contratar fLORIM
A contratar
A contratar
franco nw
4,2
P-73**
FRANCO SW
milhões bpd
P-77*** P-75***
2,5
2,75
milhões bpd milhões bpd
milhões bpd milhões bpd 2012
P-70**
Lula NORTE
Cidade de Ilhabela IracemA Norte IracemA SUL
Cidade de Mangaratiba
A contratar
Carioca
JUPITER
A contratar
P-74*** Roncador IV
24 unidades contratadas e 15 a contratar entre 2013-2017
Espadarte I
Iara Horst
Roncador III
25 novas unidades de produção entrarão em operação no período 201317 ou 38 novas UEPs entrarão em operação no período 2013-20
2014
2015
2016
2017
2018
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2020
Fotos: Consórcio Quip
(*) Unidades em fase final de contratação (**) Casco com construção no Estaleiro Rio Grande (RS) (***) Casco com conversão no Estaleiro Inhaúma (RJ)
Integração da P-55 no Estaleiro Rio Grande 1, Rio Grande/RS – Fev/2013
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Integração da FPSO P-58 no Estaleiro Honório Bicalho, Rio Grande/RS – Mar/2013
Integração da P-63 no Estaleiro Honório Bicalho, Rio Grande/RS – Fev/2013
petrobras mantém e&p como alicerce
Com o
PROCOP: Otimização das Atividades Operacionais Gerando Maior Produtividade e Redução de Custos Unitários A captura dos ganhos será progressiva, permitindo, até 2016, economia de R$ 32 bilhões.
Economia de R$ 32 bilhões em 4 anos Metas Anuais de Redução
Gastos Gerenciáveis
Gastos Gerenciáveis
Gastos Gerenciáveis
7
12
Gastos Gerenciáveis
R$ Bilhão
4
9
2013
2014
2015
2016
sua obra vai mais longe
Redução Anual proporcionada pelo PROCOP Evolução dos Gastos Gerenciáveis EXEMPLOS DE ALAVANCAS • Exploração e Produção: Consumo de químicos e combustíveis; Dias produtivos de sondas; Transporte marítimo e aéreo; Intervenção em poços terrestres; • Downstream: Consumo de químicos e catalisadores; Produção de resíduos, Rotina de paradas programadas; Excesso de estadia nos portos; Uso da frota marítima; Programação das entregas; • Transpetro: Intervenções em navios, terminais, oleodutos, gasodutos e tanques; • Gás e Energia: NConsumo de GN para produção de amônia; Custo operacional da malha de gasodutos; • Engenharia, Tecnologia e Materiais: Suprimento e estoque de materiais; Custos de TIC por usuário; • Corporativo e Serviços: Gastos com edifícios, viagens e transporte terrestre; Gestão de SMES. *Desembolsos realizados na operação das instalações industriais, administrativas e de apoio.
presidente Foster, não houve mudança nesse panorama. “Mantivemos todos os projetos. O fato é que para passar de avaliação para implantação o VPL (Valor Presente Líquido – indicador financeiro da companhia) tem que obviamente ser positivo, mas ao mesmo tempo os projetos competem entre as áreas. É importante que se diga que a Petrobras não tem um conjunto de projetos, e sim projetos que estão interligados, que dão qualidade ao nosso portfólio.” A carteira de projetos em implantação corresponde a US$ 207,1 bilhões, contemplando todos os já contratados e todos os de E&
P no Brasil. Já os que se encontram em avaliação somam investimentos de US$ 29,6 bilhões. A área que sofreu maior redução de investimento no novo plano foi a de Gás & Energia, com queda de 28,3% na comparação com o anterior, para US$ 9,9 bilhões – sendo US$ 5,9 bilhões para conclusão de projetos em implantação, como a Unidade de Fertilizantes de Três Lagoas e a Usina Termelétrica Baixada Fluminense. O segmento de biocombustíveis receberá US$ 2,9 bilhões no período, queda de 23,7% ante o plano anterior. Dos investimentos atuais, US$ 1,1 bilhão irão para projetos de biodiesel e
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PNG 2013-2017
petrobras mantém e&p como alicerce
Investimentos em E&P - 2013-2017 US$ 147.5 bilhões
6%
11%
US$ 1.4 bilhões
US$ 16.3 bilhões
24% US$ 5.8 bilhões
Exploração US$ 24.3 bilhões
70%
US$ 17.1 bilhões
16%
Pós-sal
US$ 24.3 bilhões
Pré-sal
73%
25%
Cessão Onerosa
US$ 26,2 bilhões
US$ 106.9 bilhões
Desenvolvimento da Produção
43% US$ 46.4 bilhões Desenvolvimento da Produção
32%
US$ 106.9 bilhões
US$ 34.3 bilhões
Exploração Infraestrutura e Suporte
Além de Exploração e Desenvolvimento da Produção, os investimentos do E&P em Infraestrutura somam US$ 16,3 bilhões.
Pós-Sal, Pré-Sal, Cessão Onerosa e novas descobertas Participação na curva de produção
7%
7%
Cessão Onerosa
Pré-sal (concessão)
6%
Novas descobertas*
44% 35%
93% Pós-sal
2013
2.0 mbpd
58%
Pré-sal (concessão)
Pós-sal
2017
2.75 mbpd
19% Cessão
Pós-sal
Onerosa
31%
Pré-sal (concessão)
2020
4.200 mbpd
*Inclui novas oportunitdades em blocos onde já existem descobertas
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PNG 2013-2017 etanol. Já a área internacional terá investimentos de US$ 3,2 bilhões na carteira de implantação, sendo intensificada a ênfase no segmento E&P que representa 90% desses investimentos.
Programas de suporte Os programas que dão suporte às atividades da empresa continuam sendo desenvolvidos – Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef) – UO-BC e UO-RIO –, Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), Programa de Otimização de Infraestrutura Logística (Infralog) e Programa de Desinvestimento (Prodesin). Soma-se a estes o novo Programa de Redução de Custos de Poços (PRC-Poço), que administrará US$ 75 bilhões previstos para a construção de poços. “Nossa companhia cresce (no período do plano) e os nossos custos operacionais não. Teremos mais refinarias, mais unidades de produção, mais logística, e os nossos gastos gerenciáveis serão mantidos”, afirmou Foster. As metas anuais de redução da estatal,
Refinaria RNEST proporcionada pelo Procop são: R$ 4 bilhões em 2013; R$ 7 bilhões em 2014; R$ 9 bilhões em 2015 e 12 bilhões em 2016. Os desinvestimentos da companhia no novo plano somam US$ 9,9 bilhões – no plano anterior chegavam a US$ 14,8 bilhões –, que devem ingressar no caixa da Petrobras principalmente em 2013. Sem detalhar os ativos que serão vendidos, a presidente Foster confirmou a saída de um empreendimento da lista de desinvestimento: a refinaria
Estaleiros em boa fase Das 10 plataformas previstas no Plano de Negócios da Petrobras para operar até 2014, duas foram integralmente construídas no Brasil e sete tiveram seus cascos convertidos em estaleiros internacionais, mas com integração de módulos realizada no país. “Apenas uma delas foi totalmente construída em estaleiros internacionais. Isso demonstra uma boa performance dos estaleiros brasileiros”, afirma o presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), Ariovaldo Rocha. “Consideramos muito positivo o foco na área de exploração e produção de petróleo.” “Das 28 novas plataformas que entrarão em operação até 2020, 12 foram contratadas para construção em estaleiros brasileiros. Restam 16 plataformas que, 58
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ao que tudo indica, serão contratadas em estaleiros internacionais, com integração de módulos no Brasil para atender às regras do conteúdo local. O Sinaval ainda busca o diálogo para construção local de algumas dessas 16 novas plataformas”, afirmou. Rocha alertou, porém, para a falta de contratos de navios de apoio marítimo construídos em estaleiros brasileiros. Desde 2009, a estimativa era de construção local de 146 navios previstos no Programa de Renovação da Frota de Apoio Marítimo (Prorefam), dos quais foram contratados somente 56 navios. No total, deixaram de ser contratados 90 navios, que seriam
de Pasadena, no Texas (EUA), por conta do cenário econômico desfavorável. Mas o diretor de Exploração e Produção, José Formigli, chegou a se mostrar satisfeito com a procura pelos ativos da companhia. Além do Brasil, a lista inclui empreendimentos na América Latina, Estados Unidos e África.
‘Novo’ refino Segundo Graça Foster, a área de refino tem tido “excelente performance”, apesar do aqueafretados por operadores de apoio marítimo para construção em estaleiros locais. “As estatísticas divulgadas pela Antaq (Agência Nacional de Transportes Aquaviários) registram o aumento das despesas internacionais com afretamentos de navios de apoio marítimo à produção de petróleo. Esses afretamentos atingiram, em 2012, o valor de US$ 3 bilhões, um crescimento de 22,8% sobre 2011. Os dados refletem a redução da construção local de navios de apoio marítimo, principalmente navios de maior porte como os AHTS (de manuseio de âncoras, reboque de plataformas e suprimentos) e PSVs 3000 e 4500 (supridores de plataformas de petróleo). As informações da ABEAM (Associação Brasileira de Empresas de Apoio Marítimo) registram 433 navios em operação no Brasil, sendo 257 de bandeira internacional e 176 de bandeira brasileira. Os números mostram o desequilíbrio que voltou a existir neste segmento”, concluiu.
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PNG 2013-2017
INFRALOG: Otimização do Investimento por meio da Gestão Integrada dos Projetos de Logística Incorporadas no PNG 2013-2017 reduções de investimento que somam US$ 2,2 bilhões. Oportunidades adicionais para reduzir até US$ 2,8 bilhões no horizonte 2018-2020 também foram mapeadas.
Bases de Apoio Offshore
Destinação de GNL
E&P provendo infraestrutura portuária e aeroportuária de apoio offshore com foco nas bacias do Espírito Santo, de Campos e de Santos
DOWNSTREAM e G&E desenvolvendo soluções para melhoria da movimentação e maior aproveitamento dos líquidos de gás natural produzidos pelo E&P no Pré-Sal
INFRALOG
Movimentação e Exportação de Petróleo
Suprimento e Distribuição de Derivados e Biocombustíveis
DOWNSTREAM e TRANSPETRO escoando produção do E&P para internação em refinarias ou exportação em navios convencionais e de maior porte
DOWNSTREAM, TRANSPETRO e PETROBRAS DISTRIBUIÇÃO buscando aumento da capacidade de tancagem, de transporte dutoviário e em bases de distribuição multicliente
Planejar, acompanhar e gerir projetos e ações para atender às necessidades de infraestrutura logística do Sistema Petrobras aos menores custos.
cimento da demanda, que tem gerado perdas à Petrobras em função da crescente importação de combustíveis a valores mais altos do que os de venda. Com isso, a área de Abastecimento segue sendo a segunda mais importante dentro da companhia. Dos US$ 64,8 bilhões de investimentos previstos na área de Abastecimento, 51% se destinarão à área de ampliação do parque de refino. Esse valor se subdivide em US$ 43,2 bilhões para projetos em implantação, 60
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e US$ 21,6 bilhões projetos em avaliação. “Investimos muito nos últimos três/quatro anos para aprimorar nosso parque de refino. Estamos colhendo frutos desses investimentos”, afirmou a executiva, que garantiu que está sendo produzido mais diesel, diminuindo assim as importações. “Estamos trabalhando ao máximo nossa capacidade.” No dia 30 de março a estatal teve seu novo recorde de carga refinada somando
2,12 milhões de barris/dia processados. Da carteira em implantação, 45% estão sendo investidos em novas refinarias, com destaque para as obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), com início de operação do primeiro trem (165 mil barris por dia) previsto para abril de 2015. Também em obras, com 70,6% de avanço físico, está a Refinaria Abreu e Lima (RNEST), em Pernambuco, que começa a operar o primeiro trem (115 mil bpd) em novembro de 2014, e o segundo (115 mil bpd) em maio de 2015. “Estas duas refinarias agregam ao nosso parque de refino cerca de 400 mil barris de processamento adicional”, afirmou o diretor de Abastecimento, José Carlos Cosenza, totalizando uma capacidade de processamento de cerca de 2.400 mil bpd. De acordo com ele, a estatal estima crescimento da demanda de derivados de 4,2% no período 2012-20. “Chegaremos ao fim deste período com um mercado demandando 3.380 mbp/d. Então, mesmo com a entrada dos projetos em implantação, ainda existe um déficit de 972 mil barris, que nós queremos atender”, disse. Para isso a estatal continua buscando a viabilidade dos investimentos na Premium I (Maranhão) – trem 1 e trem 2; Premium II (Ceará) e Comperj trem 2 – todas essas com capacidade de processamento de 300 mil bpd cada. “Estamos estudando a viabilidade desses investimentos, ou seja, analisando como reduzir custos no processo de construção dessas refinarias”, completou Cosenza. Quando concretizados, esses projetos em avaliação somarão à capacidade
petrobras mantém e&p como alicerce de refino do país 1,2 milhão de bpd, o que representa metade da capacidade atual.
Dados da Produção no Pré-Sal
Financiabilidade Segundo a Petrobras, os recursos necessários para o financiamento dos projetos em implantação serão provenientes da geração de caixa operacional (US$ 164,7 bilhões), uso de caixa excedente (US$ 10,7 bilhões), desinvestimentos e reestruturações financeiras (US$ 9,9 bilhões) e captações (US$ 61,3 bilhões “brutos” e US$ 21,4 bilhões “líquidos”). “Em 2013 haverá a combinação de maior investimento anual com menor geração operacional de caixa no período, situação que será revertida durante o período do Plano de Negócios e Gestão (PNG), com o fluxo de caixa livre, antes dos dividendos, se tornando positivo a partir de 2015”, afirma a empresa. “A expectativa é que em 2017 a companhia esteja apresentando uma geração operacional de caixa em torno de US$ 50 bilhões por ano.” A empresa também se compromete a manter a alavancagem financeira dentro da meta de 25% a 35% no período, sem ultrapassar o limite de 35%, e encerrando 2017 em 27%. E prevê que o indicador dívida líquida/Ebitda retornará, a partir de 2014, ao limite definido de até 2,5 vezes, caindo para 1,65 vez em 2017. “A companhia mantém seu compromisso com o investment grade e com a não emissão de ações”, acrescentou.
Produção de Petróleo atingiu 300 mbpd, 249 mbpd parcela Petrobras, 43% da Bacia de Santos e 57% da Bacia de Campos; Marca atingida com apenas 17 poços produtores, 6 na Bacia de Santos e 11 na Bacia de Campos; Marca atingida apenas 7 anos após a descoberta: • Bacia de Campos: 11 anos • Porção americana do Golfo do México: 17 anos • Mar do Norte: 9 anos A marca de 1 milhão de bpd operada pela Petrobras será superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpd em 2020. Desafios Tecnológicos Superados • Sísmica de alta resolução: maior sucesso exploratório • Modelagem geológica e numérica: melhor previsão do com portamento da produção • Redução do tempo de perfuração de poços de 134 dias em 2006 para 70 dias em 2012: menores custos • Seleção de novos materiais: menores custos • Qualificação de novos sistemas para coleta da produção: maior competitividade • Separação de CO 2 do Gás Natural em águas profundas e reinjeção: redução de emissões e aumento do fator de recuperação
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Fotos: Divulgação
capital de energia
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Pernambuco: o polo naval e petrolífero do Nordeste Capitaneado pelo Complexo Industrial de Suape e pela Refinaria Abreu e Lima, o estado de Pernambuco vem recebendo cada vez mais investimentos e já aparece como um polo importante para a indústria naval e offshore, e também do setor de energia, em especial a eólica. Ainda em processo de consolidação, a indústria de petróleo, gás, offshore e naval em Pernambuco tem sido atrativa e segue tendo grandes oportunidades de negócios. Atualmente, a região está trabalhando no desenvolvimento e qualificação das empresas, da mão de obra e o investimento em tecnologia, para suportar a demanda da cadeia produtiva. por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
C
om um Produto Interno Bruto (PIB) aproximado de R$ 115 bilhões, dos quais 23% se referem à indústria total, a economia pernambucana continua essencialmente voltada em sua maioria para a produção de alimentos e bebidas (sendo a atividade sucroalcooleira – a produção de açúcar e etanol – a mais representativa), além da produção de refrigerantes e cerveja. Porém, nos últimos anos, setores como os da construção civil e metalurgia vêm crescendo mediante os aportes realizados no setor naval e de petróleo e gás, fruto de empreendimentos como o Estaleiro Atlântico Sul, a Refinaria Abreu e Lima e principalmente o Complexo de Suape. Para se ter ideia da importância desses projetos, pelas estimativas da Federação das Indústrias do Estado de Pernambuco (Fiepe), quando estiverem funcionando a pleno vapor, o PIB de Pernambuco deve chegar a R$ 170 bilhões, com uma participação da indústria em 28%, em
2014. Segundo o Banco Central, o PIB do estado deve continuar crescendo acima da média nacional, com uma projeção de 5% para este ano, enquanto no país deve ser de 3%. “A expectativa com a chegada dessas grandes empresas do setor de óleo e gás para Pernambuco é muito positiva, pois essa cadeia movimenta fortemente a atividade econômica. E existe muita tecnologia envolvida, o que eleva o valor de transformação dos produtos acabados, aumentando a competitividade e a riqueza local”, afirmou o economista Júlio Becher, gerente da unidade de
Economia, Estudos e Pesquisas (UEP) da Fiepe. De acordo com os dados do “Estudo dos impactos dos investimentos na economia pernambucana”, do Governo de Pernambuco, o incremento na atividade econômica do complexo de Suape, por exemplo, é estimado em R$ 61 bilhões. Júlio Becher considera que o bom momento vivido pela economia pernambucana vem se refletindo em um movimento de retorno de profissionais que no passado foram para o Sudeste em busca de melhores oportunidades, em especial os envolvidos na construção dos empreendimentos que aportaram no estado desde 2007. Segundo ele, segmentos como construção civil, metalmecânica, naval e offshore, segurança do trabalho, entre outros, estão demandando elevado contingente graças à conjuntura local favorável. Ainda que haja programas de capacitação local, a exemplo do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de TN Petróleo 89
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capital de energia
Números do estado Municípios: 185 Capital: Recife Área total: 98.311,616 km² Recife População: 8,9 milhões Alfabetizados: 84% Suape (Ipojuca) Expectativa de vida: 69 IDH: 0,718 PIB (2012): R$ 115,6 bilhões Renda per capita (2011): R$ 10.801 Principais atividades: portuário, turismo, indústria naval e petroquímica
Petróleo e Gás Natural (Prominp), as empresas continuam precisando buscar mão de obra em outras regiões. Por isso, a Fiepe, em seu plano estratégico, projeta contribuir com esse novo ciclo industrial por meio de programas e políticas para desenvolver a indústria local, com ações para elevar a produtividade e competitividade da indústria pernambucana com base na inteligência competitiva. Nos últimos quatro anos, Pernambuco é o estado que vem se mantendo acima da média de crescimento do país, fechando o ano de 2012 com o Produto Interno Bruto (PIB) duas vezes maior que o nacional. Além disso, o estado possui localização estratégica e nos últimos oito anos investe pesado em infraestrutura. O resultado de tais ações é a atração de grandes projetos estruturadores e o título de melhor porto público no país (o Complexo de Suape). Pernambuco possui uma vocação logística natural, devido à sua localização geográfica privilegiada em relação aos demais estados do Nordeste. Em um raio de 800 km possui seis capitais e 90% do PIB de toda a região. Por essa característica e pela infraestrutura que possui, Suape está vocacionado a ser um hub port, ou seja, um porto concentrador e 64
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distribuidor de cargas para todo o Brasil e até para outros países da América do Sul. “Nosso grande diferencial é a infraestrutura existente (rodovias, portos, aeroportos e a ferrovia Transnordestina) e o apoio dado pelo Governo do Estado à implantação de empreendimentos que, de outra forma, optariam por se instalar em regiões mais desenvolvidas do país”, diz Márcio Stefanni Monteiro, secretário de Desenvolvimento Econômico de Pernambuco. O estado vem se consolidando como excelente polo de investimentos nas áreas de petróleo, gás, offshore e naval – indústrias novas que antes não existiam na matriz econômica estadual. Destaque para os grandes empreendimentos que estão sendo projetados na região, como o Complexo Industrial Portuário de Suape, o estaleiro Atlântico Sul e o estaleiro Vard Promar. “Quando todos esses empreendimentos estiverem em operação, a economia de Pernambuco vai mudar de patamar, justamente pela riqueza que esses empreendimentos são capazes de gerar, seja em postos de trabalho
diretos e indiretos, seja pelo efeito renda”, afirma Monteiro. Com relação ao desenvolvimento da cadeia produtiva do pré-sal, o secretário considera que Pernambuco pode contribuir consolidando-se como um polo provedor de classe mundial de bens e serviços da indústria de petróleo, gás, naval e offshore, que é o objetivo do projeto Suape Global. Pernambuco tem condições de construir navios para transporte de gás, óleo e derivados; pode refinar petróleo e transformá-lo em combustíveis e produtos petroquímicos, cuidando ainda do embarque e desembarque desses materiais; e também pode fornecer, com competência, bens e serviços para as indústrias deste setor, considera Monteiro. De acordo com a Agência de Desenvolvimento Econômico de Pernambuco (AD Diper), vinculada à Secretaria de Desenvolvimento Econômico (SDEC), as empresas interessadas em se instalar na região contam com vários incentivos fiscais municipais (redução do ISS/Imposto sobre Serviços, até 2%), federais (redução de 75% do Imposto de Renda Pessoa Jurídica/IRPJ, sobre o valor a pagar por dez anos), e estaduais, com incentivos do Programa de Desenvolvimento do Estado de Pernambuco (Pro-
pernambuco: o polo naval e petrolífero do Nordeste
depe) que, em seis anos, captou 897 projetos de novas empresas, prevendo a geração de 65,3 mil empregos, o que resultou em cerca de R$ 17,4 bilhões em investimentos direcionados, sobretudo, para o interior do estado. O objetivo da AD Diper é atrair empresas de fundição, forjaria, usinagem, caldeiraria leve e pesada e tratamento de superfícies. Juntas, elas deverão agregar tecnologia e força de trabalho qualificada ao parque industrial de Pernambuco. Roberto Abreu e Lima, diretor presidente da AD Diper, afirma que algumas delas, inclusive, já compõem a grande cadeia metalmecânica, indispensável quando se fala no desenvolvimento de novos segmentos que se iniciam em Pernambuco e no Nordeste. “Neste contexto, estimular a ampliação da participação de empresas pernambucanas que já atuam no setor é uma premissa essencial. Fomentar estes empreendedores a formarem parcerias com empresas estrangeiras e de outros estados faz parte do nosso plano de desenvolvimento contínuo e perene”, pontua. A agência procura adensar as cadeias produtivas de petróleo e naval, automotiva e equipamentos de energias renováveis, para conferir perenidade a estas novas cadeias e desenvolver uma rede de fornecedores competitiva ao estado para a conquista de novos projetos estruturantes.
Qualificação profissional Para preencher todas as vagas que estão surgindo, a capacitação é primordial. Por isso, o Governo do Estado criou uma secretaria focada no assunto, a Secretaria de Trabalho Qualificação e Empreendedorismo (STQE). Pernambuco conta com 25 escolas técnicas
e quatro escolas de referência em ensino médio que também oferecem educação profissional, além de parcerias com o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai), o Instituto Federal de Pernambuco (Ipfe) e as universidades, para suprir essa demanda e inserir cada vez mais a população no contexto do desenvolvimento. A STQE executa alguns programas específicos para a indústria de óleo e gás. Um deles é o Qualipetro, em convênio com a Refinaria Abreu e Lima, que promove a ampliação dos processos de qualificação profissional nas áreas de interesse da cadeia produtiva e industrial de petróleo e gás. O projeto tem
como meta formar e certificar 200 instrutores e qualificar quatro mil trabalhadores. Outro projeto é o Polo Naval, do Estaleiro Vard Promar, cujo objetivo é qualificar 1.500 alunos egressos do ensino médio em diversas funções. Pernambuco também conta com 14 escolas técnicas estaduais em funcionamento e outras 13 em construção. Já a Universidade Federal de Pernambuco (Ufpe), que está entre as dez melhores do país, foi a primeira no Nordeste a oferecer curso de graduação em engenharia naval. O secretário Márcio Stefanni Monteiro diz que há uma carência de mão de obra qualificada generalizada no país, principalmente na área naval e offshore, que passou pelo menos duas décadas estagnada. Entretanto, os programas citados foram desenhados para suprir essa carência no estado. “Por outro lado, quem tem qualificação não fica parado, são muitas as oportunidades de emprego em Pernambuco nestes mercados”, ressalta. Na Refinaria Abreu e Lima, quando a planta estiver em operação, serão gerados 1.500 TN Petróleo 89
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capital de energia empregos diretos. No Estaleiro Atlântico Sul, são cerca de seis mil oportunidades de trabalho. No Promar, quando em funcionamento, serão mais de 1.500 vagas. A própria construção e montagem desses empreendimentos já têm demandado quantitativos enormes de profissionais como encanadores, soldadores, montadores, pintores, maçariqueiros e caldeireiros. A construção da Refinaria Abreu e Lima e a da Petroquímica Suape chegaram a empregar cerca de 50 mil pessoas. Existe, ainda, toda uma cadeia produtiva de fornecedores que também é impactada. O Fórum Suape Global, cujo objetivo é transformar o estado num polo provedor de bens e serviços para esta indústria, já reúne 27 empresas instaladas ou em processo de instalação, com previsão de gerar 13 mil empregos diretos. Tem sido considerado um modelo para outros polos dos setores de petróleo, gás, naval e offshore do país.
Pesquisa na universidade Com uma reconhecida história na área de pesquisa, a Ufpe vem ampliando cada vez mais sua área de atuação, em especial
nos projetos ligados ao setor de petróleo e gás e energia, com foco na eólica e solar. Puxada pela intensificação das operações do complexo de Suape, a Ufpe vem se preparando para atender a demanda de pesquisas tecnológicas e de serviços das empresas situadas no estado. Atualmente existe na Universidade o programa PRH-PB204, voltado para a tecnologia de construção naval, com 72 alunos, dos quais 20 são do curso de engenharia naval e 52 do curso de engenharia mecânica. A partir de abril, o número de alunos bolsistas de engenharia naval irá dobrar, e mais dez alunos se somarão aos já existentes de engenharia mecânica. Segundo Francisco Ramos, pró-reitor para Assuntos de Pesquisa e Pós-Graduação da Ufpe, a instalação da refinaria, dos estaleiros e da petroquímica em Suape tem direcionado as duas últimas gestões da instituição no sentido de criação de programas de graduação e de pós-graduação para
atender a demanda por mão de obra qualificada. “ Além disso, o apoio da Petrobras e da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) tem permitido o desenvolvimento de um corpo de pesquisa, induzindo pesquisadores de alta reputação acadêmica a se voltarem para estudos na área”, completou. Um dos investimentos que vem sendo feito com o apoio da estatal é o futuro Laboratório Integrado de Tecnologia em Petróleo, Gás e Biocombustíveis (Litpeg) que vai começar a ser construído esse ano e está planejado para começar os trabalhos em 2016. O laboratório vai abrigar o Programa de Pós-Graduação em Geotecnologia e Engenharia de Petróleo (PPGPetro), ainda em criação, entre outros. O programa compreenderá, a princípio, os cursos de mestrado e doutorado. O mestrado estará organizado em três áreas de concentração: Exploração/Produção; Modelagem/Simulação; Meio Ambiente. Já o doutorado deverá ser organizado em uma área de concentração homônima do programa, ou seja, Geotecnologia e Engenharia do Petró-
A parceria fechada em março deste ano abre caminho para a transferência de tecnologia e aprimorar o treinamento na área de soldagem e outras técnicas essenciais de fusão de materiais utilizadas por empresas locais na construção de navios e plataformas de petróleo para a indústria brasileira de petróleo, óleo e gás. O acordo assinado pelo governador Eduardo Campos e a Boeing permitirá colaborações com instituições técnicas e universidades brasileiras. O apoio às indústrias e às instituições de ensino 66
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locais faz parte da proposta apresentada pela Boeing para a licitação do programa F-X2, da qual a empresa participa com o caça Super Hornet. A TWI Ltda., líder global em tecnologia de engenharia com sede no Reino Unido, trabalhará com a Boeing e instituições técnicas e universidades brasileiras para compartilhar os últimos
Foto: Divulgação Boeing
Pernambuco firma parceria com a Boeing para transferência de tecnologia
avanços nas tecnologias e técnicas de fusão de materiais e para desenvolver programas de treinamento.
leo. O objetivo é a formação de mão de obra qualificada para a indústria e o desenvolvimento de pesquisas que façam avançar o conhecimento tecnológico na área de petróleo e gás. Hoje, a Ufpe tem dois programas de formação de recursos humanos, o PRH 28 e o PRH 26, que fazem parte do programa institucional PRH/ANP, com o objetivo de formar e qualificar recursos humanos para atuação no setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis. O PRH-28 tem como ênfase a formação dos alunos de graduação em Engenharia de Processamento Químico de Petróleo e Gás Natural e de pós-graduação com ênfase em Desenvolvimento de Processos Químicos do Petróleo. Mais recentemente o programa incluiu as especializações em Gestão Ambiental na Indústria do Petróleo e Gestão de Risco e Confiabilidade nos Processos Industriais. Já o PRH-26 envolve os Departamentos de Geologia e de Engenharia Civil e efetua a formação nas áreas de Análises Geoquímicas, de Isótopos Estáveis, de Difratometria e Fluorescência de Raios-X, de Geomática, de Geologia e Geofísica Marinha, e o de Microscopia Eletrônica. Além do setor naval e offshore, um dos pontos fortes do estado de Pernambuco vem sendo a energia eólica, que está levando muitas empresas a instalarem parques de produção da energia nos eventos. E isso também tem se refletido no interesse dos alunos da Ufpe, que hoje conta com 11 alunos de graduação, 14 alunos de pós-graduação, seis professores/pesquisadores e três técnicos de laboratório, todos ligados ao setor eólico.
Foto: Stock.xcng
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Renováveis Quanto à área de energias renováveis, Pernambuco possui o Polo Eólico de Suape, que já conta com duas empresas em funcionamento: a Impsa, que fabrica aerogeradores, e a Gestamp, que produz as torres – e outras duas em fase de instalação com previsão de inauguração ainda este ano: a Iraeta, especializada em flanges, e a LM Wind Power, que vai fabricar pás. Juntas, elas somam mais de R$ 350 milhões em investimentos privados e cerca de 2.700 empregos diretos. “Com a Iraeta e a LM, Pernambuco fecha a cadeia produtiva das grandes peças e o foco agora se volta para a atração da cadeia de suprimentos para essas empresas. Estamos abertos para receber também os fornecedores dessa cadeia. Suape, que já possui características operacionais diferenciadas para a movimentação de peças de grandes dimensões, pois não sofre com interferências urbanas, investe também em grandes obras de infraestrutura, como a dragagem e derrocagem de aprofundamento do canal de acesso ao porto externo”, afirma Márcio Stefanni Monteiro, secretário de Desenvolvimento Econômico de Pernambuco. Além dos grandes fabricantes de aerogeradores, torres e pás eólicas, Pernambuco está
prospectando, de forma proativa, a captação de fabricantes de componentes para estes empreendimentos. “São empresas brasileiras, espanholas e dinamarquesas, produtoras de escadas, estruturas internas e bases para torres, peças usinadas para aerogeradores, fibras de vidro e resinas para pás eólicas, sistemas de iluminação, entre outros”, indica Roberto Abreu e Lima, diretor presidente da AD Diper. O Complexo de Suape também trabalha para fortalecer o setor eólico. A viabilização de empreendimentos como a Refinaria Abreu e Lima, a Petroquímica Suape, os estaleiros e as plantas de equipamentos eólicos depende de um porto com águas profundas, com retroárea capaz de desenvolver adequadamente as atividades logísticas e a recepção da cadeia de fornecedores. Outro fator importante é o sistema viário interno adequado ao transporte de grandes peças sem interveniências urbanas e com acessos adequados para o escoamento da produção.
Porto de Recife: haja história! Com o pensamento de continuar o momento próspero de Pernambuco, o Porto do Recife TN Petróleo 89
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Foto: Divulgação
capital de energia
vem realizando investimentos para receber melhor os navios de mais porte, de olho na diversificação econômica do estado. O porto é o mais tradicional de Pernambuco, já que foi a partir dele que nasceu Recife. Passando por diversas obras de melhoria de infraestrutura, o Porto do Recife concluiu recente o seu Terminal Marítimo de Passageiros e possui uma licitação de R$ 130 milhões para a melhoria dos cais 7, 8 e 9 e reforço na dragagem desses atracadouros. Criado a princípio para a exportação de açúcar, até hoje o produto é a principal carga embarcada nos navios, mas a administração do porto vem buscando novo perfil. “Queremos cargas com maior valor agregado, que precisem de um desembarque urbano e não vão causar impacto no trânsito local, como produtos para as indústrias automobilística, farmoquímicas e as pás de hélices de aerogeradores de energia eólica”, afirmou a administração do porto. Para este ano, as perspectivas são de um incremento superior a 68
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40% na movimentação de carga, com um faturamento estimado de R$ 24,9 milhões. A dragagem do porto, finalizada no ano passado, é um dos trunfos para o incremento de chegada e saída de produtos. Hoje, o Porto do Recife está pronto para receber embarcações com até 11,5 m de calado em maré zero, o que permite o recebimento de navios de contêineres, demais cargueiros e transatlânticos de passageiros. O setor de energia eólica vem sendo um grande novo mercado para o Porto do Recife que já recebeu 69 pás de hélices para aerogeradores e estão contratados os descarregamentos de mais 291 pás de um total de 360 destinadas ao parque eólico de Casa Nova, na Bahia. A opção por Recife ocorreu em razão das boas condições, e das outras vantagens logísticas, como distância e facilidade de vias para esse transporte.
Mais gás para Pernambuco Para atender a demanda crescente por energia e sobretudo por gás natural, a Copergás, única empresa fornecedora do produto em todo Pernambuco, está realizando investimentos em obras de expansão de sua rede tanto nas capitais como no interior. A empresa distribui 3.250.000 m3 por dia de gás natural, sendo 2.150 mil para o mercado termelétrico e 1.100 mil para o não termelétrico, suprindo os segmentos industrial, veicular, de cogeração, residencial e comercial. A malha atual de distribuição é da ordem de 600 km de dutos, distribuídos em 15 municípios do estado, que englobam a região metropolitana e o interior. A carteira de clientes da companhia está em 12 mil unidades
consumidoras, que será expandida a 15 mil até o final de 2013, com a perspectiva de alcançar 25 mil em 2015. Para alcançar essas perspectivas de demanda, a companhia realiza diversas obras, como as dos ramais Cidade da Copa, PE-Suape e Norte, onde a empresa está aportando R$ 23 milhões. Essas intervenções já se encontram 90% realizadas, com as conclusões previstas ainda para o primeiro semestre desse ano. Já o montante de recursos para o projeto de interiorização da rede é da ordem de dois milhões de reais, em continuidade ao Gasoduto Recife-Caruaru, concluído em 2009 com 100 km de extensão e investimentos de R$ 110 milhões. O plano de expansão da Copergás contemplará para os próximos cinco anos o aumento da participação na distribuição do gás para o interior do estado, visando ao fornecimento a novos mercados e possibilitando a infraestrutura necessária ao desenvolvimento de novos polos consumidores. Segundo a empresa, há infraestrutura adequada para garantir o fornecimento atual e com a conclusão das obras do Ramal Suape, a rede de distribuição na região ficará interligada a dois pontos de entrega: PE Cabo e PE Suape, cada um com capacidade de 1.000.000 m3/d, destinada ao mercado não termelétrico, tendo como destaque o fornecimento ao polo petroquímico e têxtil. A Copergás acrescentou ainda o fornecimento dedicado à Usina Termelétrica (UTE) Termopernambuco com 2.150.000 m3/d e à Refinaria Abreu e Lima, com início de operação previsto para outubro de 2014, que alcançará 2.500.000 m3/d até 2017.
Um mercado em ascensão que vem recebendo a atenção da companhia de gás de Pernambuco é o de cogeração de energia. A Copergás destina para esse mercado cerca de 40.000 m3/d de GN, com um sistema tarifário diferenciado. “O potencial desse mercado, num horizonte de cinco anos, poderá alcançar valores da ordem de 200.000 m 3/d, com a instalação de novas unidades industriais no estado”, avalia a empresa. Com o aumento da demanda pela energia vinda das termelétricas no ano passado, a Copergás afirma que suas vendas para esse segmento cresceram 45% na comparação com período anterior.
Refinaria Abreu e Lima Uma das principais obras de infraestrutura em andamento no estado é a Refinaria Abreu e Lima. Projeto de 17,3 bilhões de dólares da Petrobras, que se encontra com 73% de avanço físico de suas obras. Dentre os escopos concluídos, pode-se destacar um píer de carga seca para expedição de coque e quatro de granéis líquidos, para recebimento de petróleo e expedição de derivados no extramuros da refinaria, quatro esferas de armazenamento de GLP, oito tanques de petróleo e três tanques de água bruta, que fazem parte das unidades off-site.
Números da Rnest Área total: 6,3 milhões de m2
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pernambuco: o polo naval e petrolífero do Nordeste
Avanço físico total Previsto: 70,3% | Realizado: 70,6% Conteúdo local Meta: 75% | Planejado: 86,5% Produção Trem 1 - 115 mil bpd (nov/14) Trem 2 - 115 mil bpd (mai/15) Realização financeira acumulada US$ 11,7 bilhões As demais unidades off-site e on-site estão em fase de construção, como a Central Termelétrica, a Estação de Tratamento de Água, as Unidades de Destilação Atmosférica, Coqueamento Retardado e Hidrotratamento de Diesel e Nafta. Quando entrar em operação, a refinaria terá capacidade para processar 230 mil barris de petróleo por dia, cerca de 11% da capacidade atual de refino de petróleo no Brasil. Abreu e Lima será capaz de produzir derivados de alto padrão de qualidade, como diesel S-10, nafta, gás liquefeito de petróleo (GLP), óleo combustível e coque. A unidade terá 70% de taxa de conversão da carga de petróleo cru em diesel S-10, com baixo teor de enxofre. Isso equivale a 18% do atual consumo de diesel no Brasil. A Petrobras avalia que a previsão é que o primeiro trem de derivados seja entregue em novembro do ano que vem e o segundo em maio de 2015.
A logística de escoamento dos produtos será feita por mar, pelas rodovias e por dutos, com infraestrutura existente no Complexo Portuário de Suape. Um dos principais desafios no projeto de implantação da Refinaria Abreu e Lima é a necessidade de uma gestão integrada e eficaz das obras, pois a integração técnica, física e temporal de um megaprojeto é sempre muito complexa. Além disso, há a questão de a empresa estatal de petróleo da Venezuela, PDVSA, ainda não ter colocado nenhum centavo dos seus 40% acordados no início do projeto. Mesmo assim, a presidente da Petrobras, Graça Foster, afirma que a empresa continua contando com a companhia venezuelana. Com localização estratégica, próxima ao Complexo Portuário de Suape, a nova planta da Petrobras suprirá o Nordeste com mais diesel, item escasso na região, além de facilitar o abastecimento dos mercados interno e externo.
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A locomotiva Suape Considerada a locomotiva do desenvolvimento de Pernambuco, o Complexo Industrial Portuário de Suape é um dos principais polos de investimentos do país e a “princesinha” do estado.
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or abrigar grandes indústrias dos mais variados setores, contribui para o adensamento de diversas cadeias produtivas, atraindo indústrias fornecedoras de bens e serviços para a região. Isso vai influenciar decisivamente no desenvolvimento econômico, não apenas de Suape, mas em todo o seu entorno, gerando emprego e renda para a população. Hoje, contabilizam-se mais de 25 mil empregos diretos (gerados pelas empresas que já estão em operação) e cerca de 50 mil gerados na construção civil (empresas que estão em obras). Caio Ramos, vice-presidente de Suape, enfatiza ainda que é importante destacar que muitas empresas têm chegado a o u t r as r e g i õ e s de Pernambuco através de Suape, de modo que o Complexo funciona como um ímã, atraindo investimentos que não precisam, necessariamente, estar na região para aproveitar sua dimensão. Existem mais de cem empresas em operação no Complexo e outras 50 em implantação. São indústrias de produtos químicos, metalmecânica, naval, logística, geração de energia, granéis líquidos e gases, alimentos, energia eólica, entre outras. O porto apresenta estrutura moderna, com profundidades entre 15,5 m e 20 m e grande potencial de expansão, além de localização estratégica em relação às principais rotas marítimas de navegação. Está conectado a mais de 160 por-
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tos em todos os continentes, com linhas diretas da Europa, América do Norte e África. Com uma área total de 13.500 hectares, distribuída em zonas de Preservação Ecológica (59%), Industrial (22%), Industrial-Portuária (14%), Central de Serviços (3%) e Preservação Cultural (2%), o Complexo de Suape é um projeto ousado e inovador, porque alia o porto a um complexo industrial. Essa concepção oferece condições ideais para a instalação de empreendimentos nos mais diversos segmentos. Com a infraestrutura em constante desenvolvimento e modernização, Suape investe em importantes obras que tornarão o porto ainda mais competitivo e atrativo para as empresas. Atualmente, possui cinco cais para atracação no porto interno e um molhe de pedras de proteção em ‘L’, que abriga três píeres de granéis líquidos e um cais de múltiplos usos, no porto externo. Visando ampliar ainda mais sua estrutura, além de um novo pátio de veículos, novos terminais serão instalados: granéis sólidos, açúcar e contêineres. Quanto à infraestr utura, o Complexo dispõe de mais de 80 km de vias duplicadas, possui duas termelétricas, duas barragens (Bita e Utinga) para abastecimento d’água bruta ou tratada, tubulações de gás natural e duas subestações de 120 e 69 kva – tudo voltado para o atendimento das indústrias que estão e irão se instalar aqui. Ademais, contam com a construção da Transnordestina que irá movimentar cerca de 20 milhões de toneladas/ano, quando
em plena operação, entre soja e minério de ferro. No que se refere especificamente à infraestrutura portuária, o Suape dispõe de um Porto Externo e um Porto Abrigado, Píeres de Granéis Líquido com capacidade de operação de Navios Suezmax (PGLs 3a e 3b) e Aframax (PGL 2), cinco berços de atracação com 350 m cada e capacidade para atracação de navios com porte bruto das embarcações de comércio acima de 120 mil TPB; além de terminais de derivados de petróleo (Pandenor, Tequimar, Decal e Transpetro), de cônteineres (Tecon / Suape), grãos (Bunge alimentos) e pátios públicos para veículos e cargas gerais e de projeto. Também está em fase de aprovação a construção de um Terminal de Granéis Sólidos, cujo foco principa será a exportação do minério de ferro e do coque gerado pela Refinaria Abreu e Lima (RNEST). Ramos comenta que Pernambuco vem investindo bastante na formação de clusters que sejam importantes para todos os polos que estão se consolidando, como o de petróleo, gás, naval e offshore. O objetivo não é criar, por exemplo, um simples conglomerado de indústrias, mas sim um grande polo de bens e serviços que ofereçam um ambiente favorável e toda a infraestrutura necessária para a chegada de grandes empreendimentos. Nesta direção, foi lançado em 2008 o projeto Suape Global, que reúne entidades governamentais, privadas, acadêmicas e bancos públicos (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social/BNDES, Banco do Nordeste do Brasil/BNB,
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Números do Porto de Suape Distância da capital do estado (Recife): 40 km Porto interno: 15,5 m de profundidade e um canal de navegação interno com 1.430 m de extensão e 450 m de largura. Cais: 1.600 m com cinco berços de atracação (cais 1 – 275 m de extensão; cais 2 e 3 – 660 m, com capacidade para movimentação de 600 mil contêineres/ ano) Tecon/Suape: berço com 935 m de extensão, sendo 660 m de cais próprio (arrendado) e utilização de mais 275 m de cais público. Calado: 15,5 m Canal de acesso: 390 m de largura por 16,5 m de profundidade. Cais 4: 330 m de extensão Cais 5: 335 m de extensão Porto externo: 3.000 m de extensão, com capacidade para abrigar dois píeres de granéis líquidos, um cais de múltiplos usos e uma tancagem flutuante de GLP. Píer de granéis líquidos 1 – PGl 1: 330 m de extensão, dois berços para navios de 190 m de comprimento e 14 m de profundidade para atracação de navios de 45 mil TPB. Sua plataforma central conta com 84 m de comprimento e 25 m de largura, quatro dolfins laterais e ponte de acesso a tubulações de transporte de granéis líquidos. Píer de granéis líquidos – PGl 2: 386 m de extensão, dois berços para navios de 270 m e 14,5 m de profundidade para atracação de navios de 90 mil TPB. Possui plataforma de operações com dez dolfins para atracação e amarração. Cais de Múltiplos Usos (CMU): 320 m de comprimento por 39 m de largura, 15,5 m de profundidade e dois berços de atracação.
Banco do Brasil/BB, e Caixa Econômica Federal/CEF). A iniciativa conta hoje com 27 empresas instaladas ou em processo de instalação, o que soma um investimento de US$ 1,78 bilhão, com previsão de gerar 13 mil empregos diretos. “A estratégia de desenvolvimento em formato de clusters praticada pelo Governo do Estado resulta em diversos benefícios para Pernambuco e, também, para as empresas que participam desses arranjos. A partir
do momento em que os empreendimentos são agrupados, os fornecedores tendem a perceber que será mais vantajoso oferecer facilidades a eles, seja instalando depósitos, abrindo filiais ou, até mesmo, se mudando para a região”, indica o vice-presidente de Suape. De acordo com ele, para o cluster, esse movimento gera redução de custos de transporte e facilidade de obter insumos de produção. As empresas poderão optar por menores estoques, redução de despesas de viagens e transporte, abastecimentos mais frequentes, diálogo mais fácil com o fornecedor e maior vantagem competitiva em relação às companhias que estão fora do polo. Já para a Pernambuco, a vantagem, além da instalação de novos empreendimentos, é a consolidação de cadeias locais, permitindo que mais dinheiro circule no estado. O Complexo de Suape trabalha tanto na ampliação de sua infraestrutura quanto na consolidação de seus clusters. No momento, possui importantes obras em andamento, como
dragagens, duplicação e construção de vias que serão fundamentais para a melhoria da infraestrutura local, além de projetos para a construção de novos terminais (granéis sólidos, contêineres e açúcar). “Estamos muito empenhados em manter o ritmo das obras estruturadoras, visando ao crescimento sustentável do Complexo nos próximos anos – obras de mobilidade (via expressa e duplicações de rodovias), infraestrutura portuária (dragagens, construção de terminais, etc.); entre outras, aumentando nossa competitividade de maneira quantitativa e qualitativa – para estimular a instalação de novas indústrias, gerar emprego e renda e, consequentemente, contribuir para o desenvolvimento de Pernambuco e o fortalecimento da economia na região”, afirma Caio Ramos. A movimentação portuária de Suape em 2012 ficou praticamente estável com relação ao ano anterior, apresentando uma pequena variação de -0,6%, com 11.182.398 toneladas movimentadas.
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Estaleiro Atlântico Sul Localizado no Complexo Industrial Portuário de Suape, o Estaleiro Atlântico Sul (EAS) partiu do zero e com um prazo curtíssimo de execução, sendo o pioneiro da fase de retomada da indústria naval do Brasil após duas décadas de crise. Foi o primeiro estaleiro desse novo ciclo do setor e desbravou uma nova fronteira para o segmento, o Nordeste.
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EAS deu uma contribuição de peso para a desconcentração de um setor que estava fortemente centralizado no Sudeste e Sul. Esse pioneirismo tem um preço: selecionar, treinar e contratar mão de obra, organizar uma cadeia produtiva em nível nacional e internacional, articular com o poder público a implantação de toda uma infraestrutura que antes não existia e organizar esferas de interlocução nos mais diversos níveis, dos clientes à sociedade civil organizada. “Desses desafios, um dos maiores, sem dúvida, foi a própria complexidade do empreendimento. O EAS teve uma gestão de projeto que envolvia implementar, ao mesmo tempo, a construção da planta industrial, o treinamento de funcionários para a operação industrial e a produção de um navio petroleiro de grande porte e um lower hull de plataforma”, aponta o estaleiro. O EAS é o único estaleiro do país a figurar no seleto time de plantas navais de quarta geração, a mesma dos mais modernos estaleiros asiáticos. A empresa tomou a decisão estratégica de se implantar em Suape para ter uma logística privilegiada em relação ao chamado ‘Triângulo de Ouro’ da indústria de petróleo e gás, formado pelo Golfo do México, Costa Ocidental da África e pela promissora região do pré-sal, no Brasil. O estaleiro tem capacidade de produção de navios cargueiros de até 500 mil toneladas, plataformas offshore e embarcações em geral para a indústria de petróleo e gás. Sua capacidade de processamento é de 160 mil toneladas de aço/ano, 1 milhão e 620 mil m2 de terreno, área industrial coberta de 130 mil m2 e um 72
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Números do estaleiro Área total: 1.620.000 m² Área coberta: 130.000 m² Cais de acabamento: 730 m de extensão (equipado com dois guindastes de 35 toneladas). Outros 680 m (utilizados para a construção de plataformas offshore). Capacidade de processamento: 160 mil toneladas de aço/ ano Capacidade de produção: navios cargueiros de até 500 mil toneladas, plataformas offshore e embarcações em geral para a indústria de petróleo e gás. Dique seco: 400 m de extensão, 73 m de largura e 12 m de profundidade (o dique é servido por dois pórticos Goliath de 1.500 ton/cada, dois guindastes de 50 ton/cada e dois de 35 ton/cada) Guindastes: 2 x 35 t
dique seco de 400 m de extensão, 73 m de largura e 12 m de profundidade. O dique é servido por dois pórticos Goliath de 1.500 toneladas/cada, dois guindastes de 50 toneladas/cada e dois de 35 toneladas/cada. O Estaleiro Atlântico Sul possui também um cais de acabamento com 730 m de extensão, equipado com dois guindastes de 35 toneladas. Outros 680 m de cais são utilizados para a construção de plataformas offshore. A maior demanda recebida pelo estaleiro é na área de óleo e gás. O EAS tem em carteira de navios de perfuração (navios-sonda) para a Sete Brasil, navios petroleiros para
a Transpetro e a prestação de serviços na plataforma P-62 – contratada pela Petrobras ao consórcio CCI. E conta com suporte tecnológico da Japan Marine United Corporation (JMU), sediada no Japão. A JMU é o consultant shipyard do EAS, prestando serviços de consultoria técnica de operações para todas as embarcações produzidas no Estaleiro. O estaleiro deu um passo importante na formação contínua de seus colaboradores, com a inauguração do Centro de Desenvolvimento Humano (CDH), em janeiro. O objetivo do centro é proporcionar ao quadro da empresa um processo de aprendizagem profissional permanente, em acordo com a estratégica de gestão do conhecimento do estaleiro, além de treinar os novos colaboradores. “É mais um marco para o crescimento da indústria naval de Pernambuco, pois isso vai facilitar e acelerar todo o processo de construção naval e offshore do país”, enfatiza. O CDH conta com três blocos. Os Núcleos Educacionais 1 e 2 são compostos por salas de aula, núcleo pedagógico, sala de reunião, sala de TI, arquivos, biblioteca e auditório. Já o Núcleo Educacional 3 é formado por laboratórios técnicos de solda, caldeiraria e tubulação, mecânica, elétrica, instrumentação, elétrica, metrologia e habilidades manuais. Tem capacidade para atender 500 pessoas ao mesmo tempo, numa área com cerca de 950 m2. Numa referência importante à história da empresa, está localizado numa estrutura na qual funcionaram os primeiros escritórios do Estaleiro. Para os treinamentos, o EAS contratou como parceiro o Senai.
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Novos estaleiros no polo Dimensionado para processar 12 mil toneladas de aço por ano e atracar dois FPSOs simultaneamente, o Estaleiro CMO é um dos principais empreendimentos em construção no complexo de Pernambuco.
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revisto para iniciar operação no segundo semestre de 2014, vai incrementar a produção naval, com a construção e integração de módulos para plataformas, fabricação de jaquetas, monoboias, módulos de acomodação, estruturas modulares de produção onshore e offshore. O CMO vai fazer ainda a conversão, reparação, integração em unidades de exploração e produção, estruturas metálicas e plataformas fixas de produção de petróleo. E já está disputando licitações, para fornecer equipamentos para a P-75 ou a P-77, com a expectativa de executar três integrações de FPSO até 2020. Com um investimento aproximado de R$ 625 milhões, dos quais R$
540 milhões oriundos do Fundo de Marinha Mercante (FMM) junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social o (BNDES), o estaleiro vai ocupar uma área total de 400.000 m². Outro que também está em processo adiantado de obras é o Vard Promar (antigo STX Promar), inaugurado no ano passado, e que foi o segundo estaleiro viabilizado pelas encomendas do Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef). Segundo informações do Vard Promar, o empreendimento está com mais de 70% das obras finalizadas e deve iniciar as operações até junho. A unidade
pernambucana terá capacidade de processamento de 20 mil toneladas de aço por ano. Fruto de um investimento de R$ 300 milhões, o estaleiro vai construir oito navios gaseiros, para Gás Liquefeito de Petróleo (GLP): dois com capacidade para transportar 12 mil m², quatro de 7 mil m³ e dois de 4 mil m³. O primeiro navio deverá ser entregue à Transpetro em 2014. O STX Promar mudou seu nome no último mês de abril, após a venda da participação majoritária da STX Europe na STX OSV Holdings para a Fincantieri. Com isso, as empresas do grupo STX OSV passaram a adotar a marca Vard.
Números do CMO Área total: 400.000 m² Processamento de aço: 12 mil ton/ano Cais de atracação: 1.000 m de extensão Área administrativa: 4.000 m² Área de oficinas: 30.000 m² Área de construção: 180.000 m² com 10.000 m2 de coberturas deslizantes Pórtico com capacidade de 1.600 toneladas para lifting e integrações de semis, sondas e FPSOs
Números do Vard Promar Área total do terreno: 800 mil m² sendo 250 m² área industrial. Área coberta: 100 mil m²; linha de edificação: 300 m x 80 m de comprimento com pórtico até 300 ton; cais de acabamento com 300 m decomprimento com 8 m de calado; sistema de lançamento através de load out com dique flutuante de 150 m x 40 m. Processamento de aço: 20 mil ton/ano Obras em construção: navios gaseiros e barcos de apoio offshore (AHTS, PSV, OSCV, Pipelaying)
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eventos eventos - OTC 2013 OTC 2013
OTC 2013 registra
novo recorde de participantes
por Maria Fernanda Romero
A 44ª edição da Offshore Technology Conference (OTC), realizada entre os dias 6 e 9 de maio, no Reliant Park, em Houston (EUA), teve novo recorde de público: 104.800 participantes, o segundo maior da história e um aumento de 17% em relação ao ano passado. O evento contou com 2.728 empresas representando 40 países, incluindo 244 novos expositores em 2013. As empresas internacionais eram 39% dos expositores. 74
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s tecnologias inovadoras e as práticas mais seguras e eficientes continuaram sendo o foco das discussões da conferência. Dos temas abordados em destaque constam o papel das operadoras estatais na indústria petrolífera e o desenvolvimento do setor em países emergentes, como Moçambique, Angola e Nigéria. Outro painel de grande repercussão este ano foi ‘Perspectivas no mercado global de energia – moldando o futuro!’, que reuniu mais de 250 pessoas. Participaram do painel, a presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster; o ministro do Petróleo de Angola, José de Vasconcelos; o ministro da Indústria, Turismo e Investimentos do Canadá, David Ramsey; e o diretor de Exploração e Produção da Pemex, Carlos Morales-Gil.
Os palestrantes discutiram suas responsabilidades crescentes e seu papel no cenário da indústria global. Na ocasião, a mediação foi feita por Gamal Hassan, responsável pela programação da OTC. O evento deste ano apresentou nove sessões-painéis, 29 apresentações de executivos em almoços e cafés da manhã, e 298 trabalhos técnicos. Os principais porta-vozes das grandes companhias privadas e nacionais de petróleo, e operadores independentes apresentaram suas opiniões sobre os desafios atuais e os caminhos futuros da indústria.“Tivemos uma conferência ótima, com cobertura técnica ampla e profunda, apoiada por excelentes painéis e apresentações”, disse Steve Balint, chairman da OTC. “Tecnologia é o coração da indústria offshore e tudo isso
estava aqui em exibição na OTC 2013”, completou.
Visitantes de alto nível Governadores (Texas, Alabama, Alasca, Mississippi, Carolina do Norte e Carolina do Sul) do Outer Continental Shelf Governors Coalition participaram de um painel de discussão sobre o desenvolvimento de energia offshore e a necessidade de maior cooperação entre os estados e o governo federal. O secretário americano do Interior, Sally Jewell, visitou o pavilhão de exposições e uma conferência de imprensa na qual falou sobre o seu compromisso de trabalhar com os líderes da indústria para garantir operações de exploração offshore de petróleo e gás ambientalmente seguras e responsáveis. Ministros de Energia e altos executivos de companhias petrolíTN Petróleo 89
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Área total: 214.000 m2 Visitantes: 104.800 Companhias: 2.728 Novos expositores: 244 Países: 40 feras nacionais participaram de um painel em que compartilharam suas perspectivas sobre como a indústria e seus parceiros devem se ajustar para enfrentar os desafios futuros de abastecimento, e como as empresas e os governos devem desempenhar o seu papel para moldar o futuro da energia. O príncipe da Noruega, Haakon, e sua esposa, a princesa Mette-Marit, participaram do jantar anual da OTC, realizado no domingo anterior à feira, para comemorar o 40º aniversário da participação da Noruega no evento. O jantar foi assistido por mais de mil líderes da indústria e participantes da conferência, e arrecadou US$ 250 mil para o Centro de Energia Offshore.
No primeiro dia da feira, o casal real visitou o pavilhão de exposições, onde mais de 60 empresas norueguesas faziam parte do Pavilhão da Noruega. E mais de cem professores de Houston e 200 estudantes participaram do Instituto de Educação de Energia, onde os professores aprenderam a ensinar conceitos científicos de energia e sua importância. Os alunos participantes viram em primeira mão as oportunidades interessantes que a indústria do petróleo e gás pode oferecer.
Petrobras reforça presença brasileira Apesar de não ter sido – outra vez – expositora no Pavilhão Brasil
Prêmios
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Steve Balint, chairman da OTC 2013 e Kenneth (Ken) E. Arnold
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Os reconhecimentos, que se referem às contribuições relevantes – de pessoa e empresa para a indústria –, foram entregues este ano para Kenneth (Ken) E. Arnold (OTC Distinguished Achievement Award for Individuals) e para a empresa Total (OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations or Institutions), pelo desenvolvimento offshore em águas profundas da plataforma Pazflor, em Angola. As empresas vencedoras do prêmio OTC Spotlight para novas tecnologias deste ano foram: ABB, Baker Hughes, Bayou Wasco Insulation (juntamente
desta edição do evento, a Petrobras participou ativamente da agenda da conferência e apresentação de trabalhos técnicos na OTC 2013. No evento deste ano, que contou com a presença da presidente da companhia, Maria das Graças Silva Foster, a empresa chamou a atenção para os 311 mil barris por dia que já estão sendo produzidos a partir da camada de pré-sal. O desenvolvimento de Cascade e Chinook, no Golfo do México, e de tecnologia para sistemas submarinos também foram discutidos na ocasião. Técnicos da empresa conduziram sessões sobre energia elétrica submarina e sobre avanços em sistemas de tubulação compostos para aplicações offshore. Por mais um ano, a estatal apresentou sessão técnica sobre a exploração e produção de petróleo nos campos de Cascade e Chinook, na porção americana do Golfo do México. A primeira apresentação, ‘Desenvolvimento e produção nos campos de Cascade e Chinook, no Golfo do México: uma visão geral’, feita por Cesar Palagi, gerente do projeto de Cascade e Chinook da Petrobras America, exibiu os recordes do empreen-
com a Dow Oil & Gas, PIH e a Trelleborg Offshore), FMC Technologies (com duas tecnologias, uma sozinha e outra com a Sulzer Pumps), a GE Oil & Gas (também com duas tecnologias), Reelwell, SBM
Offshore, ShawCor, Statoil ASA, Superior Energy Services, Wärtsilä, Welltec, e a WeST Drilling Products. Também foram reconhecidos pelo Comitê da OTC, por sua liderança e pioneirismo (Heritage Awards), o professor da Universidade de Tulsa, James Brill, pela criação da disciplina de fluxo multifásico em tubulações e poços; e E. Dendy Sloan, professor e pesquisador na área de hidratos de quatro décadas, que realiza constantes pesquisas nesta área e pela fundação da Conferência Internacional sobre Hidratos de gás.
dimento, que instalou o primeiro FPSO (navio-plataforma flutuante de produção, com capacidade de estocagem e escoamento) na porção norte-americana do Golfo do México. O FPSO BW Pioneer é a unidade de produção em maior profundidade de água do mundo (2.500 m) e está interligada ao gasoduto mais profundo do mundo. Palagi destacou também o pioneirismo da utilização de navios aliviadores para transporte de petróleo nos EUA. A segurança possibilitada pelo sistema de ancoragem do FPSO foi ressaltada na sessão: “No caso de furacão, por exemplo, o navio-plataforma pode ser desconectado”, disse Palagi. A embarcação conta com um sistema de ancoragem desconectável, que permite o seu deslocamento para áreas abrigadas durante a ocorrência de furacões e tempestades, trazendo segurança para a tripulação e para o meio ambiente e preservando os equipamentos. A palestra foi seguida pelas apresentações ‘Cascade e Chinook – desenvolvimento subsea: um histórico desafiador e bem-sucedido’; ‘Perfurando e completando poços no projeto de Cascade e Chinook – Histórico do projeto e execução’; ‘Primeiro navio flutuante de produção, armazenamento e descarregamento no Golfo do México americano’; ‘Navios aliviadores na transferência de óleo nos campos de Cascade e Chinook’ e ‘Campos de Cascade e Chinook: visão integrada dos reservatórios’, realizadas, respectivamente, pelos representantes da Petrobras America Sergio Porciúncula, Flávio de Moraes, Jeremiah Daniel, Dalmo Barros e Mauro Becker. A gerente executiva de Engenharia de Produção da área de Exploração e Produção da Petrobras, Solange Guedes, participou do painel ‘Global Deepwater Technology Development’, que tratou da importância da integração entre empresas operadoras de campos de petróleo e gás em águas profundas, universidades e fornecedores para o
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OTC 2013 registra novo recorde de participantes
Solange Guedes, gerente executiva de Engenharia de Produção da área de Exploração e Produção da Petrobras desenvolvimento de tecnologia para produção no mar. De acordo com a executiva, a colaboração com universidades de todo o mundo, empresas e fornecedores tem sido uma prática da Petrobras e gerado muitos frutos. “As oportunidades de desenvolvimento tecnológico geradas com a descoberta do pré-sal, por exemplo, nos proporcionaram apenas sete anos depois da descoberta, produzir 300 mil barris por dia na região”, ressaltou. Entre os destaques tecnológicos no pré-sal, a gerente pontuou os avanços nas áreas de desenvolvimento de soluções avançadas de caracterização de reservatórios, tecnologias de perfuração e completação de poços, sistemas de equipamentos submarinos, integridade de instalações e processamento e tratamento de CO2. De acordo com Solange Guedes, o desenvolvimento de tecnologias em parceria com outras instituições conta, na Petrobras, com programas estratégicos de sucesso comprovado, como o Programa de Capacitação Tecnológica em Águas Profundas (Procap), que viabilizou a maior parte das soluções para a Bacia de Campos. “O primeiro Procap foi criado para desenvolver tecnologia para produção em campos com mais de 400 m de profundidade de água. Hoje, o Procap Visão Futuro busca antecipar necessidades, prover e aperfeiçoar tecnologias”, afirmou.
O programa destina-se a soluções tecnológicas na área de exploração e produção de óleo e gás e agrega mais de 40 instituições de todo o mundo nas áreas de engenharia de poços, logística, reservatórios e sustentabilidade. Alinhada ao Plano de Negócios e Gestão, a estratégia tecnológica de longo prazo da companhia, segundo Guedes, prevê uma intensa cooperação entre a Petrobras e seus principais parceiros, contribuindo para que as tecnologias sejam ferramentas poderosas para a garantia de operações eficientes e seguras. A estreia de Graça Foster na OTC como presidente da Petrobras aconteceu no painel ‘Global Energy Outlook – Shaping the Future!’, quando a executiva afirmou que a Petrobras irá dobrar de tamanho até 2020. A última vez em que a executiva esteve na OTC foi em 2004, junto com a então ministra de Minas e Energia, Dilma Rousseff – hoje presidente do Brasil. Durante sua palestra intitulada como ‘O futuro da energia no Brasil: o papel da Petrobras’, Foster destacou que a produção do Brasil de 2,2 milhões de barris equivalentes (petróleo e gás natural) por dia (2012), chegará a 5,7 milhões em 2020, considerando a produção da Petrobras e de parceiras. E o pré-sal será o grande responsável por esse aumento. “Fizemos 53 descobertas no Brasil nos últimos 14 meses. Só no pré-sal, foram 15. As reservas da TN Petróleo 89
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Petrobras têm potencial para dobrar de tamanho e atingir 31,5 bilhões de barris de óleo equivalente nos próximos anos”, frisou. E chamou a atenção para o crescimento da demanda do mercado brasileiro, bem acima da média mundial. Entre 2000 e 2012, a demanda por gasolina no Brasil cresceu 73% contra 17% no mundo. No mesmo período, a demanda por diesel no país subiu 52%, enquanto o crescimento mundial foi de 31%. “E a comparação, quando falamos em querosene de aviação, é ainda mais impressionante: enquanto no Brasil cresceu 58%, no mundo ela caiu 3%”, comparou a presidente. A executiva lembrou ainda que os investimentos da companhia, aliados à política de valorização do conteúdo local, estimularam a vinda de estaleiros estrangeiros para o Brasil, a fim de se tornarem parceiros tecnológicos dos estaleiros que estão sendo implementados no país. Entre eles, estão parceiros com origem no Japão, China e na Coreia.
Pré-sal Durante o painel ‘Megaprojetos: explorando as oportunidades e desafios’, o gerente executivo do Pré-sal da área de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga, destacou a produção acumulada dos reservatórios do pré-sal, nas bacias de Campos e Santos, desde 2008 até abril de 2013: 192,4 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás natural). O executivo também participou de almoço-palestra na OTC, no qual fez uma atualização dos trabalhos no pré-sal e as perspectivas e projetos para a região. Segundo ele, a produção diária superou 311 mil barris por dia em 17 de abril, mais do que o dobro da produção de 2011, de 121 mil barris por dia, em média. A produção média 78
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do mês de abril no pré-sal foi de 294 mil barris por dia. Atualmente existem sete plataformas e 19 poços produzindo no pré-sal, nas duas bacias. Ele destacou a produção média por poço do FPSO Cidade de Angra dos Reis, no projeto piloto de Lula, de cerca de 25 mil barris por dia, valor superior às previsões originais de 15 mil barris por dia. Ressaltou também a entrada em produção do FPSO Cidade de São Paulo, em Sapinhoá, em janeiro deste ano e informou que o FPSO Cidade de Paraty, destinado a Lula Nordeste, já se encontra na locação e o início da produção ocorrerá ainda em maio. Ao expor a experiência da Petrobras na gestão de megaprojetos, Carlos Tadeu disse que a estratégia adotada para o pré-sal é uma extensão da implementada para o desenvolvimento dos campos de águas profundas da Bacia de Campos a partir dos anos 1980. O gerente executivo também dimensionou o pré-sal ao público presente: “A área total da província, de 150 mil km² equivale a seis mil blocos do Golfo do México”, comparou. Ele também disse que a companhia tem conseguido reduzir o tempo de perfuração dos poços no pré-sal. “Estamos trabalhando exaustivamente para reduzir custos de perfuração, que compõem 50% do capex (investimentos). O tempo de perfuração já caiu 50% desde 2006. À época, a média era de 134 dias para a perfuração e hoje conseguimos isso em 70 dias, o que é excelente.”
Experiência feminina A equipe da OTC fez uma proposta interessante este ano para a
presidente da Petrobras: Foster foi convidada para palestrar sobre a experiência das mulheres na indústria de óleo e gás. Foi a primeira vez que a executiva tratou desse assunto a fundo em uma palestra. Há 33 anos na Petrobras, Graça Foster passou por todos os cargos de gerente antes de ser presidente. Em 2012, foi eleita uma das mulheres mais poderosas do mundo dos negócios pela revista americana Fortune; a 20ª mais poderosa do mundo e a terceira mais influente na categoria negócios pela revista Forbes; e está entre as cem pessoas mais influentes do mundo no ranking da revista Time. Na ocasião, a presidente da Petrobras comentou que apesar de as mulheres estarem cada vez mais ocupando altos cargos de trabalho, ainda há muito preconceito. “É preciso brigar contra o preconceito, inclusive na escolha das carreiras. Hoje, as carreiras técnicas ainda têm maioria de homens”, afirmou. A executiva salientou que não é a favor do sistema de cotas para mulheres nas empresas. Ela acredita que o melhor caminho para eliminar a discriminação e proporcionar oportunidades iguais para todos é eliminar o preconceito e não por meio de sistemas de cotas. “Somos diferentes, mas podemos fazer o mesmo trabalho se assim decidirmos”, garantiu. A presença das mulheres nas empresas, opina Foster, torna o debate mais rico e melhora o processo de tomada de decisão. “Quando o preconceito é permitido nas companhias, pode haver erros nas decisões administrativas e isso leva à perda de competitividade. A diversidade não é um problema, pelo contrário, é uma vantagem competitiva das corporações”, reforçou. A executiva indicou que a Petrobras ainda é uma empresa predominantemente masculina, com 84,4% da força de trabalho sendo homens e 15,6% mulheres. Entretanto, quando comparada às demais empresas do setor, não está tão mal. No segmen-
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Tecnologia subsea A sessão técnica sobre tecnologia de sistemas submarinos da Petrobras encerrou a participação da companhia brasileira no evento. Além dos projetos em andamento e em teste, a estatal apresentou as perspectivas nesse segmento. As principais vantagens desses sistemas são a antecipação da produção, o aumento no fator de recuperação (porcentagem de petróleo e gás que se consegue extrair dos reservatórios) e o aumento da
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to, os homens ainda são a maioria: 92,2%, contra 7,8% de mulheres. Graça Foster falou de sua trajetória profissional e ressaltou a importância do conhecimento e da informação para o crescimento profissional. As mulheres, segundo ela, podem chegar ao topo. Para isso, o crescimento deve ser gradativo, aliado ao ganho de experiências e à maturidade pessoal e profissional.
Graça Foster, presidente da Petrobras capacidade de processamento das plataformas. Esse último benefício se dá porque, no caso do separador submarino de água e petróleo, a água produzida (extraída junto com o petróleo) é reinjetada no reservatório ainda no fundo do mar e, dessa forma, a capacidade da plataforma é utilizada sobretudo para a produção de petróleo. Fábio Alves Albuquerque, engenheiro de equipamentos da área
de tecnologia de equipamentos submarinos do Cenpes (Centro de Pesquisa da Petrobras) abordou as perspectivas dessas tecnologias. Ele disse que a companhia tem como um de seus focos o desenvolvimento e a disponibilização dessas tecnologias para aplicação. “Para esse objetivo, a principal meta da Petrobras é trabalhar junto com os fornecedores e outros operadores.”
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eventos - OTC 2013
Vitrine mundial Considerada a maior feira mundial de petróleo offshore, a OTC é a vitrine perfeita para as empresas apresentarem seus produtos e serviços ao mercado.
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GE, especializada em equipamentos e serviços de tecnologia avançada para o setor energético, por exemplo, apresentou na OTC 2013 seus equipamentos subsea de ponta, para demonstrar o novo sistema de sensores submarinos usados para detectar vazamentos de petróleo e gás. Através de um sistema acústico, hidrofones apontam possíveis escapamentos no mar. Eles são capazes de reconhecer a diferença no barulho do material explorado, contra os sons de outras fontes. Segundo a GE, o sistema detecta fugas que têm baixo fluxo ou baixa pressão diferencial numa área de 500 m. “O Sistema de Monitoramento de Condição Multi-Domain Subsea combina monitoramento de emissões elétricas com hidrofones acústicos, e é projetado para máquinas e processos de válvulas na infraestrutura de apoio subsea”, explica a companhia, que foi premiada duplamente nesta edição da OTC com dois novos produtos também apresentados na feira e que atendem aos desafios da perfuração em águas profundas: o RamTel Plus System e o Deepwater BOP Blind Shear Ram.
Vagas de trabalho Aproveitando a visibilidade do setor ao evento, a francesa Total anunciou durante a OTC um aumento considerável no número de vagas em várias áreas do setor de óleo e gás, para melhor atender as demandas de seus projetos. Ao todo são 25 vagas em aberto para o upstream. De acordo com a área de recrutamento internacional da Total, 80
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Exposição high tech
no ramo de perfuração há vagas mais urgentes a serem preenchidas, como os cargos de supervisor e superintendente júnior de águas profundas. Gerentes e engenheiros de perfuração também estão com alta demanda. A Total tem atividades de E&P em andamento em mais de 40 países por todo o mundo, o que indica oportunidades de viagens empresariais. Os cargos de engenheiro submarino e engenheiro de processos também estão em aberto. Mas não são só essas vagas disponíveis, há muito mais. A seleção vai desde colaboradores em manutenção de infraestrutura até a área de geologia do reservatório. O recrutamento, em geral, acontece anualmente, graças à expansão dos projetos. A Total é uma das cinco maiores empresas de exploração de petróleo e gás de capital aberto.
O moderno estande da norte-americana FMC Technologies na OTC 2013 foi um dos mais movimentados. A empresa apresentou seus novos lançamentos de forma inovadora, através de estruturas interativas digitais que didaticamente explicavam e simulavam a aplicação e o processo de atuação de alguns desses equipamentos, como a árvore de natal 15K Enhanced Vertical Deepwater Tree (EVDT), as bombas Triplex Stimulation Pump e os veículos de operação remota (ROV). A FMC Technologies promoveu ainda em seu estande, durante todo o evento, sessões de ‘cinema’ com a apresentação dessas tecnologias e de seus sistemas de separação subsea, com explicações de executivos da companhia. O grande destaque da companhia na feira foi o 15K Enhanced Vertical Subsea, uma árvore de natal para águas profundas com aplicação em altas pressões e altas temperaturas. As tecnologias apresentadas na OTC 2013 foram: as bombas para controle de fluidos, Well Service Pumps; e os sistemas subsea, Helico-Axial Multiphase subsea pump e FMC Schilling Robotics. Na ocasião, executivos da companhia fizeram apresentação para jornalistas. Mike Robinson, gerente de marketing e vendas da empresa na Austrália e Nova Zelândia, falou sobre as tecnologias da FMC Technologies para recuperação do potencial dos poços de petróleo; e Rob Perry, diretor de processamento global subsea da empresa, comentou sobre a tec-
OTC 2013 registra novo recorde de participantes nologia Helico-axial Multiphase Boosting System, que a empresa desenvolveu com a Sulzer e que foi premiada pela OTC. John Gremp, CEO da FMC Technologies, bem como Bob Potter, presidente, tiveram participação ostensiva no estande da empresa durante a OTC, e também executivos da empresa no Brasil.
Conexões subsea A italiana Tenaris lançou duas novas tecnologias de conexões para linhas submarinas durante a OTC 2013. Uma delas foi criada para atender aos novos requisitos de operação no Golfo do México. Trata-se de uma conexão com uma camada externa adicional de selo metálico, capaz de prover taxas de compressão e torque maiores que as convencionais. A outra consiste na primeira conexão para risers feita pela companhia. A solução foi projetada especificamente para linhas instaladas em águas ultraprofundas, onde há elevados níveis de pressão e fadiga.
Mercado atraente Mais de 50 empresas escocesas participaram da delegação da Escócia na OTC 2013. O ministro de Energia da Escócia, Fergus Ewing, também esteve no evento e anunciou que as exportações de petróleo e gás de seu país aumentaram cerca de 8,4% em 2011-12, fechando US$ 12,7 milhões – quase o dobro do ano anterior. Segundo ele, a atividade internacional representou um recorde de 47,6% das vendas totais do setor, um aumento de 31% na última década. “Estabelecemos uma reputação
mundial em petróleo e gás, e estou muito contente, pois os números mais recentes mostram um aumento nas vendas internacionais, que já representam quase 50% das vendas totais”, afirmou. De acordo com o ministro, há grandes oportunidades abertas, internacionalmente, para a Escócia, e o governo está determinado a aproveitar isso ao máximo. O país está trabalhando com afinco para continuar a fortalecer sua posição como líder global no setor. Ewing comenta que a América do Norte ainda é a região para a qual eles mais exportam (US$ 4 bilhões em vendas, com aumento de 2,8%), entretanto o crescimento mais forte observado neste período foi no Oriente Médio. “A África continua a ser o segundo mercado mais importante, com um aumento de 5,9% nas vendas. Brasil, Estados Unidos e Austrália são os mercados que pretendemos trabalhar mais a partir de agora”, indicou o ministro. Os tipos de serviços que estão sendo exportados da Escócia incluem gerenciamento de projetos,
consultoria, construção, manutenção, gestão de recursos, design de software, perfuração, soluções de acesso, restauração, logística/ transporte, engenharia e design. David Rennie, líder internacional do setor de inergia da Agência de comércio e investimento da Escócia no Brasil (SDI – Scottish Development International), conta que o país está disposto a ampliar a cooperação com o Brasil principalmente no setor de óleo e gás. Pretendem oferecer equipamentos subsea e serviços de engenharia em geral para esta área. “Temos muito interesse em realizar parcerias com universidades brasileiras também”, completou. Das 50 empresas escocesas participantes da feira, três delas já possuem negócios no Brasil, são elas a Equalizer, Kelvin Top Set e Bowtech.
Nova geração de estaleiros Para sobreviver no setor de construção naval offshore, os estaleiros terão de automatizar cada vez mais suas operações e implementar sistemas logísticos especializados. A afirmação foi feita pelo presidente e CEO da Sembcorp Marine, Weng Sun Wong, em palestra sobre a nova geração de estaleiros em um painel na conferência. Ele apresentou uma visão global dos novos estaleiros do grupo e ressaltou o alto grau de automatização previsto pelo projeto das duas plantas que a companhia constrói no momento. O Grupo Sembcorp Marine, controlador dos estaleiros Jurong, Sembawang e Smoe, está investindo mais de US$ 1,5 bilhão para construção de dois estaleiros considerados obras-primas no setor, dirigidos para a indústria oceânica de óleo e gás. Os novos es-
taleiros em Cingapura e no Brasil, em Aracruz (ES), estão em construção no momento. “O Jurong, em Aracruz, deve iniciar operações em 2014 e a unidade em Cingapura será inaugurada ainda este ano”, afirmou. O executivo citou que o empreendimento terá corte de chapas e até mesmo a pintura das unidades offshore operadas por robôs. “O arranjo do estaleiro, que contará com um guindaste flutuante para fazer o içamento dos módulos das plataformas, foi projetado para facilitar o sistema de logística de integração das plataformas, de modo a incrementar os níveis de produtividade”, disse. Com capacidade para processar até quatro mil toneladas de aço por mês, o Jurong terá uma área total de 825 mil m3, com dique seco de 510 m de comprimento, 120 m de largura (boca), 11 m de calado e portas intermediárias. A estrutura permitirá a realização de até três obras – uma semissubmersível e dois navios-sonda, e a unidade terá ainda um cais com 1 km de extensão. TN Petróleo 89
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Café da manhã Brasil e EUA Por ocasião da OTC, a Bratecc (Câmara de Comércio Brasil-Texas) realizou paralelamente à feira, no Westin Galleria Hotel, o tradicional café da manhã de negócios entre brasileiros e americanos. A Bratecc possui 400 membros, sendo a maioria da área de óleo e gás. O objetivo da organização é servir de fórum para estreitar o relacionamento entre Texas e Brasil. A organização é formada por empresas brasileiras e americanas. Raul Sanson, vice-presidente do Sistema Firjan (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro), abriu o evento apresentando as oportunidades e soluções para a indústria de óleo e gás do Rio de Janeiro, que atualmente produz 2 milhões de barris por dia de petróleo – o equivalente a 79% da produção brasileira. Com base no resultado do estudo Decisão Rio, o executivo lembrou que o Rio de Janeiro terá investimentos de R$ 211,5 bilhões até 2014, e que cerca de R$ 6,1 bilhões (15,1%) irão para o setor petroquímico. “Através do Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai), temos diversos cursos técnicos de formação e treinamento voltados para o setor, além do Centro de Tecnologia Senai (CTS) do Rio de Janeiro, com excelência nas áreas de gestão ambiental, integridade de materiais, e simulação e automação”, completou. Magda Chambriard, diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 82
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(ANP), apontada como principal palestrante do encontro, fez um panorama do setor de gás no Brasil, indicando as principais perspectivas mediante as oportunidades que poderão surgir com a 12ª Rodada de Licitações (a se realizar nos dias 30 e 31 de outubro deste ano), de gás onshore, e os novos projetos para 2014. Magda considera o Brasil um país enorme, com fortes indícios de gás em terra de Norte a Sul, e se realmente o gás onsho-
re for encontrado em grandes quantidades, o mercado de gás brasileiro vai poder aumentar bastante. “Estamos trabalhando para reduzir o risco exploratório das ‘novas fronteiras’, a fim de atrair investimentos de empresas públicas e privadas para essas áreas. O principal resultado será a descentralização dos investimentos exploratórios para os estados que não contam com essa possibilidade”, indicou. Braulio Bastos, gerente executivo para empreendimentos de exploração e produção da Petrobras, e Paulo Alonso, assessor da presidência da Petrobras para conteúdo local e coordenador executivo do Prominp
OTC 2013 registra novo recorde de participantes (Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural), trataram de temas estratégicos relacionados ao Plano de Negócios da empresa. Bastos apresentou uma visão dos projetos e desafios da Petrobras, que pretende entre 2013 e 2020 instalar em média cinco unidades mais por ano e que terá cerca de 40 sondas de perfuração disponíveis. E Alonso falou sobre a demanda de bens e serviços da estatal para a indústria marítima até 2016. A questão do financiamento da indústria brasileira deste segmento ficou a cargo de Ricardo Cunha,
Da esquerda para a direita: Cid Silveira, diretor-executivo da BRATECC; Cesar Cainelli (VP E&P – Barra Energia); João Carlos de Luca, presidente do IBP; Renato Bertani, diretor executivo da Barra Energia; Raul Sanson, vice-presidente do Sistema Firjan; e Bráulio Bastos, gerente executivo de E&P da Petrobras.
chefe do departamento da cadeia produtiva de petróleo e gás do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), que irá investir, deste ano até 2016, US$ 202 bilhões no setor de óleo e gás – 46,8% a mais que no período de 2008 a 2011. Já Bruno Musso, superintendente
da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), finalizou o evento fazendo um levantamento da política de conteúdo local do setor.
Centro de Excelência para a Indústria Naval Os planos para a construção de um centro de excelência para a indústria naval no Brasil foram o destaque da apresentação realizada por Paulo Sergio Rodrigues Alonso, da Petrobras. O executivo ressaltou que, hoje, o maior desafio para alavancar o pré-sal está na indústria naval e nos estaleiros. “O slogan da Nasa cabe bem nesta situação: ‘Falhar não é uma opção’. Estamos trabalhando junto com os estaleiros para que possamos atender a demanda e manter a agenda definida em nosso Plano de Negócios... eles não podem falhar. Os desafios são muitos para alcançar um benchmark no setor da construção marítima e para isso seria absolutamente essencial a parceria com empresas internacionais e universidades”, concluiu o executivo. Hoje a média de conteúdo local nas operações de exploração e produção da Petrobras fica entre 55% e 65%. “Para os outros 35% precisamos do apoio das empresas internacionais para conseguir desenvolver
nossos projetos, entendemos que a associação com empresas internacionais é a melhor solução para os gargalos tecnológicos, além do trabalho feito em parceria com universidades para alcançar resultados no longo prazo”, explicou. Paulo Alonso ressaltou o crescimento da demanda de bens e serviços para a indústria naval nos próximos cinco anos. “Todas as contratações da Petrobras são baseadas em padrões internacio-
nais. Então, sabemos quanto vai custar cada equipamento e serviços dentro do projeto.” O assessor também destacou a política de conteúdo local da Petrobras, o Prominp, e a importância do crescimento da indústria naval brasileira. “Enquanto a produção de petróleo e gás continua crescendo com o desenvolvimento do pré-sal, as oportunidades de investimentos e parcerias no setor vão continuar a crescer para investidores de toda a cadeia de petróleo. Por conta das operações no pré-sal e pela magnitude do nosso plano de negócios, perspectivas e particularidades da exploração em águas profundas, não podemos usar equipamentos prontos, precisamos desenvolver tecnologia de ponta e os equipamentos para atender essa demanda”, afirmou. “As empresas internacionais interessadas em se estabelecer no Brasil são bemvindas e poderão trabalhar em parceria com empresas brasileiras, ou mesmo sozinhas”, concluiu Paulo Alonso. TN Petróleo 89
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eventos - OTC 2013
Pavilhão Brasil:
disputa acirrada por espaço Nos últimos anos, a delegação brasileira tem crescido bastante na OTC. Para o secretário executivo do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Milton Costa Filho, o crescimento do Pavilhão Brasil mostra o estágio de desenvolvimento da indústria nacional de petróleo e gás. Nesta edição, pelo 14º ano consecutivo, 47 empresas e entidades compuseram o Pavilhão e a Área Brasil na OTC 2013.
“O aumento sistemático da participação de empresas brasileiras no Pavilhão demonstra a capacidade exportadora dos nossos fornecedores e é fundamental para o incremento da competitividade nacional, pelo interesse que despertam no comprador ou parceiro estrangeiro pelo Brasil, que é uma referência mundial do setor offshore de petróleo. Para o IBP, representa a concretização deste importante projeto de promoção da indústria brasileira, iniciado há 15 anos com a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e que hoje conta com o importante apoio da Apex Brasil”, afirma o secretário executivo do IBP. Segundo Bruno Musso, superintendente da Onip, o acesso ao mercado brasileiro com a criação de joint ventures tem sido um dos assuntos mais solicitados pelos estrangeiros. Diante disso, a Onip resolveu propagar esta pauta em seu estande nesta edição da feira. “Nossa participação na OTC tinha um direcionamento mais comercial, mas este ano focamos na questão das parcerias, pois essa demanda tem crescido no país. Elas são um diferencial competitivo de mercado, pois aumentam o conteúdo local dos 84
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produtos fabricados e permitem a troca de tecnologias, divisão de perdas e riscos entre as empresas”, afirma. A organização orientou as empresas estrangeiras para esse tipo de entrada/negócio ao Brasil. E, assim como nas outras edições, a Onip promoveu encontros entre empresas brasileiras e a Petrobras America. Prospectar “boas práticas” em processos de desenvolvimento de fornecedores, fortalecimento de cadeias produtivas e clusters de óleo e gás e apoiar as pequenas empresas fluminenses na identificação de parceiros comerciais e/ou de transferência de tecnologia, estes foram os principais objetivos do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) na OTC 2013. De acordo com Antônio Batista Ribeiro Neto, coordenador do Projeto Cadeia Produtiva do Petróleo, Gás e Energia do Sebrae no Rio de Janeiro, cerca de 20 pequenas empresas de segmentos de comércio, serviços e industriais participaram da feira. “Com a regra de conteúdo local, há muita expectativa em se conseguir boas oportunidades de parceria tecnológicas. O Brasil já é um dos destinos favoritos da indústria de petróleo mundial, e a OTC proporciona grandes oportunidades de network comerciais e
tecnológicas para nós brasileiros”, enfatiza. Neste ano, em que serão realizadas as três rodadas de licitação de blocos para exploração e produção de petróleo e gás no Brasil – a 11ª, 12ª e 1ª rodada do pré-sal –, a OTC é a melhor oportunidade para a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) expor ao setor de petróleo e gás mundial, o potencial do país. “Trata-se do principal evento de petróleo do mundo e, como tal, é sempre muito importante para a ANP divulgar o seu trabalho para os investidores interessados nas muitas oportunidades que o Brasil oferece no setor de petróleo e gás”, aponta Magda Chambriard, diretora-geral da agência. Por mais um ano com estande no Pavilhão Brasil, a ANP além de mostrar o trabalho que desenvolve nos setores de regulamentação, fiscalização, controle de qualidade, estudos e pesquisas sobre as bacias brasileiras, aproveitou essa edição da feira para divulgar as rodadas de licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás: a 11ª rodada, que foi realizada uma semana após a feira; a 12ª rodada, que terá foco em áreas com acumulações de gás natural, em terra, prevista para outubro; e a 1ª rodada do pré-sal, prevista para novembro. “Nenhum país do mundo tem, hoje, a variedade e a qualidade de
OTC 2013 registra novo recorde de participantes
áreas que o Brasil está oferecendo. Nosso otimismo é muito grande, não poderia ser de outra maneira”, finaliza a diretora. A comitiva da ANP foi formada por Magda Chambriard, a superintendente de Promoção de Licitações, Claudia Rabelo; e Sônia Barbosa, coordenadora da agência.
Vedações A divisão brasileira da sueca Roxtec, líder mundial em sistemas de vedação, esteve com um estande no Pavilhão Brasil da OTC 2013 – e se mostrou muito entusiasmada com seus negócios no país. “Tivemos dois estandes na feira, um da nossa subsidiária internacional e outro no Pavilhão Brasil. Nosso objetivo é fortalecer a marca junto ao mercado brasileiro e mostrar nossos produtos porque é na OTC que estão os principais e mais relevantes clientes da indústria nacional”, afirmou Marcelo Campos, gerente geral da companhia no Brasil.
Segundo o executivo, a empresa, que chegou ao Brasil em 2002, praticamente quadruplicou no país em cinco anos, quando teve uma média de 50% de crescimento das vendas ao ano. Para 2013, a expectativa é crescer 73%. “Temos 15 colaboradores no Brasil, mas esperamos chegar a perto de cem até 2020. Queremos expandir”, afirma. Ele afiança que é o único fornecedor direto da Petrobras em soluções de vedação para penetrações de cabos e tubos: das últimas dez plataformas da estatal (como P-55, P-58, P-62 e a P-63), todas usaram solução da Roxtec. Com um escritório comercial na Barra da Tijuca e uma fábrica em Guadalupe, no Rio de Janeiro, a companhia, que já produz parte
de seus equipamentos no Brasil, pretende aumentar a capacidade de produção de sua fábrica de dez para 30 a 40 toneladas de material metálico até o final de 2014, devido a atual demanda. Ainda de acordo com o executivo, a companhia vai abrir em julho deste ano um escritório em Porto Alegre e, em dezembro, outro em Recife. A empresa apresentou oficialmente o software Roxtec Transit Designer (RTD), em que pela web o cliente consegue projetar, especificar, definir e comprar a melhor solução para seu projeto. O investimento na solução foi de US$ 10 milhões, e em junho a empresa fará um megalançamento do software no Rio de Janeiro.
Sistemas de automação A gaúcha Altus, fabricante de painéis de controle e automação, participou pela quinta vez da OTC em Houston. Além de apresentar suas TN Petróleo 89
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eventos - OTC 2013
Área: 285 m2 Estandes: 1117, 1241 Companhias: 41 Organizações: 6 Organização: ANP; IBP; Onip; Firjan; Abenav/Sinaval; Sedeis Empresas participantes: Açoforja; Altona; Altus; Chemtech; Cotema; Emdoc; Fechometal; Flexomarine; Forship; Swanson/Grupo GP; Grupo IFM; Jaraguá; Keppel Fels Brasil; Amec Kromav; LabOceano; LLX; MFX; MRM Freight; Navium; Nuclep; Oceânica; Orteng; Oxifree; Petrolab; Poland Química; Prontomec; Radix; Rio Engenharia; Rockwell; Roxtec; Sandech; Softex; Softway; Special Steels do Brasil; STX Engemar; Superquip; T&B Petroleum Magazine; Technofink; Vanasa Multigas; Weg soluções para óleo e gás, como exploração e produção, refino, transporte, gás e energia, a companhia destacou seu DCS (Distributed Control System) e a Série Nexto de controladores programáveis. O DCS é totalmente desenvolvido e produzido no Brasil, com conteúdo local de 95%. A OTC foi a primeira feira internacional que a companhia expôs a solução. Fábio Eidelwein, diretor de integração de sistemas da Altus comenta que a cada ano a OTC tem sido mais importante para a empresa. “A feira é sempre uma grande oportunidade de podermos mostrar ao público internacional o nosso portfólio”, afirma. De acordo com Eidelwein, a empresa atua ainda no setor de 86
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energia elétrica e transportes, mas o fornecimento para o setor de óleo e gás tem sido grande. Atualmente os sistemas de controle da Altus estão sendo fornecidos para a construção das dez primeiras plataformas do pré-sal, assim como a integração desses sistemas para as plataformas.
Logística A MRM, empresa de logística, transporte e assessoria aduaneira, foi estreante no Pavilhão Brasil deste ano e a OTC 2013 foi o primeiro evento internacional do qual a companhia carioca participou. C l a u d i a Fuente, executiva de vendas da MRM, conta que a maioria dos clientes da empresa é da área de
óleo e gás e indústria naval e que com o sucesso dessa primeira participação na feira, a ideia é participar de todas as próximas edições da OTC. “Temos forte atuação em projetos para estaleiros e empresas offshore, manuseio de cargas urgentes, acompanhamento no local de desembarque, eficácia e rapidez na liberação de documentos. Nossos principais clientes de óleo e gás no Brasil são o Estaleiro Eisa, Estaleiro Mauá e as empresas Chevron, Norskan e Dof Subsea”, pontua. De acordo com a executiva, os serviços da MRM compreendem desde o agenciamento de transporte doméstico e internacional aéreo, marítimo e rodoviário porta a porta à assessoria aduaneira. “Fazemos projetos customizados, com soluções personalizadas para cada cliente. Realizamos estudos logísticos e consultoria, não vendemos somente o frete”, informa.
OTC 2013 registra novo recorde de participantes A MRM completa dez anos em janeiro de 2014.
TI Pelo quarto ano consecutivo, a Associação para Promoção da Excelência do Software Brasileiro (Softex) leva empresas de Tecnologia da Informação (TI) para a OTC. Nos últimos anos, a tecnologia brasileira para o setor de petróleo e gás, sobretudo na área offshore, vem crescendo, se aprimorando e, justamente por isso, ganhando um maior reconhecimento no exterior. A projeção mundial gerada pela descoberta da camada do pré-sal, a expansão da exploração onshore, as novas demandas impostas pelo conteúdo local e a expertise nacional na exploração de petróleo em águas profundas colocaram o Brasil em evidência no cenário mundial, abrindo oportunidades para a realização de bons negócios. “O objetivo é promover a integração das empresas, proporcionando um ambiente favorável à criação de parcerias estratégicas e estimulando o intercâmbio tecnológico e comercial”, explica Gustavo Omar Miguelez, consultor da Softex, responsável pela organização da participação brasileira. “Nossa presença na OTC é importante não apenas para conferir maior visibilidade às nossas companhias e aos diferenciais competitivos presentes em suas soluções, mas também para o mapeamento das oportunidades e demandas do mercado, bem como para a troca de experiências entre companhias de diversos países”, destaca Glaucia Chiliatto, gerente executiva Internacional da empresa.
Oito fornecedores de TI estiveram na delegação brasileira na OTC 2013: Aquamet, especializada em prestação de consultoria na área de meteorologia e hidrologia; Dinamus, focada em soluções de business intelligence, innovation management e supplier development para o segmento de petróleo e gás; FiberWorks, especializada no desenvolvimento de soluções de fibras ópticas; K&D, dedicada ao desenvolvimento de projetos baseados em sistemas RFID (identificação automática por sinais de rádio); Módulo, com atuação centrada em soluções para governança, riscos e compliance; PHDSoft, especializada em tecnologia de gestão de integridade e manutenção de estruturas para o setor petrolífero; STA Holding, desenvolvedora de soluções de business intelligence e gestão de relacionamento com o cliente (CRM); e Zoom Out, agência com foco na elaboração de estratégias de comunicação para organizações do setor de petróleo e gás. Elas se apresentarão sob a marca Brasil IT+, que identifica a indústria nacional de TI no exterior. Durante a OTC, as empresas realizaram reuniões com integrantes das delegações da Noruega, Estados Unidos, e Reino Unido e também rodadas de negócios com companhias canadenses. Segundo a Softex, duas companhias da delegação retornaram ao Brasil com negociações pré-iniciadas com companhias canadenses e norte-americanas.
Engenharia O Grupo Forship levou este ano para o evento suas soluções de engenharia e de gestão do comissionamento, a tecnologia HMSWeb e os portfólios de serviços de O&M (Operação e Manutenção) e de consultoria – a mais nova unidade de negócios da empresa. A participação da empresa neste e em outros eventos tradicionais do setor de óleo e gás e demais segmentos de mercado nos quais atua (mineração, energia, naval e industrial) tem como objetivos aferir as
novas tendências e inovações tecnológicas, assim como identificar parceiros e prospectar oportunidades de negócios. “Procuramos participar de forma sistemática de eventos que mais além de reforçar a visibilidade da empresa nos mercados onde atua, são essenciais para nos manter atualizados com as novas tendências, pois agregam conhecimento e possibilitam uma importante troca de experiências”, destaca o presidente e CEO da empresa, Fábio Fares. A Radix, empresa de engenharia e software, esteve presente com um estande no Pavilhão Brasil. Pelo terceiro ano consecutivo, a empresa apresentou suas soluções em engenharia, informação e controle, desenvolvimento de software, para a área offshore. “O mercado brasileiro está se rearranjando. Acreditamos que este seja um momento em que as empresas precisarão se diferenciar de suas concorrentes. E nós entendemos que os contatos da OTC possam nos ajudar a viabilizar tanto novos clientes e/ou projetos quanto novas frentes de negócio. Temos procurado investir em novas áreas de atuação e queremos manter esta linha e buscar bons parceiros e clientes em Houston”, comenta o presidente da Radix, Luiz Eduardo Rubião.
Aplicação submarina Aproveitando a visibilidade da OTC, a química Dow reforçou durante esta edição o seu mais recente lançamento de isolamento térmico para aplicações submarinas. O sistema Neptune™ pode ser usado em aplicações desde o poço até o ponto de distribuição, incluindo tubos, juntas de campo e arquitetura submarina. TN Petróleo 89
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eventos - OTC 2013 Maurício Castro, gerente de Desenvolvimento de Novos Negócios da Dow para América Latina, explica que o sistema foi projetado para resistir a ambientes que se encontram em uma ampla variação de temperatura – desde instalações com temperaturas árticas de até -40°C a temperaturas de produção de até 160°C. “O sistema é um grande avanço na garantia de escoamento de petróleo em um meio onde as condições são cada vez mais adversas e desafiadoras”, afirma.
Complexo Industrial Portuário de Suape Representando Pernambuco – estado brasileiro que mais cresceu nos últimos anos – o Suape marcou presença por mais um ano em Houston. Na feira, o Complexo participou de várias reuniões com empresários dos Estados Unidos, Japão e Inglaterra, mediante trabalho de levantamento feito pela equipe Suape Global. Um dos objetivos desses encontros foi convidar os investidores para os eventos internacionais que se-
rão realizados em Pernambuco: a Conferência sobre Tecnologia de Equipamentos (Coteq), em junho; e a Pernambuco Petroleum Business, em outubro. Para o secretário de Desenvolvimento Econômico e presidente de Suape, Márcio Stefanni Monteiro, a OTC é uma excelente vitrine. “Trata-se da maior feira do mundo nas áreas de petróleo e gás. Apresentamos o Suape como o melhor porto público e a melhor opção logística para esta cadeia no Brasil”, destacou Monteiro. Além do secretário, integraram a delegação pernambucana o diretor do Fórum Suape Global, Silvio Leimig, e a coordenadora de Desenvolvimento de Negócios de Suape, Luiza Villela. Segundo Leimig, “a participação do Suape é importante para prospectar for necedores para a cadeia de
Grupo GP forma joint venture com a americana Swanson Industries O Grupo GP, voltado para tratamento de superfícies, se apresenta pela primeira vez com sua parceira Swanson Industries, especializada na fabricação de cilindros hidráulicos. A parceria foi assinada em janeiro deste ano, e a OTC 2013 é o primeiro evento que as empresas participam juntas. Com operações em todo o mundo, a americana Swanson Industries projeta e fabrica cilindros hidráulicos com aplicação em diversos setores, dentre eles, a indústria offshore. “O grande estimulador da criação da joint venture 88
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foi a política de conteúdo local do setor no Brasil, principalmente a que se refere à parte dos serviços de manutenção”, afirma Marcelo Corrêa, diretor da Swanson GP. De acordo com Mark Carter, vice-presidente da Swanson Industries, a companhia está no Brasil há três anos com um escritório no Rio de Janeiro, mas com a união também ficará em Barueri (São Paulo) em um galpão do Grupo GP. A empresa possui a maior máquina de aplicação de revestimentos por laser dos Estados Unidos.
petróleo, gás, naval e offshore em fase de consolidação no nosso estado”.
Indústria naval e offshore A Associação Brasileira das Empresas do Setor Naval e Offshore (Abenav) marcou presença na feira. No estande da entidade as empresas estrangeiras puderam se informar sobre potenciais parceiros nacionais, políticas nacionais, demanda futura e a já contratada, assim como informações gerais do setor. Segundo Augusto Mendonça, presidente da Abenav, o objetivo foi promover a indústria naval e offshore brasileira e seus associados no cenário internacional e incentivar o incremento tecnológico por meio de parcerias entre empresas estrangeiras e brasileiras. “A OTC em Houston é um dos maiores eventos do setor no mundo e com as perspectivas do pré-sal, o mercado brasileiro se tornou uns dos principais focos do evento. O Pavilhão Brasil é um grande atrativo na feira devido a grande procura por empresas nacionais”, afirma. Mendonça diz que a ideia foi abrir novas oportunidades para empresas nacionais interessadas na identificação de parceiros internacionais, e vice-versa, buscando sempre a geração de conteúdo local, incremento tecnológico e gerando competitividade para o setor.
Presença fluminense A Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), através do Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai) do Rio, apresentou este ano na OTC soluções integradas de união de materiais e inspeção, mitigação de riscos e gestão ambiental, e modelagem matemática e sistemas de simulação virtual, locais e remotos, aplicadas ao mercado offshore. Esse foi o segundo ano da federação na feira. Em um estande muito concorrido na Área Brasil, a Firjan exibiu suas soluções em uma mesa interativa, onde foi possível conhecer cases, com versões em português e inglês.
OTC 2013 registra novo recorde de participantes De acordo com Alexandre dos Reis, diretor de relações com o mercado do Sistema Firjan, o Rio de Janeiro é o único estado do Brasil que possui três centros de referência para todos os setores da indústria de petróleo e gás: meio ambiente e segurança, solda e metalurgia (união de materiais); e automação e simulação – que é o grande desafio das tecnologias. “Seja na demanda, no projeto, na construção ou na operação, existe uma solução integrada para qualquer um dos três ambientes. E hoje as empresas buscam justamente isso”, apontou. De acordo com ele, para atender as demandas da indústria brasileira de petróleo e gás, a Firjan investiu nos últimos quatro anos no Sistema Sesi-Senai cerca de US$ 200 milhões, em infraestrutura, construção civil, equipamentos e desenvolvimento de tecnologias. O gerente de produtos e processos tecnológicos da Firjan, Carlos de Mello Rodrigues Coelho, apontou que as soluções integradas apresentadas são oferecidas pelos Centros de Tecnologia Senai – Ambiental, Solda, Automação e Simulação –, que possuem portfólios específicos em suas áreas de conhecimento, mas também oferecem a possibilidade de solu-
ções integradas que reduzem tempo e custos, possibilitam visão ampla e melhor gestão do projeto, além da maximização do conhecimento e do resultado da solução aplicada. Para demonstração no estande, foram selecionadas demandas reais que uma plataforma do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere petróleo e gás), requer em suas fases de projeto, construção e operação. “Fomos muito procurados na feira para realização de parcerias de tecnologia, de empresas querendo se instalar e de universidades. Recebemos em nosso estande empresas de diversos países, inclusive do Brasil, que ficaram impressionados com o exemplo que trouxemos de soluções integradas aplicadas às fases de projeto, construção e operação de uma FPSO”, comentou Alexandre Reis. A secretaria estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços (Sedeis) do Rio de Janeiro, também esteve animada na OTC deste ano. Pela primeira vez com um estande na Área Brasil, a Sedeis divulgou mecanismos de atração de investimentos disponíveis na secretaria, na Companhia de Desenvolvimento
Industrial (Codin) e na Agência Estadual de Fomento (AgeRio). A ideia, segundo o subsecretário de Energia, Logística e Desenvolvimento Industrial, Marcelo Vertis, foi mostrar para as principais petroleiras, fabricantes de equipamentos submarinos e subfornecedores os mecanismos que o Rio de Janeiro dispõe para atração de investimentos, como o banco de áreas para instalações de indústrias, mecanismos de licenciamento, infraestrutura, relacionamento com as concessionárias, etc. “Quanto maior for o contato com as empresas, melhor será para o estado. Queremos atrair todos os fornecedores da indústria que desejam se instalar no Rio, mas focamos nos fornecedores de equipamentos subsea – equipamentos submarinos para a produção, sob a linha d’água, de petróleo – que acreditamos ter maior potencial para atração de investimentos ao estado”, comenta. Nesta direção, a Sedeis também vai participar de feiras na Escócia, na Noruega e da OTC Brasil 2013. Vertis salienta ainda que com a localização favorável do estado – a proximidade com a Bacia de Campos, onde a maior parte dos empreendimentos vão se instalar; o ambiente de tecnologia de equipamentos submarinos muito grande no Rio; assim como a exigência de conteúdo local e as novas rodadas da ANP, a expectativa para novos negócios no estado é grande.
Brasileira leva programador lógico programável para a feira A Applied Consulting Engineers, especializada em instrumentação, controle e automação para indústria de óleo e gás, esteve na OTC 2013 com a delegação do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae). A empresa levou para a feira um simulador de sistema de controle baseado em um PLC (programador
lógico programável) de segurança, totalmente montado no Brasil, com conteúdo nacional superior a 90%. Segundo Nathan de Medeiros, gerente administrativo da companhia, o objetivo
da participação no evento foi dar mais visibilidade ao equipamento e apresentá-lo ao mercado brasileiro no Pavilhão Brasil. Fundada em 1988, a Applied Consulting Engineers fornece serviços de consultoria especializada em automação e controle de processos; desenvolve, ainda, novos produtos, soluções e gerenciamento para a indústria. TN Petróleo 89
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eventos - OTC 2013
Coquetéis reforçam interação
O networking também foi reforçado em um ambiente mais descontraído, na maratona de confraternizações e coquetéis realizados em Houston, promovidos em paralelo à OTC.
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brindo a agenda informal, no sábado, a Vicinary Cadenas promoveu seu terceiro evento consecutivo, e mais uma vez no Karamu Outpost, área do zoológico de Houston, onde a exibição de alguns animais exóticos e um caricaturista deram um toque diferenciado. Nesse ambiente informal, os convidados puderam curtir o belíssimo show da cantora Yvonne Washington e sua banda, que apresentaram sucessos pop, jazz e blues. No domingo, o concorrido e tradicional churrasco dos brasileiros foi realizado na residên-
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cia de Fernando e Rosa Frimm, no bairro de White Wing Lane, patrocinado pelo ABS Brasil e a empresa GustoMSC. A festa, que faz parte da agenda dos brasileiros que vão para a OTC há cerca de 20 anos, reuniu aproximadamente 200 pessoas. Já no segundo dia da feira, a norte-americana Cameron, fornecedora de equipamentos e sistemas para escoamento de petróleo e gás, promoveu no West Club do Reliant Stadium, um coquetel de confraternização. Na mesma data, a subsidiária do conglomerado americano Oil States International, que
completou 70 anos, reuniu seus convidados no salão de festas do Hotel Holiday Inn, em frente ao Reliant Park. No mesmo dia, o Grupo Keppel Offshore & Marine, de Cingapura, promoveu seu luxuoso coquetel no The Westin Galleria Ballroom, espaço para eventos dentro do shopping Galleria. O Grupo, que completou dez anos em 2012, reuniu equipes de todas as subsidiárias, inclusive da Keppel Fels Brasil, que expõe desde 2000 no Pavilhão Brasil. Como de costume, na quarta-feira à tarde, no próprio Reliant Center, aconteceu o clássico – e
OTC 2013 registra novo recorde de participantes
cada vez mais disputado – coquetel do Pavilhão Brasil, promovido pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis), Onip (Organização Nacional da Indústria do Petróleo) e Apex-Brasil. Finalizando os encontros, o ABS Group, que completou 150 anos em 2012, fez uma animada e calorosa recepção no Hotel Derek para cerca de 150 convidados, que tiveram diferentes tipos de cardápios para degustar, dentre eles, comida japonesa, crustáceos, carnes, massas e frios.
Residência dos Frimm: reunião de várias gerações de engenheiros navais
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eventos Rio Gas Forum 2013
Gás:
potencial de crescimento e grandes desafios por Maria Fernanda Romero
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Considerando basicamente os novos projetos do pré-sal, o Brasil pode triplicar para 120 milhões de m³/dia a oferta de gás ao mercado até 2020, segundo estimativa da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O mercado de gás no Brasil ainda está em fase de desenvolvimento e consolidação, mas a oferta de gás vem sendo ampliada. Apesar disso, a escassa infraestrutura de transporte, a ausência de uma política pública específica para o gás e a necessidade de novos trades foram alguns dos pontos levantados nas discussões da quarta edição do Rio Gas Forum, que debateu os rumos do mercado no Brasil e na América Latina, além das oportunidades e desafios da indústria.
Foto: Divulgação
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participação do gás natural na matriz energética brasileira é de 10,2%, de acordo com o Balanço Energético Nacional 2012, contra uma média mundial de 21,4%. Entretanto, os altos riscos e incertezas e os grandes volumes de investimentos necessários para o desenvolvimento de infraestrutura neste segmento ainda são as entraves desse setor no país. Tais temas foram os principais assuntos que permearam a quarta edição do Rio Gas Forum, promovido pelo grupo CWC em março no Copacabana Palace. De acordo com Luciana Rachid, gerente exe-
cutiva de Logística e Participações em Gás Natural (GE-LPGN) da Área de Gás e Energia da Petrobras, que fez a palestra de abertura do Rio Gas Forum 2013, no ano passado a produção nacional de gás natural cresceu 18%. A demanda média, estimulada, principalmente, pelo consumo termelétrico, foi de 74,5 milhões de m³/dia, volume 22% superior à média de 2011. Para atender esta demanda crescente, a Petrobras ampliou sua capacidade de regaseificação de gás natural liquefeito (GNL) para 27 milhões de m³/dia em 2012. Com a entrada em operação, em setembro deste ano, do Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL) da Bahia (TRBA), localizado na Baía de Todos os Santos, o Brasil terá capacidade de regaseificar 41 milhões m3/dia de GNL – volume maior que os 30 milhões m/ dia de gás natural da Bolívia. Luciana Rachid indicou que mesmo com o crescimento da oferta de GNL no Brasil após 2030, a Petrobras não pretende exportar gás. “Vamos ampliar nossa atuação na comercialização e transporte de GNL, mas não está em nossos planos a exportação dele. Não temos hoje essa previsão dentro do planejamento estratégico da Petrobras”, salientou. Em 2012, de acordo com a executiva, a estatal importou grandes volumes para atender a demanda interna, especialmente das térmicas que precisaram ser acionadas por conta da redução no nível de reservatórios de hidrelétricas. “Ao todo foram 45 cargas de GNL, das quais seis foram reexportadas, e cinco operações offshore nas quais as cargas foram redirecionadas para outros países antes de aportar no Brasil”, pontuou Rachid. A executiva ressaltou ainda que apenas em infraestrutura de transporte de gás natural, a Petrobras investiu cerca de US$ 16 bilhões no período 2007-2012, encerrando um importante ciclo de investimentos que resultou em uma malha composta por 9.190 km de gasodutos.
Na ocasião, Rachid informou que considera ainda prematura a ideia de o Brasil disponibilizar gás não convencional a preços compatíveis com o shale gas dos Estados Unidos no curto prazo. A gerente lembrou também do Programa Onshore de Gás Natural (Pron-gás), criado pela Petrobras em janeiro deste ano, visando identificar o potencial de gás natural em reservatórios convencionais ou não convencionais em bacias sedimentares terrestres e avaliar os custos para seu aproveitamento, considerando a sinergia com linhas de transmissão para atender usinas termelétricas e fábricas de fertilizantes nitrogenados.
Mercado mundial Para a Agência Internacional de Energia (AIE), o gás tem um papel crucial para a migração de uma economia de baixo carbono, sobretudo em substituição ao carvão, e deve crescer bastante sua participação no mix energético global. Capella Festa, especialista da AIE, informou que a perspectiva para demanda de gás no mundo é muito grande. “Até 2035 devemos ter novos exportadores de Gás Natural Liquefeito (GNL). Vamos diversificar o fluxo de comércio para as próximas décadas”, salientou. A executiva indicou que no Brasil as fontes de energia de maior crescimento até 2025 devem ser o gás natural e os renováveis. Na América do Norte, a AIE prevê que 80% do crescimento em gás não convencional ocorrerão somente depois de 2020, principalmente devido à falta de infraestrutura e indústria de serviços. Eric Eyberg, consultor da área de gás e energia da Wood Mackenzie, comentou sobre a mudança na integração e otimização do mercado de gás no Cone Sul, no qual cada país possui uma política para o inTN Petróleo 89
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eventos
Pemat O Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário (Pemat) será lançado neste primeiro semestre, de acordo com Symone Christine de Santana Araújo, diretora do departamento de gás natural do Ministério de Minas e Energia (MME) em palestra no evento. O plano está sendo elaborado em conjunto pelo MME, Empresa de Pesquisa Energética
É necessária a regulação Marco Tavares, presidente da Gas Energy, que discursou em um dos workshops que abriram o Rio Gas Forum 2013, alertou que o caminho da mudança regulatória do mercado de gás no Brasil ainda parece distante. “É necessário um novo mecanismo regulatório com uma nova dinâmica para o setor, como ocorreu com o setor elétrico na década passada, 94
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natural no Brasil. Symone Christine não revelou quais projetos estão contemplados no plano.
Mercado mineiro de gás
Foto: Agência Petrobras
sumo, o que gera preços elevados em nível mundial. Ele alerta que o Brasil deve trabalhar em direção a um mercado de gás livre, aplicando regras para os consumidores livres, com incentivos aos produtores e melhor infraestrutura. A incerteza do gás do pré-sal ofertado ao mercado foi outro assunto ressaltado pelo executivo que, segundo ele, é importante, mas apresenta taxa de reinjeção elevada. Eyberg apontou ainda que a consultoria prevê risco de esgotamento do gás boliviano em 2019, o que será um problema potencial para Brasil e Argentina. Ele sugeriu que os países devem estabelecer preços regionais para melhorar o mercado de gás.
(EPE) e ANP, com a contribuição da indústria, e trará um levantamento da necessidade da construção de dutos para o escoamento da produção de gás natural em solo brasileiro. “A primeira versão do plano foi concluída, recebemos os resultados preliminares da EPE, agora vamos discutir internamente e publicar no primeiro semestre”, disse. A partir do levantamento, as construções deverão ser viabilizadas por meio de licitações. A ideia é que o plano seja divulgado ano a ano. A criação do Pemat foi estabelecida a partir do decreto que regulamenta a Lei 11.909/09, a chamada Lei do Gás, que trata da produção, logística e estoque do gás atraindo investimentos”, afirmou. Assim, a Gas Energy está fazendo estudos sobre esse mecanismo e levará uma proposta ao governo federal. Tavares disse que o estudo leva em consideração que o gás natural no Brasil ainda está em fase inicial como participação no abastecimento da indústria, enquanto a infraestrutura não atende o potencial do mercado. “O gás natural representa cerca de 10% do consumo fabril. Hoje, o país está com declínio no consumo de gás no setor industrial com risco de afetar a competição da indústria. Esse é um mercado adicional que deve ser trabalhado, como substituição de outras fontes de energia”, concluiu.
O potencial do gás na Bacia do São Francisco, em Ibiaí, norte de Minas Gerais, motivou o estado de Minas Gerais a criar uma Minuta para abrir o mercado de gás, que deverá estar consolidada até o início do segundo semestre deste ano. A afirmação foi de Mônica Neves Cordeiro, secretária adjunta de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais e superintendente de gás da Cemig, durante participação no Rio Gas Forum. O governo mineiro acredita ser importante ter um ambiente institucional estabelecido e criar uma base regulatória que garanta a monetização do gás. “Há 29 poços exploratórios na Bacia do São Francisco e as empresas que estão explorando gás na região já investiram cerca de R$ 600 milhões. Temos boas condições para atrair empresas e garantir uma produção local”, enfatizou. A expectativa, segundo a secretária, é de que o fraturamento hidráulico – processo que serve para liberar o gás natural guardado nas rochas – no local tenha início ainda este ano. Segundo Dorothea Werneck, secretária de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais, também presente no encontro, Minas Gerais está dando total prioridade à exploração do gás no São Francisco e a expectativa é que uma estimativa de reserva seja apresentada já no primeiro semestre de 2014. Ela adiantou também que a opção do governo mineiro será de não estabelecer uma agência reguladora para o gás, sendo que a regulação será feita pela própria Secretaria.
gás: potencial de crescimento e grandes desafios
“Não vamos estabelecer uma agência reguladora para o gás. A regulação será feita pela Secretaria. Queremos estimular o investidor para a oferta e a demanda com base nas experiências de outros estados e países. Quanto menos burocracia, exigência, regra e norma, melhor”, pontua Werneck, que enfatizou ser contrária à discussão das questões do gás em conjunto com o petróleo ou energia elétrica nos leilões.
Potencial do gás offshore brasileiro Claudio Steuer, diretor da SyEnergy, consultoria de energia focada na estratégia de desenvolvimento de negócios e questões comerciais, falou sobre o grande potencial do gás offshore brasileiro para aumentar o suprimento de gás natural e a capacidade de geração no país. Steuer comentou sobre o potencial do Gás Natural Comprimido (GNC) marinho e o recente desenvolvimento de projetos de liquefação flutuante de pequena escala (GNLF), como o da Colômbia, que será o primeiro país do mundo a produzir 0.5 Mtpa de GNL em 2017. “O GNC marinho e a liquefação de pequena escala podem preencher uma importante lacuna na cadeia produtiva e logística viabilizando uma redução sensível da queima do gás natural no mar, assim como viabilizar produção de campos pequenos antes considerados
12ª Rodada A 12ª Rodada de licitações, com foco no desenvolvimento do potencial de recursos de óleo e gás não convencional, deve ser realizada antes de dezembro, afirmou Symone Christine de Santana Araújo, diretora do departamento de gás natural do Ministério de Minas e Energia (MME), durante o Rio Gas Forum. “O gás não convencional
inviáveis por motivos técnicos ou econômicos”, indicou. O executivo acredita que as tecnologias de gás offshore podem complementar os sistemas de produção de óleo e gás em águas rasas e do pré-sal. “O volume de gás de poços menores ou isolados podem ser coletados e entregues a sistemas flutuantes de produção de GNL de pequena ou maior capacidade, ou transportados para a costa. Um benefício adicional desta tecnologia é a possibilidade do aumento do número de fornecedores de gás natural no mercado brasileiro,” reforça. A SyEnergy atua junto aos principais fornecedores de tecnologia de gás offshore, e por ser uma firma independente, analisa em conjunto com seus clientes as diversas tecnologias e recomenda a que oferece melhor viabilidade técnica e econômica para seus clientes. Para Steuer, os principais desafios do setor de gás offshore não estão somente nos campos produtores, mas na necessidade dos principais agentes da indústria em desenvolverem as oportunidades, implantando um modelo de negócio inovador ao invés de apenas buscarem reduzir os custos da resolução dos problemas oferecidos pelo gás offshore.
Durante o último dia do evento, Ricardo Pinto, coordenador de Energia Térmica da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), indicou que a indústria brasileira de gás necessita de uma agenda para discutir o mercado,
objetivando equilíbrio e competitividade do setor no curto e médio prazo. Nesta direção, a Abrace, com o apoio de associações e entidades, lançaram em outubro do ano passado o +Gás Brasil. O projeto traçou um dos mais importantes diagnósticos do setor após ouvir mais de 60 entidades entre empresas, órgãos de governo, produtores, distribuidores e transportadores, consolidado pela consultora Monitor. Foram agregados ainda ao projeto, estudos técnicos desenvolvidos pela Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas (Fipe), Gas Energy, Harvard University, PSR e Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). “A iniciativa vai servir como agenda ao setor, mas a mudança é essencialmente técnica e precisa ser construída de forma abrangente, sustentável e articulando o aumento da oferta e demanda a partir de uma política nacional clara, desenvolvimentista e competitiva de forma global”, enfatizou Ricardo Pinto. O executivo ressaltou o alto preço do gás em comparação com outros mercados, como Estados Unidos, e seu impacto na competitividade da indústria nacional; a estagnação do consumo desde 2008; as perspectivas de aumento de produção para os próximos anos; e a necessidade de aumentar o número de produtores. De acordo com ele, o projeto +Gás Brasil fornece elementos im-
dessas áreas será fundamental para o desenvolvimento do país e muito importante para a oferta de gás da indústria, geração termelétrica e abastecimento do mercado em geral a preços cada vez mais competitivos”, pontuou. Ela adiantou que está entre as prioridades do MME o aproveitamento de gás associado a reservas de carvão – coal-bed methane ou CBM – e restringir, ao máximo, o excesso
de gás associado que acaba sendo queimado. As áreas ofertadas na 12ª Rodada serão as das bacias do Paraná, São Francisco, Parnaíba, Sergipe-Alagoas e Recôncavo. Symone Araújo afirma que não foram definidos aspectos sobre royalties, bônus de assinatura e participações especiais, mas informou que a regulação será semelhante à da 11ª Rodada, que ocorrerá em maio.
Política pública para o gás
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eventos portantes para que o país componha uma política pública tendo o gás como elemento de competitividade para a economia brasileira. Dentre eles, estão a necessidade de ampliação do suprimento, o aproveitamento de oportunidade ao consumidor livre proporcionando liquidez maior ao mercado, o avanço no que se refere ao gás não convencional, e os entraves do transporte como falta de transparência e tarifas adequadas. “Precisamos estimular uma oferta diversificada e mais competitiva para o gás”, conclui.
Novos trades no mercado brasileiro A Brix, plataforma eletrônica de negociação de energia elétrica, acredita que o Brasil precisa de mais players para produzir gás. Assim, segundo Marcelo Mello, CEO da Brix, o setor conseguirá aproveitar seu po-
tencial e expandir sua liquidez do mercado.“Da mesma forma como ocorreu com a energia elétrica, o desenvolvimento do mercado de gás requer o estabelecimento de um ambiente de forte competitividade, implicando em maior número de agentes atuando como vendedores, um segmento de comercializadores ativos e acesso garantido ao transporte e à distribuição”, afirma. Segundo ele, nestas condições, seria possível capturar índices de preços sendo negociados para o gás, assim como já é feito em relação à energia elétrica, para maior transparência, eficiência e segurança transacional ao mercado. Mello indicou também a necessidade do livre acesso à rede de transporte e distribuição (infraestrutura eficaz).
Tecnologias Durante o evento, a americana Honeywell UOP, especializada em tecnologias para refino de petróleo, processamento de gás, petroquímica e biocombustíveis, apresentou algumas de suas tec-
Fertilizantes para utilização de gás A Petrobras informou que está estudando investir na utilização de gás com foco significativo na área de fertilizantes. Segundo Carlos Augusto Arentz Pereira, gerente de Marketing de Gás Natural Liquefeito (GNL) da estatal, a alternativa atenderia os momentos sem grande demanda de gás por parte das termelétricas. Em 2012 o consumo de gás do mercado não termelétrico reduziu 1,3%, em comparação a 2011. “Apesar da crise e do cenário da economia nacional, o mercado tem se mantido razoavelmente estável e vem se desenvolvendo razoavelmente dentro de nossa expectativa”, afirmou. Ele comentou que a Petrobras tem buscado outras fontes de gás em terra, no entanto, qualquer descoberta em 96
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áreas representará grandes investimentos em infraestrutura e logística para esse gás chegar ao mercado. E disse ainda que a indústria de gás mundial está sob os efeitos da crise na zona do Euro e que os investimentos mundiais estão migrando para onde o gás está mais barato. Segundo ele, o momento é de incertezas e análises, com isso a indústria tem reavaliado onde serão feitos os investimentos. “A indústria exportadora de gás foi afetada. Além disso, temos o shale gas (gás de xisto) dos Estados Unidos e a entrada de novos players, como a Austrália, mudando o mercado de gás natural mundial”, opinou. O executivo ressaltou que a Petrobras é hoje um importante player no mercado mundial de trading de GNL e relembrou que no ano passado, a companhia teve recorde no número de cargas negociadas e ampliação do portfólio de companhias que negociam.
nologias para o mercado de gás. Dentre elas, as tecnologias de controladores e detectores fixos para detecção de gás, e plantas empacotadas de Gás Natural Liquefeito (GNL, Packaged NGL Plant), para monetização de gás. Marcos Veiga, diretor de Marketing e Planejamento Estratégico da Honeywell para América Latina, destacou ainda o sistema de membranas UOP SeparexTM, para processamento de gás natural em F PSO s e a tecnologia Twister BV, para desidratação de gás. Em agosto de 2011, a empresa abriu um escritório no Rio de Janeiro dedicado a serviços para o setor de petróleo e gás em toda a América Latina. Nele são desenvolvidos projetos, serviços de engenharia e suporte a processos tecnológicos, catalisadores, absorventes, equipamentos, e sistemas de controle e automação fornecidos pela Honeywell Process Solutions. Já a Aveva, empresa líder no fornecimento de soluções para detalhamento e gerenciamento de projetos de engenharia e informações, comentou sobre as principais soluções que a empresa fornece ao setor de óleo e gás no Brasil. Santiago Pena, vice-presidente sênior da Aveva para a América Latina, traçou um panorama da empresa no Brasil e explicou algumas das principais tecnologias que a companhia fornece ao país, o Aveva PDMS e o Aveva Marine, que se baseiam em processos comuns por meio de um único modelo de gerenciamento de informação e incrementam a eficiência do projeto e a redução de custos de engenharia e design.
Lloyd’s Register vai ampliar atuação no setor de óleo e gás Com 252 anos de existência, 15 mil clientes pelo mundo e há mais de cem anos no Brasil, a Lloyd’s Register, uma das maiores certificadoras mundiais, vai ampliar seus negócios no setor de óleo e gás este ano no Brasil. Foi o que afirmou o CEO da companhia, Richard Sadler, em entrevista exclusiva à TN Petróleo. por Rodrigo Miguez
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om três escritórios no Rio de Janeiro, São Paulo e Santos, e pequenas unidades específicas em algumas cidades como Curitiba e Macaé, a empresa considera 2013 o ano para se consolidar ainda mais no Brasil. O foco da empresa está em garantir a segurança das pessoas, do meio ambiente e dos equipamentos das companhias para as quais presta serviço. No Brasil, os principais clientes da empresa são a cadeia e os operadores offshore, tanto nos setores de perfuração como no de produção. De acordo com Richard Sadler, 2013 será um ano-chave para a companhia, principalmente pela expectativa de crescimento dos negócios no setor de energia. “Esse é um setor especial que vive um grande momento no Brasil, e por isso estamos fortalecendo nossa posição aqui”, afirmou Sadler. Em pleno processo de expansão, a Lloyd’s vem adquirindo companhias ao longo dos últimos anos – hoje fazem parte do grupo a Martec, ModuSpec, West Engineering e Scandpower, que atuam em sua grande maioria no setor de engenharia. “Ninguém faz trabalhos tão bons quanto essas empresas nas suas áreas específicas. Nossa atuação é única”, afirmou o CEO do Lloyd’s. Para ele, a principal
preocupação da empresa é com o bom funcionamento dos sistemas dos clientes, sua manutenção, melhoria de processos e de desempenho. “Nosso trabalho é sempre fazer o melhor, nos certificarmos de que todos os equipamentos estão de acordo e garantir aos nossos clientes que a operação deles irá andar normalmente, com o menor risco possível”, completou. Pensando no processo de trabalho como um todo, um dos focos da companhia no país está na qualificação constante de seus funcionários, para garantir que as certificações dadas pela empresa garantam que os equipamentos dos clientes estão nas melhores condições. Por isso, o grande desafio no momento é encontrar pessoas qualificadas. E
o problema não é específico do Brasil, também há falta de mão de obra especializada em algumas das mais de cem operações mundiais, como em Houston (EUA) e em Aberdeen (Escócia), afirma Richard. Segundo ele, há dificuldade sobretudo em encontrar engenheiros para trabalhar em áreas muito específicas, como refinarias de petróleo. Atualmente, a companhia gasta cerca de US$ 2 milhões por ano para promover a engenharia em escolas, levando estudantes de 11 a 15 anos em feiras de engenharia para mostrar a eles como funciona o trabalho do engenheiro, e assim, tentar chamar a atenção desses jovens para a profissão. Nos próximos cinco anos, a empresa espera passar de um faturamento de US$ 1,5 bi para US$ 2,2 bi, sendo que a maioria desses recursos serão provenientes do setor de energia e petróleo e gás: “Hoje, o setor energético é responsável por cerca de 32% dos nossos negócios”, assegurou. Sobre a segurança das operações em plataformas de petróleo, Richard Sadler afirmou que a mentalidade hoje é de 100% de segurança e risco zero. “Eu realmente penso que as companhias de petróleo estão preocupadas com as suas operações, e querem ter certeza de que não vai ocorrer quaisquer incidentes, pois seria ruim tanto financeiramente, quanto na questão da imagem e no impacto à sociedade”, finalizou. TN Petróleo 89
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eventos Publicação
Transição energética do gás no mundo é tema de livro Importante para compreender a dinâmica da indústria do gás no Brasil e no mundo, a publicação, lançada em março na sede do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) é de autoria de Edmar de Almeida e Marcelo Colomer, do Grupo de Economia da Energia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). por Maria Fernanda Romero
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livro trata dos motores do processo de mudança por que a indústria brasileira de gás está passando, mas também traz um panorama da situação internacional, em que o gás também se encontra em transição. Durante o lançamento, Marcelo Colomer lembrou que até a década de 1970 o gás era um ‘figurante’ e que o mesmo nasceu para ajudar a indústria do petróleo. A partir da década de 1980, os choques do petróleo que abriram espaço para as novas energias e as inovações tecnológicas contribuíram para a mudança na indústria do gás. “Inovações essas, como a disseminação das plantas de ciclo combinado do setor termelétrico, que abrem imenso espaço para o setor de gás se expandir no mundo; o aperfeiçoamento de tecnologias para o transporte de Gás Natural Liquefeito (GNL), como liquefação e regaseificação; e no caso dos países em desenvolvimento, a difusão do gás no uso veicular”, ressaltou. Segundo Colomer, essas mudanças estruturais e regulatórias foram determinantes para este novo momento da indústria de gás e fizeram de fato o gás se tornar um negócio. Alguns elementos que explicam a transição do gás no mundo são a descoberta dos reservatórios não convencionais, o descolamento do
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preço do gás, o gás competitivo frente ao petróleo, as pressões ambientais que favorecem o gás natural e as metas ousadas da participação do gás na matriz energética chinesa. “O gás não convencional pode ter um papel protagonista na transição energética. Entretanto, ainda persistem muitas incertezas quanto à dinâmica econômica, política e regulatória da indústria do gás”, informou ele. Na ocasião, o pesquisador Edmar de Almeida falou sobre a situação brasileira do gás, reestruturada recentemente. Apontou que a indústria nacional de gás teve um desenvolvimento tardio e foi caracterizada por três questões básicas: a escassez de gás doméstico e dependência das impor-
tações, o papel central da Petrobras na estruturação da cadeia produtiva, e a inserção do gás na matriz elétrica através de usinas térmicas que operam em complementação à produção hidrelétrica. “O gás natural também pode ser uma ótima oportunidade para o Brasil. Pelo lado da oferta, devido ao grande potencial das bacias terrestres com novas tecnologias e ao pré-sal. E pelo lado da demanda, contribuindo para melhorar a eficiência energética, aumentar a competitividade da indústria e melhorar a segurança do abastecimento elétrico”, indicou. No entanto, Almeida disse que a oferta doméstica só será abundante se a produção de gás natural for um negócio interessante e rentável para as empresas. E os desafios são a criação de um novo modelo: uma política para promoção do investimento em produção e transporte de gás, o acesso competitivo aos mercados existentes e a melhoria das condições da inserção do gás na geração elétrica. “O gás tem que sair da lógica de subproduto. Com dois ingredientes, acreditamos que conseguiremos avançar nesses desafios: falta vontade política e regulação forte”, enfatizou. Essas foram algumas das motivações que levaram os pesquisadores à feitura do livro. A publicação, da Editora Synergia, contou ainda com o apoio da Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado do Rio de Janeiro (Faperj).
Congresso de CO2
Sete países e 67 trabalhos A segunda edição do Congresso Brasileiro de CO2 discutiu os desafios e as oportunidades do dióxido de carbono na indústria, principalmente no setor de petróleo e gás. Durante o evento, foram apresentados 67 trabalhos de sete países, que foram vistos por mais de 200 pessoas, em sua maioria membros do setor empresarial brasileiro. por Rodrigo Miguez
Fotos: Divulgação
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a abertura, o diretor de exploração e produção (E&P) da Petrobras, José Miranda Formigli, apresentou a visão da companhia a respeito das oportunidades e desafios do CO2. Durante o evento, assuntos como captura, armazenamento geológico, uso, transporte e gerenciamento de risco foram discutidos pelos especialistas do setor. A participação de empresas importantes do porte de Petrobras, Braskem, BG Brasil e Schlumberger foi o ponto chave e o que mostrou a relevância do tema. Também estiveram presentes ao evento entidades como a Coppe/UFRJ e diversas universidades do Brasil, com palestras e trabalhos. Para Raimar van den Bylaardt, presidente do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT) e gerente de Tecnologia do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP), o evento foi importante sobretudo pela troca de experiências e pela apresentação de
trabalhos de grande relevância que serão utilizados no futuro. “Atingimos nosso objetivo porque tivemos a participação do segmento empresarial. Além disso, os trabalhos esse ano foram excelentes em termos de conteúdo e já trazendo resultados”, afirmou Raimar. “As empresas participaram de forma efetiva do evento, falando dos problemas do setor de forma aberta e franca. O balanço foi muito positivo”, concluiu. Nesta edição foi eleito o melhor trabalho técnico apresentado ao longo do evento: “Avaliação da incorporação de sílica ativa em pastas de cimento Portland Classe G para poços de
petróleo e gás natural e armazenamento geológico de carbono”, feito por Daniel Hastenpflug, Martiano Krusciel de Moraes, Eleani Maria da Costa, Jairo José de Oliveira Andrade e Felipe Dalla Vecchia, todos integrantes da Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul (PUC-RS). O evento contou ainda com a presença de palestrantes internacionais como Philipe Llewellyn, da Universidade de Marseille, Darrem Broom, da Hiden Ischema, Laurent Normand, da Prosernat, e Kamel Bennaceur, vice-presidente da Schlumberger. TN Petróleo 89
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eventos
Os desafios da educação na engenharia do petróleo
Educação na engenharia do petróleo em debate
A falta de engenheiros no mercado de óleo e gás, a qualidade do ensino e os investimentos internos por parte das empresas na complementação da formação de seus funcionários pautou o workshop ‘Os desafios da educação na engenharia do petróleo’, realizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e a Society of Petroleum Engineers (SPE)/Seção Brasil, no dia 25 de abril, no Rio de Janeiro. Os painéis realizados abordaram currículo mínimo, interação entre universipor Karolyna Gomes dades e empresas e a integração entre as instituições de ensino superior.
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evento, que reuniu representantes de instituições acadêmicas e empresas – como o gerente geral da Universidade Petrobras, José Alberto Bucheb; o diretor do Centro de Tecnologia Halliburton no Brasil, Doneivan Ferreira; o vice-reitor da PUC-Rio, o professor Luiz Scavarda do Carmo; o presidente do IBP, João Carlos de Luca; o presidente da SPE/Seção Brasil, Farid Shecaira, entre outros –, teve como foco áreas e temas fundamentais para a qualificação das futuras gerações de engenheiros de petróleo, que deverão atender às expectativas dessa indústria, propondo soluções criativas para as novas fronteiras de exploração. Alberto Bucheb (foto), que participou da mesa de abertura do evento, destacou a importância acadêmica da Universidade Petrobras na formação de engenheiros com foco nas necessidades da estatal. “A capacitação dos empregados da Petrobras tem sido um importante fator para o aumento das reservas e da produção de petróleo no país e contribui para que a empresa seja uma das líderes nas atividades de perfuração e produção em águas profundas”, reforçou. Segundo ele, a companhia possui atualmente cerca de 2.700 engenheiros de petróleo e, em média, estes profissionais somaram 190 horas de treinamento ao longo de 2012. “As principais áreas de atuação do engenheiro de petróleo da Petrobras são engenharia de poço, engenharia de
reservatórios, elevação e escoamento e operação da produção”, afirmou. O diretor do Centro de Tecnologia Halliburton no Brasil, Doneivan Ferreira, informou que a empresa investiu cerca de US$ 600 milhões em pesquisas tecnológicas em 2012. “Pretendemos superar o valor para este ano”, assegurou. A empresa, prestadora de serviços para exploração e produção de petróleo, irá inaugurar em julho deste ano sua unidade de pesquisa para o desenvolvimento de novas tecnologias para o setor de petróleo e gás no Parque Tecno-
lógico do Rio de Janeiro, localizado na Ilha da Cidade Universitária da UFRJ. “Serão mais de 7.000 m2 de laboratórios para trabalhar em toda a parte de desenvolvimento tecnológico para águas profundas, bacias maduras e não convencionais”, concluiu Ferreira. Além de chamar a atenção para a profusão do número de cursos de engenharia credenciados, o evento também abordou a necessidade de o mercado contar com professores que possuam um perfil de atuação na indústria, a reestruturação do currículo da engenharia de petróleo nas universidades, a integração maior entre empresa e instituição acadêmica, e a facilitação do estágio curricular.
FPSO Congress Brazil
Novas tecnologias para os FPSOs Com os grandes investimentos focados na exploração e produção de petróleo e gás em águas profundas, o FPSO Congress Brazil, realizado no Rio de Janeiro, em abril, foi o primeiro fórum especialmente dedicado a unidades flutuantes de armazenamento e transferência (em inglês Floating Production Storage and Offloading, FPSO), no qual foram apresentadas palestras sobre tecnologias de ponta, operação e manutenção, gestão e outros aspectos relevantes sobre estas embarcações offshore. por Rodrigo Miguez Foto: Divulgação
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entre os principais assuntos debatidos no encontro estavam os desafios e oportunidades dos empreendimentos offshore, o potencial brasileiro nessa indústria, o horizonte de crescimento do setor de FPSO e a oportunidade de investimentos externos no país. Os executivos que participaram do evento foram categóricos em afirmar que o desenvolvimento das tecnologias pela indústria é fundamental para a expansão e a competitividade com outros países fortes no setor, como Cingapura. Segundo Augusto Mendonça, presidente da Associação Brasileira das Empresas do Setor Naval e Offshore (Abenav), a indústria naval se recuperou nos últimos dez anos puxada principalmente pelo setor de óleo e gás. Essa recuperação se deveu graças aos investimentos das empresas, que favoreceram o crescimento da indústria e ajudaram a assegurar os níveis de conteúdo local. Para expandir ainda mais o setor, Mendonça afirmou que há planos de iniciar exportações de equipamentos para o México e
África, numa iniciativa para criar um mercado internacional para as empresas brasileiras do setor. Para Danilo Freitas, diretor-geral do Centro de Excelência em EPC (CE-EPC), é importante focar no desenvolvimento da engenharia, para atender cada vez melhor as necessidades da indústria local. “Uma engenharia bem desenvolvida dá ao país competitividade não só local, mas também em nível internacional”, afirmou. Uma das tecnologias apresentadas durante o congresso foi o V Cone, da empresa McCrometer, utilizado na medição de vazão por pressão diferencial em dutos da indústria de óleo e gás. Atualmente já há mais de 75 mil equipamentos instalados ao redor do mundo.
O V Cone tem vantagens como um medidor com menos perda de carga, redução de custo nos quesitos de instalação, peso e espaço, e o seu formato não prejudica a medição da vazão. Para José Luiz Rodrigues da Cunha, gerente de Construção e Montagem de Módulos da Petrobras, os principais desafios desse setor são o desenvolvimento e a aplicação de processos de alta produtividade, atender os prazos, reduzir o índice de reparos, atender aos requisitos técnicos e ao emprego de materiais especiais. Apesar disso, Cunha lembrou que os estaleiros nacionais estão investindo em novas tecnologias, além de utilizarem equipamentos compatíveis com suas necessidades.
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perfil profissional
Um engenheiro de negócios Presidente da Tridimensional Engenharia e sócio de outras empresas, além de membro de importantes associações setoriais, o engenheiro mecânico Antonio Müller se destaca pela diversidade, tanto em organizações das quais faz parte, como também pela trajetória profissional na qual descobriu a por Rodrigo Miguez vocação para ‘engenheiro de negócios’.
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Fotos: Banco de Imagens TN Petróleo
os 70 anos, o engenheiro mecânico Antonio Ernesto Ferreira Müller continua com a mesma energia que o motivou a apostar na diversidade, em quase meio século de trajetória profissional, desde que começou a estagiar em Furnas, quando ainda estudava na Universidade do Estado do Rio de Janeiro (Uerj), em 1966. Ao se formar e receber duas propostas de trabalho, uma para integrar definitivamente os quadros de Furnas Centrais Elétricas e outra para trabalhar na Ford, não teve dúvida, decidiu ficar na área de energia, da qual nunca mais saiu, ainda que tenha atuado em diversos segmentos desse setor. Além de ser um dos fundadores e presidente da Tridimensional Engenharia, especialista em óleo e gás, mineração, metalurgia e siderurgia, papel e celulose, química e petroquímica e termeletricidade, é sócio fundador da investidora AEM Capital, junto com o filho. Também tem sociedade com a norte-americana Deepflex, e com a mineradora canadense Largo Resouces. Müller já foi ‘petroleiro independente’, como membro do conselho de administração da Starfish Oil&Gas (2003 a 2008), que produziu petróleo no campo de Coral, na Bacia de Santos, na costa catarinense. A empresa foi adquirida mais tarde pela Sonangol, que vem expandindo suas operações no país. Atento às oportunidades de mercado, em função das exigências de conteúdo nacional no setor de óleo e gás, está negociando a participação em mais duas empresas do setor offshore: uma de plataformas de perfuração, projeto e fabricação, e outra de comissionamento.
Múltipla representatividade Essa multiplicidade de interesses de Müller está refletida nas entidades das quais participa ativamente: é presidente de duas associações brasileiras, a de Engenharia Industrial (Abemi) e para Desenvolvimento das Atividades Nucleares (Abdan), além de integrante do conselho de outras duas – a da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib) e da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq). Também é membro do Conselho de Administração da Indústria Brasileira de Qualidade Nuclear (IBQN) desde 1995, e do Comitê de Exploração e Produção do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP), desde 2006. 102
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“Essas associações são muito importantes para o mercado, pois elas promovem fóruns de discussões, avanços tecnológicos e melhorias de competitividade do mercado”, explica este paulistano de nascimento (é natural de São Paulo), mas carioca da vida inteira, pois os pais se mudaram para o Rio quando ele tinha apenas 2 anos de idade. Antonio Müller também é vice-presidente do Centro de Excelência em EPC (CE-EPC), criado há apenas cinco anos pela Petrobras e outras petroleiras, além de empresas do setor, com a missão de melhorar a competitividade na indústria, com foco inicial no óleo e gás. “Mas já está em estudo a ampliação da atuação do centro para outros segmentos da indústria”, acrescenta o executivo. “O CE-EPC tem como uma de suas principais missões desenvolver trabalhos e projetos em parceria com as empresa, tendo como objetivo promover a qualificação contínua do setor epecista”, observa Müller, que ocupou o cargo principal da entidade durante dois anos (2011-12). Um dos projetos executados em sua gestão foi a criação de contratos balanceados ou contratos padrão para serem adotados pelas empresas do setor, seguindo um modelo que já acontece na Noruega. O modelo do projeto já está pronto e será testado e avaliado pelos associados.
Rota da energia Para chegar até esse patamar, ocupando posições importantes em empresas e associações, o engenheiro mecânico afirma ter percorrido um caminho de muito aprendizado. Após a formatura, quando fez a opção por Furnas, Müller já começou a trabalhar em projetos emblemáticos na área de energia, como a implantação da usina termelétrica de Santa Cruz, no Rio de Janeiro. Iniciada na década de 1960, a usina foi fundamental para a interligação do sistema elétrico do Rio de Janeiro às demais regiões do Brasil. A primeira unidade entrou em operação comercial em setembro de 1967, tendo sido inaugurada, oficial-
Nasceu em São Paulo, mas foi criado no Rio de Janeiro desde os 2 anos de idade.
responsável pela parte de projeto e suprimentos que seriam fornecidos por indústrias estrangeiras, uma vez que o país estava dando os primeiros passos no setor nuclear. Ele ficou no escritório norte-americano de Furnas por dois anos e meio, vindo sempre ao Brasil para acompanhar a implantação da usina. Como superintendente do empreendimento Angra 1, 2 e 3, foi responsável pelas áreas de engenharia, garantia da qualidade, construção, montagem e comissionamento do empreendimento, entre 1966 a 1980. Angra 1 começou a operar em 1985, e a segunda, iniciada em 1981, foi inaugurada em 2001, estando prevista para 2015 a usina Angra 3.
Tem 70 anos.
Desafios e sustos
Seu hobby é ler, beber um bom
“Trabalhar na construção da usina foi um grande desafio, porque não havia acesso por terra até o canteiro de obras. O único meio de se chegar até a região era de avião monomotor, que pousava em uma pista de terra e de lá ia para o Hotel do Frade, onde ficava hospedado”, lembra o engenheiro. “Para se ter ideia da falta de infraestrutura, a energia do hotel vinha de um motor de Volkswagen ligado a um gerador. Para ir para a obra, até a lancha era um meio de transporte mais confiável”, diz Müller, contando que às vezes, quando o mar estava muito bravo, não dava para voltar para o hotel e ele dormia no escritório da usina mesmo. “Lembro que na época eu avisava à minha esposa que não sabia se voltava quarta, quinta ou sexta, pois dependia das condições do acesso. Era uma aventura”, diz sorrindo. “Angra foi um projeto marcante porque eu tinha menos de 30 anos, com um volume grande de recursos (cinco bilhões de dólares) para gerenciar. Mas graças a Deus, me saí muito bem, pois contei com uma excelente equipe”, completa. Müller lembra ainda da visita que fez, nesta época, a uma usina no Irã, que estava sendo construída pelo mesmo grupo alemão responsável pela usina de Angra, no Bra-
vinho, e escutar uma boa música. Gênero de música preferido, a clássica. Gosta muito de livros sobre vinho e petróleo – O segredo da Santa Vitória é interessantíssimo. O melhor lugar para descansar? Suíça, onde tem parentes. Mas sempre que pode sobe a serra e vai para sua casa em Teresópolis. Dos últimos filmes que viu, gostou de Meia-noite em Paris, de Woody Allen. mente, em 11 de maio de 1968, as I e II. Como a divisão de térmicas de Furnas era recente, Antonio Müller foi a segunda pessoa contratada para trabalhar no setor. Logo depois, o governo tomou a decisão de construir uma usina nuclear, entregando a responsabilidade deste projeto a Furnas. Chamado para trabalhar neste empreendimento histórico, o engenheiro participou da preparação do edital à análise das propostas e implantação do projeto. Graças a esta missão, foi enviado para o escritório de Furnas em Nova York (EUA), como gerente
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perfil profissional sil. Durante o período que ele ficou lá, estava começando a revolução iraniana e acabou vendo a usina incendiada pelos revolucionários que se opunham ao regime do Xá Reza Pahlavi, que fugiu em 1979, quando o Aiatolá Ruhollah Khomeini assumiu o poder. “Foi um susto, mas no final tudo terminou bem. Conseguimos sair depois de uma hora de negociação e passamos 24 horas no aeroporto. Fomos para Teerã e, depois, para Frankfurt, na Alemanha”, conta. Com a experiência consolidada neste setor, acabou tornando-se presidente da Latin American Section of the American Nuclear Society, de 1979 a 1981.
Vida no exterior Quando foi trabalhar pela primeira vez no exterior, por Furnas, Antonio Müller passou pela difícil experiência de se separar da família, pois a esposa ficou no Brasil, com os filhos. “A comunicação na época não era tão fácil como nos dias atuais”, lembra o engenheiro, que aproveitou para fazer cursos de especialização de gerenciamento de empreendimentos, inclusive na área de projetos nucleares – o que o ajudou a atenuar a solidão. Na segunda vez, ainda por Furnas, a família toda foi junto e Müller ficou mais dois anos e meio em Nova York. A adaptação foi bem tranquila – seus filhos tinham 5 e 3 anos, e com quatro meses já estavam falando fluentemente o inglês... sendo que o mais novo aprendeu espanhol com a vizinha argentina! Quando decidiu que era hora de voltar para o Brasil, recebeu de duas empresas americanas convites para ficar. Ele titubeou, mas a esposa argumentou: “Aqui, por melhor que você seja, vai ser sempre um estrangeiro.” Ele acabou não aceitando nenhuma proposta e continuou a trabalhar em Furnas.
Engenharia da vida Em 1980, foi contratado pela Promon Engenharia, empresa na qual trabalhou durante mais de 15 104
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tivo e sócio da Promon Tecnologia, onde ficou por mais por oito anos, até se aposentar, em 1999.
Negócio próprio
anos, primeiramente nas áreas de energia nuclear e elétrica, passando depois pelo setor industrial, responsável por óleo e gás, siderurgia e mineração. De superintendente de Operações e Mercado passou a diretor da Promon Engenharia (1980 a 1987), quando deu início à sua trajetória no setor de óleo e gás e petroquímico. N a Pr o m o n , t r a b a l h o u e m projetos importantes como a implantação do Polo de Camaçari, na Bahia, primeiro complexo petroquímico brasileiro com início das operações em 1978, hoje abrigando quase uma centena de plantas industriais. Apesar do sucesso profissional, o inquieto engenheiro queria avançar mais na carreira e trabalhar com EPC (Engineering – Engenharia, Procurement – Suprimento & Construction – Construção), o que a Promon ainda não fazia – em Camaçari a empresa respondia apenas pela parte de engenharia. Em 1987, acabou indo para a atual ABB Setal-Lummus Engenharia e Construção S/A. Lá, ocupou o cargo de vice-presidente de Desenvolvimento de Negócios, onde pôde enfim trabalhar com EPC. Sua experiência nesse segmento e em óleo e gás fez com que a Promon o convidasse a retornar, para trabalhar na implantação do EPC na empresa, como diretor de engenharia e, depois, diretor execu-
Decidido a não parar, Müller ainda topou assumir a vice-presidência de Estratégia e Desenvolvimento de Negócios da Inepar S/A Indústria e Construções, onde ficou até 2002, ano em que criou a sua primeira empresa, a AEM Capital, que vem realizando investimentos no setor de óleo e gás (o primeiro deles, na Starfish). Ao ver as oportunidades de negócio nesse segmento, ele e o filho Marcelo decidiram abrir a Tridimensional Engenharia, visando o nicho de obras médias de R$ 100 milhões até R$ 200 milhões, que estava nas mãos de poucas empresas. O primeiro projeto foi a cogeração a vapor da Refinaria Gabriel Passos (Regap), em Betim (MG). “É uma das mais bonitas obras de cogeração do país”, diz, orgulhoso. Hoje, a Tridimensional está fazendo um CDA (Centro de Defesa Ambiental) na Refinaria Duque de Caxias (Reduc), e acaba de ganhar um trabalho na Refinaria de Capuava (Recap). “Queremos fazer EPC com tecnologia”, destaca. Em 2011, Antonio Müller entrou como sócio da Deepflex, empresa de tubos flexíveis sediada em Houston (EUA). Hoje, é o segundo maior acionista do negócio que deve se expandir com a construção de mais uma fábrica na região do Golfo do México e outra no Brasil. Diante de tantas atividades, muitos perguntam como ele consegue tempo para tudo. Antonio Müller explica que sempre tem uma equipe de profissionais trabalhando junto com ele, então, dá para conciliar tudo, sem problemas. “Sozinho, você vai mais rápido. Com uma boa equipe você vai mais longe”, conclui, afirmando que mesmo com toda a experiência adquirida, ainda tem muita coisa a fazer na carreira.
Ano 4 • nº 27 • maio de 2013 • www.tnsustentavel.com.br
Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem Editorial
Divulgar é preciso A entrevista dessa edição do caderno me inspirou a pensar sobre a importância da divulgação das coisas num mundo hiperinflacionado em informação e sobre o nosso papel de mídia num segmento que infelizmente ainda caminha de lado no Brasil. O volume de informação a que somos submetidos é imensamente superior ao que podemos absorver e processar. Por isso o nosso trabalho aumenta em responsabilidade e o desafio de selecionar o que realmente importa e merece destaque é imenso. O nosso entrevistado Luiz Fernando Rodrigues nos diz que as leis de incentivo são um excelente beneficio para as empresas, mas que elas não ainda não têm conhecimento disso. Segundo ele, os incentivos fiscais são utilizados como instrumentos de políticas de desenvolvimento, e existentes no mundo todo, os incentivos fiscais representam um grande potencial em benefícios para a sociedade. Mas, no Brasil o uso deste recurso ainda esbarra na falta de profissionalização de proponentes, elevado grau burocrático e baixa divulgação por parte dos governos. Em outras vias, fomos buscar também quem anda fazendo a diferença entre as micro e pequenas empre-
sas que formam grande parte da nossa cadeia produtiva. Encontramos o MPE Brasil, Prêmio de Competitividade para Micro e Pequenas Empresas que reconhece aquelas que mais se destacaram em 2012 por suas práticas de Responsabilidade Social. A CTC Ambiental foi premiada na etapa Nacional. A premiação homenageou os empresários e líderes das MPEs brasileiras que possuem as melhores práticas organizacionais e capacidade empreendedora. O nosso filtro também funcionou para trazermos o fundador da ONG R20, o ator Arnold Schwarzenegger que firmou parcerias com instituições brasileiras e estrangeiras no Rio de Janeiro. Criada em 2010, com o apoio da ONU, a R20 ajuda estados, províncias, regiões e governos de todo o mundo a desenvolver, aplicar e divulgar, como nós, projetos voltados para a economia sustentável. Assim, caros leitores, essa é apenas uma amostra do que consideramos relevante para sua informação nessa edição. Esperamos que o nosso filtro tenha sido útil. Boa leitura e até a próxima! Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo
Sumário
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Compromisso com a gestão sustentável de resíduos sólidos
Responsabilidade Social merece prêmio
O desafio de licenciar os blocos da Margem Equatorial brasileira
Instituto Ethos
Premiação MPE Brasil
Artigo: Maria Alice Doria
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suplemento especial
Entrevista especial com Luiz Fernando Rodrigues, consultor sobre Incentivos Fiscais e Responsabilidade Social
Incentivos fiscais:
um potencial a ser explorado
Utilizados como instrumentos de políticas de desenvolvimento, e existentes no mundo todo, os incentivos fiscais representam grande potencial em benefícios para a sociedade. Mas, no Brasil, o uso deste recurso ainda esbarra na falta de profissionalização de proponentes, elevado grau burocrático e baixa divulgação por parte dos governos. por Karolyna Gomes
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zar de nenhum dos incentivos fiscais (federal, estaduais ou municipais), salvo as microempresas e empresas de pequeno porte que podem usufruir da “Lei do Bem”. No ICMS e ISS, todas as demais têm o direito, desde que tenham imposto a pagar e estejam em dia com suas obrigações.
TN Petróleo – Quais os benefícios que os incentivos fiscais podem trazer tanto para empresas como para sociedade? Luiz Fernando Rodrigues – O incentivo fiscal é uma relação entre o fisco e contribuinte, mais a renúncia fiscal de determinado tributo. Como todos os incentivos estimulam programas, projetos e ações de segmentos estratégicos associados a políticas públicas específicas, os benefícios são para toda a sociedade. Para as empresas, os benefícios em geral são atraentes, dentre os quais destaco os seguintes: fiscal e financeiro, imagem corporativa, exposição positiva da marca, endomarketing, apoio a projetos voltados para a responsabilidade social e sustentabilidade, relações governamentais e comunitárias. Cabe destacar que pessoas físicas também podem usufruir de alguns incentivos que 106
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Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
despeito das grandes cifras – somente a Lei Rouanet movimentou algo em torno de R$ 1,2 bilhão, em 2012, segundo dados do Ministério da Cultura –, as empresas e pessoas físicas pouco utilizam a maioria dos incentivos fiscais disponíveis. “Para mudar esta realidade, é necessário gerir de forma eficiente esta ferramenta, que estimula programas, projetos e ações”, destaca o consultor Luiz Fernando Rodrigues, em entrevista exclusiva à TN Petróleo.
permitem abatimento na Declaração do Imposto de Renda. Os incentivos funcionam da mesma forma para todos os tipos de empresa? As regras variam de acordo com o porte e da sua escolha pelo regime fiscal, independentemente do setor. No caso do Imposto de Renda, somente as empresas optantes pelo regime de Lucro Real (anual ou trimestral) podem optar pelos incentivos fiscais. As empresas optantes pelo Simples não podem go-
E para empresas nacionais e internacionais, as regras são as mesmas? As empresas do setor de petróleo e gás dispõem de muitas oportunidades interessantes de usar as leis de incentivo em suas cidades-sedes e regiões produtoras, envolvendo as Leis de Incentivo do ISS (prestadoras de serviço) e do Imposto de Renda. Ainda hoje existe uma baixa utilização dessas leis. Quais os principais motivos? Existem diversos motivos com destaque para: 1) a burocracia que envolve a concessão dos incentivos; 2) o desconhecimento das Leis e seus potenciais usos; 3) a diversidade de Leis, percentuais, bases de cálculo e efeitos contábeis e fiscais; 4) a falta de gestão dos incentivos fiscais potenciais; e 5) o receio de “chamar a atenção” da fiscalização. Como reverter esse quadro?
Os proponentes deveriam se profissionalizar cada vez mais para elaborar, captar recursos e prestar contas dos projetos incentivados. Os governos deveriam simplificar as Leis de Incentivo, promover uma maior divulgação e facilitar a que todas as empresas pudessem ter acesso independentemente de seu regime tributário. As empresas deveriam “valorizar” e conhecer bem mais a fundo todo o potencial que as leis oferecem de retorno para seu negócio e para a sociedade. Pode-se dizer que o Brasil tem um bom pacote de incentivos? Como a legislação tributária brasileira é muito complexa e com a diversidade de incentivos fiscais existentes nos âmbitos federal (Imposto de Renda), estadual (ICMS) e municipal (ISS e IPTU), cada um tem uma legislação e processo burocrático específico. No entanto, o mesmo projeto capta recursos de algumas leis nos três âmbitos, de forma simultânea, como na Cultura e no Audiovisual. O pacote não é ruim, mas acaba criando dificuldades e limitações, que comprometem sua eficácia. Temos incentivos para segmentos como da Cultura, Audiovisual, Esporte, Social, Saúde e Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação Tecnológica, sendo os do Imposto de Renda, seguido do ICMS, os que movimentam os maiores volumes de recursos. Nos Estados Unidos, por exemplo, existe um processo mais simples de incentivo fiscal que permite a isenção direta do imposto de renda devido ao Tesouro Americano de até 10% da renda tributável antes da dedução da doação para ações sociais, inclusive, para fora do país através da chamada “Lei da Caridade” – Sessão 501 (c) (3). As empresas brasileiras com filiais nos Estados Unidos também podem gozar desse benefício financiando projetos sociais no Brasil via uma ONG americana. Temos uma cifra aproximada de quanto essas ferramentas movimentam na economia brasileira? Quanto deixa de ser movimentado?
Os valores são significativos. Por exemplo, no Imposto de Renda anualmente os incentivos fiscais movimentam em torno de R$ 1,2 bilhão na Lei da Cultura conhecida como Lei Rouanet (Lei 8.313/91), de R$ 265 milhões na Lei do Audiovisual (Lei 8.685/93), de R$ 211 milhões na Lei do Esporte (Lei 11.472/06), e R$ 1,4 bilhão na Lei de Pesquisa/Inovação (Lei 11.196/05) conhecida como a Lei do Bem. Além dessas, temos outras movimentações expressivas como as doações para os Fundos do Idoso (Lei 12.213/10), para os Fundos Federal, Estaduais e Municipais da Criança e dos Adolescentes (Lei 8.242/91), Lei da Oscips – Organizações da Sociedade Civil de Interesse Público e de entidades civis sem fins lucrativos com certificação de Utilidade Pública Federal (Lei 9.249/95), para o Programa Nacional de Apoio à Atenção Oncológica/Pronon (Lei 12.715/12), para o Programa Nacional à Atenção à Pessoa com Deficiência/Pronas/PCD (Lei 12.715/12), para Ensino e Pesquisa (Lei 9.249/95) e para o Programa Empresa Cidadã/Lei da Maternidade (Lei 11.770/08). Em todos esses incentivos existem baixa captação em relação ao total da renúncia fiscal aprovada pelo governo federal anualmente. Existe um grande potencial de crescimento que pode ser dimensionado pelo seguinte: apenas 5% das 400 mil empresas que podem investir optam pela Lei Rouanet e 30% dos projetos aprovados captam recursos (Ministério da Cultura); 767 empresas foram habilitadas para usar a Lei do Bem diante de um potencial de sete mil empresas ( MCTI, 2012); apenas 2% das empresas que atuaram no social fizeram uso dos incentivos fiscais (Ipea). Existe também movimentação numa escala menor nos incentivos do ICMS e ISS/IPTU. O que são os ‘novos incentivos fiscais’? Essas novas regras trazem mudanças positivas? Hoje existem tramitando nos níveis federal, estadual e municipal várias
propostas de novas de Leis de Incentivo muito interessantes, envolvendo a saúde, educação, mudanças climáticas, meio ambiente e sustentabilidade, que podem e devem ser acompanhadas pelas empresas. Dentre elas, destaco a da nova Lei de Cultura Procultura (PL 6.722/10) que deverá substituir a Lei Rouanet. Elas podem vir a somar com mais alternativas aos incentivos existentes, como aconteceu com a saúde no ano passado, quando foram criados os seus primeiros incentivos. O que precisaria acontecer para que as empresas se utilizassem mais dessas ferramentas? Com base em minha longa experiência empresarial, acredito que a melhor forma seja buscar ter uma gestão eficiente dos incentivos fiscais. Para tanto, uma solução simples seria a empresa criar um Comitê de Incentivos Fiscais, com representação de todos os departamentos e no qual cada um teria o seu papel definido; e haveria uma decisão conjunta na definição da estratégia, das políticas e das prioridades envolvendo a seleção e destinação dos recursos incentivados. É muito importante que esse comitê tenha um coordenador focado no acompanhamento interno e externo das oportunidades mais eficazes. Algumas empresas já estão adotando este formato e obtendo excelentes resultados comprovando ser este um bom instrumento de gestão. Como você avaliaria a evolução dos incentivos fiscais? Acredito que de um modo geral todos os incentivos fiscais em vigor que foram implementados a partir da década de 1990 têm dado um resultado positivo para a sociedade, para as empresas e fortalecido as políticas públicas. No entanto, alguns aperfeiçoamentos e ajustes nas leis deveriam acontecer com mais frequência através de avaliações críticas e periódicas. Algumas leis poderiam ter apresentado melhores resultados e contribuições caso esta simples e eficaz iniciativa tivesse sido tomada. TN Petróleo 89
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suplemento especial
Ethos: Carta de Compromissos pela Gestão de Resíduos Sólidos
Compromisso com a gestão sustentável de resíduos sólidos
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om as presenças de José Goldemberg (presidente do Conselho de Sustentabilidade da Fecomércio-SP), Jorge Abrahão (presidente do Instituto Ethos), Simão Pedro Chiovetti, secretário municipal de Serviços; Bruno Covas, secretário estadual de Meio Ambiente, e Ney Maranhão, secretário de Recursos Hídricos e Ambiente Urbano do Ministério do Meio Ambiente, o Instituto Ethos e o grupo de trabalho sobre resíduos sólidos da entidade lançaram a Carta de Compromissos pela Gestão de Resíduos Sólidos. Trata-se de um documento pioneiro para o tema, que busca adesão voluntária de empresas de todos os setores para o cumprimento de alguns compromissos e a demanda de ações dos governos que visam agilizar a implementação da Política Nacional de Resíduos Sólidos (PNRS) no âmbito corporativo e nos governos. Entre as ações voluntários que as empresas se comprometeram a pôr em prática na gestão dos seus negócios estão: dar destino ambientalmente correto aos resíduos gerados nas próprias atividades; promover coleta seletiva em projetos patrocinados pela empresa; e estimular pesquisas sobre ciclo de vida dos produtos. Entre as ações governamentais requeridas por essa Carta estão: harmonização das políticas municipais, estaduais e federal; revisão do ambiente fiscal e tributário, para ampliar o mercado da reciclagem
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Foto: Divulgação
Em evento realizado dia 14 de maio, na Fecomércio-SP, mais de 60 empresas assumiram compromissos voluntários. Elas solicitam medidas governamentais que agilizem a implementação da Política Nacional de Resíduos Sólidos.
e da logística reversa; criação de mecanismos eficientes de fiscalização e autuação, para garantir os acordos setoriais; investimentos para a abertura de mais aterros sanitários no país. Já aderiram à iniciativa, entre outras, as seguintes empresas: Associação Brasileira de Celulose e Papel (Bracelpa); Associação Brasileira de Empresas de Limpeza Pública e Resíduos Especiais (Abrelpe); Associação Técnica Brasileira da Indústria do Vidro (Abividro), Bombril, Cushman & Wakefield, Ecoassist Serviços Sustentáveis Ltda, Estre Ambiental, Federação de Comércio, Bens, Serviços e Turismo do Estado de São Paulo (Fecomercio-SP), Grupo Promon, Haztec Tecnologia e Planejamento Ambiental S/A, Kimberly Clark Brasil, Lexmark Internacional do Brasil Ltda, Libra Terminais S/A, Marfrig Alimentos S/A, Natura Cosméticos S/A, Nextel Telecomunicações, Suzano Papel e Celulose, Unimed do Brasil e Walmart Brasil. Na abertura do evento, o professor José Goldemberg ressaltou
que a Fecomércio-SP, uma das primeiras entidades a assinar a carta-compromisso, sempre foi atenta aos problemas dos resíduos sólidos. “O comércio sabe qual o seu papel para o sucesso da PNRS”, afirmou Goldemberg. “Também já percebeu que lixo não existe mais; existem resíduos que têm grande potencial lucrativo, mas as atividades ainda precisam de apoio”, destaca ele, complementando que o apoio, sobretudo de governos, não é necessariamente ou apenas financeiro, mas de capacitação, de ensinar o “como fazer”. Goldemberg também reconheceu que ainda existem segmentos resistentes à PNRS no próprio comércio, sob a alegação de que reciclar não dá dinheiro. “Essas pessoas precisam saber que nada é pior do que não reciclar”, adverte o professor. Segundo a Abrelpe, a quantidade de resíduos sólidos gerados no Brasil em 2011 totalizou 61,9 mi-
lhões de toneladas, 1,8% a mais do que no ano anterior e duas vezes maior que o crescimento demográfico, que foi de 0,9%, de acordo com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Desse total, 55,5 milhões de toneladas foram coletadas, mas enviadas a locais inadequados, como lixões e aterros controlados, em vez de irem para a reciclagem. Desafios – Esses números mostram o tamanho do desafio que as empresas, os governos e a sociedade têm pela frente, até 2014. Por isso, durante o evento, representantes da Natura, da Abividro e da Cushman & Wakefield, três signatárias do documento, comentaram como veem esses desafios. Para a diretora jurídica e de Relações Governamentais da Natura, Lucilene Prado, o tema dos resíduos sólidos é talvez dos mais complexos de toda a gestão sustentável, estando mesmo a sua gestão uma condição essenc ia l p a r a q u e outro modelo de economia, mais sustentável, possa emergir. “A gestão dos resíduos altera as taxas de retorno dos investimentos”, explicou ela. “Qual a nova curva necessária para um reequilíbrio rápido? Ou melhor, com qual nova ótica empresarial podemos estabelecer uma taxa de retorno que resolva a gestão dos resíduos? Essa é a pergunta que precisa de resposta”, advertiu. Para o superintendente da A b i v i d r o , Lu cien Belmonte, a PNRS não vai avançar enquanto os projetos bem-sucedidos localmente não mostrarem
que podem ser replicados no nível nacional. O diretor de Engenharia e Sustentabilidade da Cushman & Wakefield, João Alves Pacheco, trouxe o caso concreto adotado pela empresa. Denominado Edifício Vivo, o programa estabelecido em 2009 faz a gestão de resíduos perigosos (pilhas, baterias, celulares) e de resíduos sólidos em 30 condomínios comerciais administrados pela corporação. Em 2012, por meio desse programa, foram recolhidos 8,5 toneladas desses resíduos e 50 mil lâmpadas fluorescentes. Governos – Simão Pedro Chiovetti, secretário municipal de Serviços, destacou o esforço que a prefeitura de São Paulo está fazendo para cumprir as metas da PNRS até 2014. Lembrando que a coleta seletiva na cidade já foi instituída há 20 anos e que nunca houve um processo de continuidade, o secretário afirmou que pretende torná-la uma atividade mais estruturada, com apoio às cooperativas de catadores. Bruno Covas, secretário estadual do Meio Ambiente, garantiu que São Paulo vai erradicar os lixões até 2014 e que vai aumentar consideravelmente os indicadores de coleta seletiva e reciclagem, por meio de acordos com setores, como aqueles já firmados entre a Fecomércio e o governo do estado. O representante do Ministério do Meio Ambiente, Ney Maranhão,
salientou que a PNRS é uma lei que privilegia o diálogo e a inclusão de brasileiros deserdados, os catadores. Sem minimizar o esforço que precisa ser feito para se chegar às metas de 2014, Maranhão enfatizou os casos bem-sucedidos de reciclagem e de logística reversa. Citou especificamente o das embalagens de agrotóxicos, com 100% de devolução ao produtor e reaproveitamento. Articulação – No encerramento do evento, o presidente do Instituto Ethos, Jorge Abrahão, comentou a articulação que a entidade vem fazendo entre amplos setores da sociedade e com respeito a vários temas, para fazer avançar agendas importantes para transformar as empresas e o país. “É respeitando a sociedade civil e dialogando com os governos que as empresas podem ter um papel protagonista relevante na solução dos problemas que ainda afligem a nossa sociedade”, salientou ele. “Não temos o domínio sobre as empresas, mas tentamos influenciar suas agendas de negócios, mostrando que aquelas que investem no longo prazo obtêm mais resultado”, observou Abrahão, que também mencionou a experiência de construção de compromissos voluntários empresariais que o Ethos possui. “Hoje, mostramos mais uma vez que a rara combinação de diálogo transparente com vontade política pode produzir iniciativas que fazem avançar tanto a agenda dos negócios e da sociedade rumo ao desenvolvimento sustentável”, finaliza Jorge Abrahão. TN Petróleo 89
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Impacto das mudanças climáticas no setor elétrico
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Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável (CEBDS) divulgou em abril o ‘Estudo sobre adaptação e vulnerabilidade à mudança climática: o caso do setor elétrico brasileiro’. Desenvolvido pela entidade de maio de 2011 a abril de 2013, com o apoio da Way Carbon, a publicação representa um esforço do setor empresarial para aprofundar a compreensão do tema, dada a sensibilidade da energia hidrelétrica à variação climática e sua elevada participação na matriz elétrica nacional. “Os resultados do estudo mostram o impacto das mudanças climáticas no médio prazo no cenário energético nacional. A atual estratégia de geração elétrica brasileira dissociada de uma percepção mais precisa das mudanças climáticas levará a um ambiente de ainda mais insegurança – energética, econômica e física”, afirma a presidente do Conselho, Marina Grossi. Caso o país continue com a estratégia de priorização de usinas a fio d’água, as quais causam menos impacto ambiental, no
longo prazo o resultado poderá ser prejudicial, aponta a publicação. Como os eventos climáticos tendem a aumentar, a segurança energética dessas usinas irá diminuir, e teremos que recorrer cada vez mais a outras fontes como as térmicas, mais caras e poluidoras. O estudo foi elaborado a partir da análise de três usinas, com as seguintes características: geração de energia em uma usina de até 30 MW de potência instalada a fio d’água; uma usina de potência instalada de até 100 MW; e uma usina de potência instalada de mais de 1.000 MW, sendo essas duas últimas com reservatório. Foram utilizados dados dos últimos 80 anos de vazão dos rios nos quais essas usinas estão
implantadas, sendo que as mesmas estão na bacia do Paraná e na bacia Atlântico Leste/Sudeste, na região de maior concentração de consumo elétrico nacional. Na primeira usina, o estudo prevê um déficit de abril a novembro em 2050. Em geral, estudos que tratam de mudanças climáticas têm uma previsão de longo prazo. Para permitir que os dados sejam aplicados às necessidades do planejamento corporativo, foram estudados cenários no médio prazo, em 2020 e 2050. Para 2020, foi analisado o impacto e a exposição de cada usina, bem como suas sensibilidades e as variações de produção. Para 2050, a análise dessas variações de produção foi feita por meio de três cenários: cenário de mudança zero, que utilizou a condição de média histórica; cenário de mudança moderada e cenário de mudança extrema. Ficou clara a importância da diversificação das fontes de energia para garantir a complementaridade da geração de energia hídrica. “A inclusão da preocupação climática na agenda de planejamento e definição estratégica de expansão do setor de energia brasileiro se mostrou indispensável”, afirma Marina Grossi.
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MPE Brasil / Prêmio de Competitividade para Micro e Pequenas Empresas reconheceu aquela que mais se destacou em 2012 por suas práticas de Responsabilidade Social. A CTC Ambiental foi premiada na etapa Nacional. O prêmio MPE Brasil é realizado pelo Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae), Movimento Brasil Competitivo (MBC), Gerdau e Fundação Nacional da Qualidade (FNQ). Situada em Bauru (SP), a CBC Ambiental – que realiza atividades para diminuição do impacto ambiental e gestão do meio ambiente –, foi destaque em Responsabilidade Social pelas diversas ações que executa. Além da preparação para certificações e o mapeamento de práticas e indicadores, de acordo com as normas internacionais relacionadas à responsabilidade sociambiental, a CB C procura promover ações não apenas no ambiente interno, mas também no entorno. Um dos programas, o Olhar Verde, promove ações am-
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Responsabilidade Social merece prêmio
bientais e é apoiada pelo poder público, comunidade e empresa. A premiação homenageou os empresários e líderes das MPEs brasileiras que possuem as melhores práticas organizacionais e capacidade empreendedora. Para se candidatar ao Prêmio, as empresas escolheram entre oito categorias (indústria, comércio, serviços, turismo, tecnologia da informação/TI, saúde, educação e agronegócio), além do Destaque de
Boas Práticas de Responsabilidade Social e Destaque de Inovação. O processo de premiação inclui o preenchimento de um questionário com base no Modelo de Excelência da Gestão (MEG), disseminado pela FNQ e adaptado à realidade das MPEs, além de envio de documentos e visita de avaliadores com o objetivo de conferir in loco as ações realizadas pela empresa candidata.
Dispositivo purifica água com energia solar
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ma empresa israelense desenvolveu um dispositivo que usa energia solar para purificar água poluída ou água salgada. O destilador da empresa SunDWater, prestes a chegar ao mercado, converte água suja ou salgada em água potável, sem qualquer necessidade de infraestrutura ou de fonte de energia externa. O dispositivo é ecológico, de baixo custo e manutenção e é dirigido às populações da África, América do Sul e Ásia. “Perto de 97% da água do mundo é salgada ou poluída”, diz Shimmy Zimels, CEO da SunDwater, sediada em Jerusalém. “É por isso que cerca de 750 milhões de pessoas em 45 países têm necessidade de perfurar poços caros,
comprar água engarrafada ou até mesmo usar água contaminada.” O dispositivo foi inventado por Shimon Ben-Dor, amigo de infância de Zimels, durante a seca que atingiu Israel em 2009. A unidade protótipo, que opera em um parque perto do Mar Morto, já
produz 400 litros de água potável por dia. “O conceito buscou vários caminhos antes de Shimon decidir aquecer a água e evaporá-la, restituindo a estrutura molecular original, que é o que acontece quando chove e a água evapora”, diz Zimels.
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eguindo a tendência mundial, a Prefeitura do Rio de Janeiro entregou os 16 primeiros apartamentos dos edifícios “verdes” do programa Morar Carioca Verde, construídos nos morros da Babilônia e Chapéu Mangueira, ambos no bairro do Leme. Executado com base no conceito de construções sustentáveis, o projeto tem unidades habitacionais com medidas ambientalmente corretas como o reaproveitamento da água da chuva, aquecimento solar para os chuveiros e sensores de presença nas áreas comuns para economia de energia. O empreendimento é um desdobramento do Programa Morar Carioca, de reurbanização de comunidades, iniciado pela prefeitura do Rio, em 2010. Os moradores dos novos apartamentos, que viviam em áreas de risco, terão ainda janelas com venezianas, que permitem maior ventilação e iluminação, e paredes vedadas
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Comunidades ganham prédio “verde”
externamente com placas de cimento, deixando o interior menos quente. De acordo com o secretário municipal de Habitação, Pierre Batista, essa é a primeira intervenção do Morar Carioca com tal conceito. O projeto piloto pode ser levado a ou-
tras comunidades. Na Babilônia e no Chapéu Mangueira serão ao todo 117 novos apartamentos, que devem ficar prontos até meados de 2014. O mesmo conceito de sustentabilidade foi usado em outras obras nas duas comunidades citadas, com investimentos totais de R$ 52,4 milhões. Na praça que ganhou o nome de Centro Cívico há um deque feito com garrafas PET recicladas. Já a Ladeira Ary Barroso, que dá acesso às comunidades, está sendo pavimentada com asfalto de borracha (misturado a pneus usados e triturados). Além disso, a Área de Proteção Ambiental (APA), de onde parte dos moradores em situação de risco está sendo retirada, será reflorestada. O “prédio verde” foi a primeira construção habitacional pública do país a receber o selo azul da Caixa, o mais alto reconhecimento de qualidade dado pela instituição, entregue durante a Rio+20.
Reciclagem em comunidade do Rio de Janeiro
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BRF, via Instituto BRF, e o Cedaps, em nome do grupo de trabalho do Reciclação, lançaram no Morro dos Prazeres, em Santa Teresa, no Rio de Janeiro, o Projeto Reciclação, uma iniciativa com foco na reciclagem de resíduos, em especial embalagens longa vida, garrafas PET e latas de alumínio. Todo o programa será bancado pela instituição pelo período de um ano. O objetivo é contribuir com a erradicação dos riscos socioambientais na comunidade, promovendo a coleta seletiva, reciclagem, mobilização comunitária e educação. O material entregue na Estação de Coleta, localizada na parte baixa da comunidade para facilitar o seu recolhimento, será comprado pelas empresas recicladoras parceiras do projeto. A receita gerada com a venda do material será inteiramente destinada para a manutenção do projeto, e também para melhorar a infraestru-
tura da comunidade, com a criação de praças e ações de educação ambiental. “Mais do que um projeto de coleta seletiva, o Reciclação é um programa de apoio ao desenvolvimento local, com os agentes comunitários bolsistas sendo responsáveis pela estação de coleta e implantando atividades no dia a dia”, afirmou Luciana Lanzoni, diretora executiva do Instituto BRF.
O Instituto BRF quer estimular, além da comunidade, o comércio e pousadas da região para criar um ciclo virtuoso de sustentabilidade. Segundo a organização, a meta é recolher seis toneladas por mês. Além das melhorias para a comunidade, o programa irá servir como fator transformador para o local, que terá uma autonomia sobre os seus recursos. TN Petróleo 89
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Economia sustentável
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ma série de memorandos de entendimento com parceiros nacionais e internacionais para promover projetos e iniciativas de economia sustentável no Brasi foi assinada pelo ex-governador e fundador da Organização Não Governamental R20, Arnold Schwarzenegger. Criada em 2010, com o apoio da ONU, a R20 ajuda estados, províncias, regiões e governos de todo o mundo a desenvolver, aplicar e divulgar projetos voltados para a economia sustentável. Durante a cerimônia, realizada no Rio de Janeiro, dia 25 de abril, foram assinados memorandos de entendimentos (MOUs) com a Fundação Dom Cabral (FDC), Eletrobras, USC Schwarzenegger Institute for State and Global Policy, Sustainable Energy for All (Sefa/ ONU), Grupo Prisa, Bank of Tokyo e os municípios de Paragominas, Santarém (no Pará), e São Carlos e Santa Bárbara do Oeste, em São Paulo. “A sustentabilidade é hoje um tema transversal aos programas da Fundação Dom Cabral, por sua importância estratégica para empresas, governos e sociedade, portanto este memorando de entendimento, assinado com o R20, reforça nosso intuito em contribuir efetivamente para a alavancagem da economia sustentável, oferecendo para isso o que temos de melhor – o conhecimento gerado pela nossa escola”, destaca Wagner Furtado Veloso, presidente executivo da FDC (na foto, com o ator). 114
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Foto: Cristina Serra
Fundador da ONG R20, o ator Arnold Schwarzenegger firma parcerias com instituições brasileiras e estrangeiras no Rio de Janeiro.
Memorando com a Fundação Dom Cabral, USC Schwarzenegger Institute (USCSI) e Sustainable Energy for All (Sefa/ ONU) – Desenvolvimento de programas de educação executiva, metodologias, seminários, construção de cases e criação de grupos de discussão para sensibilizar tomadores de decisão em governos, empresas, universidades e organizações sem fins lucrativos sobre os custos e benefícios do uso de energia sustentável e sobre as formas com que a energia sustentável pode estar disponível para mais pessoas e comunidades em todo o mundo. Memorando com Eletrobras – Estabelece parcerias e troca de experiências entre a Eletrobras e o R20 para desenvolver projetos de eficiência energética e uso de fontes renováveis de energia em três áreas: ampliação de projeto piloto de smart grid desenvolvido
em Parintins (AM), elaboração de projetos de uso de tecnologia LED na iluminação pública de cidades brasileiras, e prospecção de projetos de geração de energia a partir de biogás no Brasil e na América do Sul. Memorando com Grupo Prisa – Grupo Prisa e R20 unem esforços para ampliar a divulgação dos projetos de desenvolvimento econômico com baixa emissão de carbono apoiados pelo R20 e os impactos positivos desses esforços. O objetivo é que o R20 forneça sugestões de pauta para o Prisa, que se tornaria seu ‘parceiro internacional de mídia’, colaborando na divulgação de eventos e fornecendo sugestões para eventuais oportunidades de comunicar a mensagem e o trabalho realizados pelo R20. Será desenvolvido um plano de mídia para valorizar esta parceria.
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SunEdison, empresa global de energia solar e subsidiária da MEMC Electronic Materials, Inc., assinou acordo com a Petrobras para construir uma usina fotovoltaica em Alto do Rodrigues (RN). O projeto, que terá capacidade instalada de 1,1 MW, já é considerado um dos maiores do Brasil, e terá sua energia destinada ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A planta será construída em terreno adjacente à Usina Termelétrica Jesus Soares Pereira que pertence à Termoaçu S/A, cujo acionista majoritário é a Petrobras. A expectativa é de que esta usina gere 1,65 GWh por ano, evitando a emissão de 380 toneladas de carbono (base: geração a gás natural). A construção da usina faz parte de uma iniciativa liderada pela Petrobras dentro do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento da Agência
Foto: Divulgação
Usinas fotovoltaicas
Nacional de Energia Elétrica (Aneel). Esse projeto compreende ainda a construção de uma plataforma experimental (usina modelo), com capacidade para gerar 10 kW, no Laboratório de Eletrônica de Potência e Energias Renováveis do Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte e conta com a parceria do Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis (CTGAS-ER), localizado em Natal (RN).
A perspectiva é a expansão da rede de laboratórios para teste e certificação de equipamentos, a melhoria de dados públicos sobre geração de energia solar fotovoltaica, bem como a formação de profissionais de níveis técnico e superior, dedicados a esta área. “Estamos contentes em colaborar com a Petrobras nesse ambicioso projeto de P&D da Aneel, cujo objetivo é facilitar o desenvolvimento da energia solar e o crescimento da indústria fotovoltaica no país. Esse acordo demonstra nosso compromisso com o mercado brasileiro. Estamos ansiosos para expandir nosso relacionamento com a estatal e ajudar a diversificar a matriz energética do Brasil”, afirmou o gerente geral da SunEdison para a América Latina e Norte da Ásia, Pancho Pérez.
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suplemento especial
O desafio de licenciar os blocos da Margem equatorial brasileira
Considerada uma das áreas de maior destaque na atual Rodada da ANP (11ª Rodada, realizada nos dias 14 e 15 de maio de 2013), a Margem Equatorial brasileira é composta pelas bacias da Foz do Amazonas, Potiguar, Barreirinhas, Pará-Maranhão e Ceará, todas classificadas como novas fronteiras exploratórias.
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Maria Alice Doria é sócia do Doria, Jacobina e Gondinho Advogados.
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s grandes expectativas em torno da região são motivadas pelas recentes descobertas de óleo leve na margem equatorial africana – como o Campo de Jubilee, localizado na costa de Gana, e com reserva estimada entre 500 e 600 milhões de barris de petróleo –, a qual é considerada análoga à margem equatorial brasileira, em razão de possuir as mesmas características geológicas. Reforçam as expectativas a descoberta de um importante reservatório de óleo no Campo de Zaedyus, situado na Guiana Francesa, apenas a 50 km do limite da bacia da Foz do Amazonas. Por outro lado, numerosos indícios de petróleo verificados em poços perfurados nas bacias do Ceará, Pará-Maranhão e Potiguar tornam ainda mais evidente o alto potencial petrolífero da região. Todavia, se de um lado a Margem Equatorial brasileira constitui uma das áreas mais promissoras da 11ª Rodada, de outro, tal região representa um dos maiores desafios para as empresas que arremataram os blocos localizados nas bacias que a integram. E isso em função de fatores diversos, desde o escasso conhecimento acerca das características geológicas, hidrodinâmicas e ambientais-submarinas da região; à presença de áreas de alta sensibilidade ambiental; além do elevado grau de complexidade do licenciamento ambiental dessas áreas. Para as Rodadas, a ANP disponibiliza as denominadas Diretrizes Ambientais que são fruto de um trabalho conjunto empreendido na esfera federal (por meio do Grupo de Trabalho Interinstitucional de Atividades de Exploração e Produção de Óleo e Gás/GTPEG). composto por representantes do Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis), Ministério do Meio Ambiente e do Instituto Chico Mendes de Conservação da Biodiversidade (ICMBio), e pelos órgãos ambientais estaduais competentes, para possibilitar ao futuro concessionário uma avaliação, ainda que preliminar, da variável ambiental em seus estudos de viabilidade técnica e econômica referentes aos projetos de E&P, a serem desenvolvidos nas bacias oferecidas em licitação. Entretanto, é importante ressaltar que, em que pese o estabelecimento de Diretrizes Ambientais acerca das áreas ofertadas, tal fato não garante a viabilidade do empreendimento, tampouco desobriga o empreendedor da realização do respectivo licenciamento ambiental. A limitação de conhecimento acerca da Margem Equatorial Brasileira, bem como o elevado grau de sensibilidade ambiental
verificado nessa área, aliados à complexidade dos procedimentos administrativos junto aos órgãos ambientais contribui para o surgimento de incertezas relacionadas ao licenciamento ambiental de empreendimentos na região. Com efeito, apesar de a ANP ter acatado in totum as recomendações dos órgãos ambientais contidas nas diretrizes, no sentido de exclusão ou adequação de determinados blocos,1 ainda assim, grande parte das áreas ofertadas na presente rodada caracteriza-se pelo elevado grau de sensibilidade ambiental, localizando-se, em alguns casos, em áreas consideradas prioritárias para a conservação da biodiversidade, e de alta importância turística e pesqueira. Em que pesem os esforços normativos voltados para a simplificação e agilidade do licenciamento ambiental – tais como, a promulgação da Portaria Interministerial MMA/MC/MS n. 419, de 26/10/2011, a qual institucionalizou o procedimento de atuação dos órgãos e entidades integrantes da Administração Pública incumbidos da elaboração de parecer em processos de licenciamento ambiental de competência federal; bem como a edição da Portaria MMA n. 422 de 26/10/2011, que instituiu nova sistemática para o licenciamento das atividades de E&P, visando ao incremento da celeridade em tais procedimentos –, fato é que, ainda assim, o licenciamento ambiental de empreendimentos localizados nas bacias da Margem Equatorial Brasileira
Bacia da Foz do Amazonas
Bacia de Barreirinhas possuirá elevado grau de complexidade, exigindo a adoção de medidas e a alocação de recursos, por parte dos investidores, que sejam proporcionais ao nível de sensibilidade ambiental verificado na região. À luz do exposto, entende-se que o potencial petrolífero altamente promissor da Margem Equatorial Brasileira é diretamente proporcional ao nível de complexidade do licenciamento ambiental de atividades de E&P de petróleo e gás na região, em razão de fatores diversos, conforme acima exposto. Nesse contexto, é importante que os investidores estejam atentos às peculiaridades relativas às bacias de novas fronteiras, mantendo um constante diálogo com instituições e órgãos públicos, de forma a garantir a celeridade e
Bacia Potiguar
Bacia ParáMaranhão
Bacia do Ceará previsibilidade do licenciamento ambiental, bem como reduzir a possibilidade de judicialização de questões relacionadas à matéria. 1 Como exemplos, pode-se destacar a exclusão do Bloco CE-M-607 da bacia do Ceará, em razão deste estar sobreposto a monte submarino, sendo vedadas perfurações em profundidades inferiores a 500 m, e também o recorte do Bloco POT-M-473 da Bacia de Potiguar na linha batimétrica de 50 m.
@tnsustentável TN Petróleo 89
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A Câmara de Comércio Americana do Rio de Janeiro (Amcham Rio) empossou em abril a nova diretoria da instituição e seu novo presidente, Roberto Ramos, diretor-presidente da Odebrecht Óleo e Gás. O evento foi realizado no Museu de Arte Moderna (MAM). O engenheiro substitui Henrique Rzezinski. Durante a cerimônia de posse, Ramos enfatizou que sua gestão irá priorizar seis bandeiras de negócios estratégicas para o estado fluminense: energia, entretenimento, logística e infraestrutura, sustentabilidade, turismo e seguros. Os temas demonstram o alinhamento entre o momento do Rio e a fase atual da Câmara. “A recuperação do Rio, fundamentada no combate à violência urbana, na correta aplicação dos fundos federais e das receitas dos royalties, além da articulação institucional para atrair investimentos para o estado e para a cidade mudaram radicalmente o panorama estadual e municipal, com imediata repercussão sobre a Amcham Rio. Hoje, desfrutamos de sólida situação econômico-financeira. Sem dúvida, um grande crédito às últimas administrações da Amcham Rio”, ressaltou Roberto Ramos. Entre as autoridades presentes ao evento estavam o ministro da Secretaria de Aviação Civil, Wellington Moreira Franco; o embaixador e diretor do Departamento dos Estados Unidos, Canadá e Assuntos Interamericanos, Carlos Henrique Moojen de Abreu e Silva; o cônsul-geral dos EUA no Rio de Janeiro, John Creamer; o secretário de Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços, Júlio Bueno; e o diretor-executivo da Rio de Negócios, Marcelo Haddad. De acordo com Haddad, a Amcham Rio foi a primeira instituição local a ser pensada como parceria, aproximação esta sempre bem-sucedida. Ele afirma que a presença de empresas americanas no Rio é essencial para alavancar 118
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Foto: Divulgação Amcham
Novo presidente toma posse na Amcham Rio
Composição da nova diretoria Comitê Executivo: Presidente – Roberto Prisco Paraíso Ramos, diretor-presidente da Odebrecht Óleo & Gás; 1º vice-presidente – Fabio Lins de Castro, Prudential do Brasil; 2º vice-presidente – Rafael Sampaio da Motta, Grupo Case Benefícios e Seguros; 3º vice-presidente – Antonio Carlos da Silva Dias, IBM Brasil; Diretor financeiro – André Luís Castello Branco, PwC; Conselheiro jurídico – Julian Chediak, Chediak Advogados; Diretor secretário – Steven Bipes, Albright Stonebridge Group Diretores 2013/14: André Luís Castello Branco, PwC; Antonio Carlos da Silva Dias, IBM Brasil; Carlos Henrique Moreira, Embratel; Cássio Zandoná, Amil; Guillermo Quintero, BP Energy do Brasil; João Geraldo Ferreira, GE Óleo e Gás; Luiz Carlos Costamilan, Firjan;Marco André Coelho de Almeida, KPMG; Maurício Felgueiras, MXM Sistemas; Mauro Moreira, Ernst & Young; Osmond Coelho Junior, Petrobras; Patrícia Pradal, Chevron Brasil Petróleo; Rafael Sampaio da Motta, Grupo Case Benefícios e Seguros; Raïssa Lumack, Coca-Cola Brasil; Roberto Castello Branco, Vale; Roberto Prisco Paraíso Ramos, Odebrecht Óleo & Gás; Steven Bipes, Albright Stonebridge Group
a economia da cidade e do estado. “São evidentes os sinais de retomada da economia e as empresas
americanas são fundamentais para esse desenvolvimento”, defendeu. Para Júlio Bueno, a Amcham Rio tem sido uma parceira importante para o governo do Rio de Janeiro. “Conseguimos realizar diversas missões capitaneadas pela Câmara e nos unimos em lutas que temos em comum, como a questão da abertura do mercado de resseguros”, disse. O embaixador Carlos Henrique Moojen de Abreu e Silva destacou que a Amcham Rio é uma das entidades mais tradicionais do país. “A Câmara mantém forte compromisso com o processo de desenvolvimento do Brasil. A expectativa sobre o mandato que está por vir é extremamente positiva. Esperamos que a Amcham Rio continue estreitando as relações entre o Brasil e os EUA.” O ministro Moreira Franco ressaltou a importância das empresas para o bom desempenho econômico do país. “Para que o sistema funcione, precisamos de companhias robustas, que garantam o desenvolvimento da economia.” O ex - p r e s i d e n t e H e n r i q u e Rzezinski se despediu do cargo olhando para o futuro: “Muito já foi feito e com grande esforço conseguimos superar as dificuldades e chegar até aqui, com as finanças sanadas e apresentando muitas novidades, sobretudo na área digital. Ramos terá meu total apoio na condução da Câmara nos próximos dois anos e tenho certeza absoluta de que, com a sua competência e o seu carisma, ele irá liderar a preparação da Amcham Rio para a celebração do seu centenário em 2016 como um marco inesquecível em nossa história.” Na ocasião, houve o lançamento do Amcham Rio Digital, projeto que engloba novo portal, mais interativo e dinâmico, uma rede corporativa de networking exclusiva para os associados, estimulando a troca de informações e negócios, e um aplicativo para mobile.
Executivo da Gerdau assume presidência da ABM
Foto: Divulgação
Alfredo Huallem, membro do Conselho e do Comitê de Estratégia da Gerdau, foi empossado como novo presidente da Associação Brasileira de Metalurgia, Materiais e Mineração (ABM). O executivo substitui Nelson Guedes de Alcântara, professor doutor da UFSCar, que passa a exercer o cargo de presidente do Conselho da Associação. Sócio da ABM desde 2004, tendo exercido o cargo de diretor em duas gestões anteriores e vice-presidente da gestão que encerrou o mandato, Huallem ressaltou que o conhecimento está no DNA da associação, que nasceu há 69 anos para dar sustentação técnica ao processo de industrialização do Brasil e difundindo tecnologia. “Aprofundar o conteúdo técnico e diversificar sua apresentação por meio de novos formatos, abrir novos canais de participação, fortalecer o intercâmbio com parceiros nacionais e internacionais são ações que se apresentam para que a Associação responda às necessidades criadas pela economia do conhecimento e continue a dar suporte aos técnicos e às empresas do setor”, afirmou Alfredo.
Para ele, a ABM tem papel fundamental na geração e divulgação da cultura técnica para os segmentos de metalurgia, materiais e mineração, além de ser um importante elo entre academia e indústria, na busca da inovação, melhoria da produtividade e formação profissional. Além de Alfredo Huallem, Albano Chagas Vieira, diretor-superintenden-
te da Votorantim Siderurgia, assumiu como vice-presidente e Hideyuki Hariki, assessor da vice-presidência de Negócios da Usiminas, como diretor de Patrimônio. O engenheiro Horacídio Leal Barbosa Filho foi reconduzido ao cargo de diretor-executivo. Os novos membros da diretoria e do conselho vão dirigir a ABM pelos próximos dois anos.
CGG nomeia novo diretor para a América Latina Após firmar a aquisição da divisão de geociências da Fugro em janeiro deste ano, a CGG anunciou seu novo vice-presidente e diretor para a América Latina, Luiz Braga. Com a transação, a CGG se firma ainda mais como grupo líder na área de geociências no mundo. Ativo na indústria do petróleo há mais de três décadas, Luiz Braga é formado em Geofísica pela
Oregon State University, dos Estados Unidos. Trabalhou como pesquisador no Observatório Nacional e ocupou várias posições técnicas e gerenciais na Petrobras, CGG e Fugro. É membro fundador da Sociedade Brasileira de Geofísica (SBGf) e tem
experiência internacional em gestão técnica e atividades comerciais em geociência integrada. Sediado no Rio de Janeiro, Luiz Braga vai substituir Patrick Postal como diretor da CGG para o mercado brasileiro e gerente da conta da CGG para a Petrobras. Depois de quatro anos no Brasil, Patrick Postal vai assumir novas responsabilidades na CGG da França.
Novo coordenador no IBDE Pedro Dittrich, sócio responsável pela área de Petróleo e Gás de TozziniFreire, assume a coordenação da Comissão de Gás Natural do Instituto Brasileiro de Estudos do Direito da Energia (IBDE). O sócio foi um dos coordenadores do grupo técnico que ela-
borou, na Casa Civil da Presidência da República, os projetos de lei do pré-sal e o contrato de cessão onerosa. Durante sete anos atuou no governo federal, onde passou até pelo Ministério de Minas e Energia. Dittrich ainda participou de conselhos de empresas do
setor elétrico e da elaboração e regulamentação da Lei do Gás e de outras leis do setor de energia e de biocombustíveis. TN Petróleo 89
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A Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica (ABCE) elegeu Carlos Ribeiro (à direita na foto) – gerente de operação da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP) – como presidente da associação, e Alexei Macorin Vivan (à esquerda na foto) como diretor-presidente. Carlos é engenheiro eletricista e mestre em sistemas de potência pela Universidade Federal de Engenharia de Itajubá, atuou na Companhia Energética de São Paulo (Cesp) no gerenciamento dos departamentos de Operação e Telecomunicações e na direção adjunta de Geração e Transmissão. Foi diretor de operação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), assessor da presidência na CTEEP e, atualmente, é gerente do Departamento de Operação da empresa. É ainda membro dos Conselhos Deliberativos do Instituto de Energia e Ambiente (IEE) da Universidade de São Paulo (USP), do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica (Cepel) e do Conselho de Administração do Comitê Brasileiro da Cier/Bracier e das Interligações Elétricas do Madeira. Na área acadêmica, foi professor dos cursos de graduação e pós-graduação, da Universidade Federal de Engenharia de Itajubá. Já Alexei Macorin Vivan, especialista no setor de energia elétrica
Foto: Divulgação ABCE
ABCE anuncia novo presidente
e doutor em Direito pela USP, passa a atuar como diretor-presidente da ABCE. O advogado é vice-presidente executivo do Sindicato da Indústria da Energia do Estado de São Paulo – SindiEnergia, sócio do escritório L.O. Baptista – Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira e Angel Advogados e conselheiro de administração certificado pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa (IBGC). Foi vice-presidente jurídico e de gestão de pessoas da Rede Energia S/A, diretor jurídico da CMS Energy no Brasil, advogado no escritório Pinheiro Neto Advogados e coordenou o departamento jurídico da Duke Energy International
no Brasil. Na área acadêmica, foi professor de Direito Civil, na Universidade Paulista (Unip). Na atual gestão, o conselho administrativo da ABCE é composto por Celso Sebastião Cerchiari, vice-presidente e membro da CTEEP; Joazir Nunes Fonseca, vice-presidente financeiro e membro da Eletrobrás; Miguel Colasuonno, vice-presidente administrativo e membro de Eletrobrás; Denise Busetti Sabbag, conselheira financeira e membro da Copel; Gilberto Gomes Lacerda, conselheiro administrativo e membro da Cemig e Luiz Covello Rossi, conselheiro de sustentabilidade e membro da Itaipu.
Tadeu Jorge é o novo reitor da Unicamp O engenheiro de alimentos José Tadeu Jorge foi confirmado pelo governador de São Paulo, Geraldo Alckmin, como o novo reitor da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp) para o período 2013-17. Essa é a segunda vez que Tadeu Jorge assume a reitoria da instituição – teve um mandato no período 2005-09. O novo reitor é professor titular na Faculdade de Engenharia Agrícola (Feagri) da Unicamp. Graduado em 1975 em Engenharia de Alimen120
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tos pela própria Unicamp, ele também realizou mestrado em Tecnologia de Alimentos (1977) e doutorado em Ciências de Alimentos (1981) na universidade, concentrando suas pesquisas na área de tecnologia pós-colheita, na qual estudou produtos minimamente processados, armazenamento de produtos
agrícolas e propriedades físicas de materiais biológicos. José Tadeu Jorge assumirá a reitoria de uma das mais destacadas universidades da América Latina, responsável por 15% da pesquisa acadêmica no Brasil, líder em patentes no meio universitário nacional e situada entre as 50 melhores do mundo com menos de 50 anos de existência, segundo ranking do Times Higher Education (THE), importante publicação inglesa sobre a educação superior mundial.
Rodrigo Marques Barbosa foi renomeado como diretor de Comunicação Corporativa, Responsabilidade Social e Atividades Acadêmicas da Rolls-Royce para a América do Sul. Com a renomeação do cargo, além da área de Comunicação Corporativa, Rodrigo passará a liderar também as atividades de responsabilidade social da companhia na região, coordenando programas de sustentabilidade e relações com a comunidade, além de projetos sociais. O executivo será ainda responsável pelo gerenciamento de programas educacionais na América do Sul, desenvolvendo programas de formação em diferentes níveis acadêmicos.
Foto: Divulgação
Diretor de Comunicação Corporativa da Rolls-Royce assume novas funções Rodrigo é bacharel em Comunicação Social pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo e, atualmente, cursa MBA em Gestão Empresarial pela Fundação Getulio Vargas (FGV). O executivo possui mais de 18 anos de experiência nas áreas de jornalismo, comunicação corporativa, relações públicas e institucionais, com passagens pelos mercados editorial, automotivo e financeiro. Antes de ingressar na Rolls-Royce, atuou em multinacionais como BankBoston e Honda South America. Sua base de trabalho continua sendo o escritório regional da empresa, no Rio de Janeiro.
Beth Ramos e André Teixeira formam banca na área de O&G Beth Pessoa Ramos, uma das mais experientes e reconhecidas tributaristas de óleo e gás, deixou a posição de sócia líder de O&G da Ernst & Young no Brasil, quando implementou o Centro de O&G no Brasil, para se associar com André Teixeira na liderança de um novo escritório com foco em direito tributário. Com 45 anos, Beth é advogada formada pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (Uerj), com pós-graduação em Planejamento Tributário pela Universidade Candido Mendes (RJ) e MBA em Direito Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas (RJ). Possui vários cursos de
especialização em tributação internacional e de petróleo tanto no Brasil quanto no exterior. Iniciou sua trajetória como tributarista na Price Waterhouse, de onde partiu para uma carreira executiva de mais de 20 anos. Após uma passagem de dois anos pela Gillette do Brasil, ingressou na Shell Brasil como coordenadora de planejamento tributário, chegando à posição de diretora tributária no Brasil. André Teixeira é sócio líder de André Teixeira & Associados, escritório que possui uma divisão de óleo e gás bastante atuante, e desde 2006 presta serviços de padrão internacional às principais empresas do setor, possuindo reconhecida experiência em tributação de toda a cadeia da indústria do petróleo, tanto nas atividades de E&P quanto
de distribuição de combustíveis e lubrificantes. O escritório André Teixeira & Associados conta com um quadro de cerca de 30 profissionais, que será muito ampliado, pois a nova sociedade já deu início a diversas contratações que se estenderão pelos próximos meses. O novo escritório manterá o perfil e a presença do atual. É membro da Câmara de Comércio Americana (Amcham), Associação Brasileira de Direito Financeiro (ABDF), Instituto Brasileiro de Estudos do Direito da Energia (IBDE), Brazil-Texas Chamber of Commerce (Bratecc) e da International Fiscal Association (IFA). Foi sócio fundador da O&G Law Alliance, que além do Rio de Janeiro, possui escritórios nas cidades de Brasília (DF) e Vitória (ES). TN Petróleo 89
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perfil empresa – Enventure
Tubos expansíveis
no Brasil
A Enventure Global Technology chega ao Brasil com a tecnologia de tubos expansíveis para poços offshore e onshore, com a experiência de 14 anos em várias regiões do mundo, e confiabilidade de 98% nas instalações já realizadas. A utilização desta tecnologia para prevenir e mitigar problemas em poços abertos e revestidos permitirá aos operadores no Brasil realizar seu projeto de poço com segurança e economia.
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Av Nilo Peçanha 50/1915 Centro - Rio de Janeiro - RJ - Brasil +55 (21) 2524-8978
www.enventuregt.com 122
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om sede em Houston (EUA), a Enventure Global Technology, nos seus 15 anos de existência, segue como líder mundial em tecnologia de expansão sólida SET® para a indústria de energia. A companhia tem presença global, com operações na América do Norte, Oriente Médio, região da Ásia, América do Sul, Europa e Oriente Médio, e Brasil (para mais informações visite a página www. EnventureGT.com). Reconhecidamente líder em tecnologia expansível, a Enventure mantém o foco no desenvolvimento de sistemas e serviços que permitem ao operador atingir seus objetivos de perfuração e produção. A companhia desempenha-se com confiabilidade numa variedade de aplicações em poço aberto e revestido, auxiliando as operadoras ao agregar mais valor nos projetos de perfuração e workover. A tecnologia SET® da Enventure minimiza as restrições do diâmetro interno nos poços para óleo e gás, alargando radialmente os tubos, que possuem tecnologia exclusiva, com registro de propriedade, através de um processo a frio. Os Sistemas SET ® têm sido expandidos através de janelas em revestimentos e seções trituradas/fresadas (milled), modificados para instalação em poço com ambiente corrosivo. Instalados em poços direcionais e horizontais, tem provado ser um sistema vantajoso também quando utilizado com outras tecnologias. Em ambientes de perfuração, as características inovadoras da tecnologia SET® permitem ao operador acessar com sucesso reservatórios que não poderiam ser atingidos de forma economicamente viável com outras tecnologias. Em vez de utilizar tubos progressivamente menores enquanto aprofunda o poço, a tubulação é expandida no poço com uma ferramenta de expansão projetada especificamente. Isto reduz o efeito cônico enquanto preserva o diâmetro do poço.
Fotos: Enventure
Em projetos de reentrada em campos antigos o Sistema SET® adiciona valor substancial ao mitigar restrições inerentes. Projetos de remediação através do globo utilizam tecnologia da Enventure para reparar revestimento danificado (partes corroídas ou revestimentos desacoplados) ou para cobrir perfurações indesejadas permitindo ao operador maximizar o diâmetro interno enquanto ganha uma solução robusta e confiável. Hoje, as soluções comprovadas da Enventure continuam a gerar resultados para as operadoras mundialmente, incluindo as nacionais, as privadas, e as independentes; de pequeno ou grande porte. Com presença no Brasil desde 2011, a Enventure dispõe de uma série de soluções adequadas ao ambiente offshore de águas profundas e pré-sal, e junto com seus clientes desenvolve projetos nestas áreas para instalação neste ano de 2013. TN Petróleo 89
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perfil empresa – Lufthansa
Lufthansa aposta
no setor de Óleo e Gás D
Fotos: Divulgação
A companhia aérea visa a ampliar a base de usuários do programa oil&energyclub no Brasil, depois de registrar crescimento de 100% no fluxo de passageiros do segmento em 12 meses.
Rua Gomes de Carvalho, 1356 - 12 04547-005 - São Paulo, SP (11) 3048 5800 (21) 2169 8820 Telefone da Central de Reservas: (11) 4700 1700 www.lufthansa.com 124
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esde a retomada dos voos para o Rio de Janeiro, a Lufthansa vem investindo para atrair passageiros do mercado de óleo e gás. Até o horário do voo noturno, agora nos dois sentidos, foi alterado para facilitar o acesso dos passageiros que seguem viagem para as áreas produtoras ou até mesmo para as plataformas. Recentemente, a companhia aérea anunciou a contratação de uma executiva de contas apenas para cuidar desta área, Andrea Cox. “Nos últimos 12 meses, o volume de passageiros do segmento de óleo e gás a bordo dos voos Rio-Frankfurt cresceu 100%”, disse Annette Taeuber, diretora da Lufthansa e da Swiss no Brasil. Só no segundo semestre do ano passado, foram 30% mais que no primeiro semestre, especialmente por causa do início dos voos noturnos nos dois sentidos. Agora, a meta é ampliar a base de clientes participantes do programa global oil&energyclub. Neste programa de fidelidade, funcionários de empresas de produção de óleo ou extração de petróleo que fazem viagens regulares a destinos ligados à indústria podem se tornar membros e garantir uma série de benefícios. Entre eles, hospedagem gratuita em Frankfurt e Munique, caso o intervalo entre os voos de conexão seja superior a seis horas, refeições gratuitas no aeroporto, tarifas especiais para aluguel de carros, e facilidades como check in prioritário, acesso às business lounges, prioridade em listas de espera e um limite maior de bagagem. Mas a maior vantagem do programa reside no fato de que, se o passageiro ainda não é membro do Miles&More, maior programa de milhas da Europa, ao participar do oil&energyclub, automaticamente ganha o status de Frequent Traveller do programa de milhas da Lufthansa, sem precisar ter voado previamente; e assim desfruta das benesses apontadas e de um bônus adicional sobre as milhas voadas, que por sinal, não expiram. É graças a essas mudanças focadas no viajante que trabalha em empresas de óleo e gás, o oil&energyclub vem crescendo tanto no Brasil. Na América Latina, além do Rio e São Paulo, a Cidade do México, Caracas e Buenos Aires estão entre os mais de 50 destinos Oil & Gas. Além de dezenas de outros na Europa, África, Ásia, Oriente Médio e América do Norte. Nos últimos 12 meses, mais de cem brasileiros se inscreveram no programa. O cadastro no oil&energyclub não poderia ser mais simples. Basta que o interessado entre em contato com o seu agente de viagens ou realize seu cadastro online diretamente no www.lufthansa.com/O&Eregistration. Após a aprovação de seu cadastro, o novo membro do programa recebe ambos os cartões – oil&energyclub e Frequent Traveller do programa Miles&More.
Para maiores informações sobre o programa, acesse o site www.oil-and-energy-club.com. Operação no Brasil – No Brasil, a Lufthansa oferece voos diários partindo do Rio de Janeiro para Frankfurt, e de São Paulo para Frankfurt e Munique, além de muitas outras cidades pelo Brasil servidas com voos code-share com a parceira local da TAM. Como destaca a diretora da empresa no Brasil, um grande diferencial é o horário de partida de seus voos, sempre noturnos tanto na ida quanto na volta, permitindo aos passageiros a organização mais eficiente de suas agendas, otimização de seu tempo, além de excelentes conexões para vários destinos no mundo. “Os voos noturnos fazem a diferença na agenda de passageiros que trabalham no setor de óleo e gás. Dessa maneira a chegada às plataformas é mais tranquila, pois o passageiro desembarca pela manhã, pode seguir viagem e ainda aproveitar o dia de trabalho” – diz Annette Taeuber. A Lufthansa é uma empresa globalmente reconhecida por sua ampla rede de rotas. Partindo dos hubs de distribuição em Frankfurt e Munique, passageiros embarcam em rápidas conexões rumo a centenas de destinos na Europa, África, Oriente Médio e Ásia, totalizando mais de 200 destinos em 81 países. Dentre estes destinos, mais de 50 deles estão localizados em áreas de extração de óleo e gás, como Aberdeeen, Edimburgo, Stavanger, Malabo, Libreville, Lagos, Abuja, Trípoli, Cartum, Baku, Ashgabat, Muscat, Kwait, Jeddah, Damman, entre outros. Tudo isso a bordo de uma moderna e ecológica frota, na qual se destacam o Airbus A380, o maior avião comercial de passageiros em operação, e o Boeing 747-8, o novo Jumbo do qual a Lufthansa orgulha-se em ser o launching customer. A bordo dos voos intercontinentais partindo do Brasil, todos os aviões são equipados com as três classes de serviço (Primeira, Executiva e Econômica), além do inédito serviço de internet banda larga a bordo, inaugurado pela Lufthansa – o Lufthansa FlyNet. Com este serviço, os passageiros que viajam em todas as classes de serviço podem permanecer conectados utilizando seus notebooks, tablets ou smartphones, com uma rapidez de conexão incrível, a mais de 10.000 pés de altura. Grupo Lufthansa – É difícil ter a dimensão do que de fato representa o dia a dia desta força global no setor de aviação, cujos serviços vão muito além do transporte de passageiros – que é de fato o carro-chefe da empresa que além da companhia aérea homônima abrange também a Swiss Air Lines, Brussels, Austrian e German Wings – estendendo-se também pelos ramos da logística (Lufthansa Cargo), manutenção de aeronaves (Lufthansa Technik), tecnologia da informação (Lufthansa Systems) e catering (LSG SkyChefs). Apesar dos mais de 2.700 pousos e docolagens, e de mais de 5 mil toneladas de carga carregadas diariamente, sem mencionar outros serviços, é interessante notar que a
gigante continua focada nos detalhes, imprescindíveis para que, ano após ano, a empresa mantenha o reconhecimento internacional no que tange sua excelência de serviços em solo e a bordo, os mais altos padrões de segurança, bem como a pontualidade e eficiência germânica. Se a excelência de serviço é padrão ao redor do globo, as demandas de seus passageiros definitivamente não são e a Lufthansa tem consciência disso. Portanto, empenha-se em oferecer serviços exclusivos e diversos, que vão desde, por exemplo, jatos privados operando em mais mil destinos na Europa e América do Norte, passando por modernas UTIs montadas a bordo e chegando finalmente no setor de Oil&Gas, no qual a empresa vem se firmando como escolha frequente dos profissionais do setor. TN Petróleo 89
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perfil empresa – RigNet
RigNet consolida presença no Brasil conectando o mercado de óleo e gás
A RigNet é um provedor líder em serviços de telecomunicações gerenciadas para pontos remotos, integração de sistemas e aplicações colaborativas para a indústria de Óleo e Gás, com foco em sondas offshore e em terra, facilidades de produção de energia e para o mercado de suporte marítimo. A RigNet provê soluções completas que vão de serviços de redes de dados e voz totalmente gerenciados até aplicações avançadas que incluem videoconferência e serviços de dados em tempo real para pontos remotos em mais de 30 países em seis continentes.
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Avenida Atlântica, 1764 27920-390 - Macaé, RJ (22) 2123 2888 www.rig.net 126
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m 14 de Março de 2012 a RigNet anunciou a criação da sua sede no Brasil com estrutura em Macaé e nomeando Mauricio Rubinsztajn como Gerente Geral. A nova sede posicionou a RigNet na região como prestadora de serviços de alta qualidade para a indústria de perfuração e produção de O&G. Rubinsztajn declarou: “A nova base da RigNet em Macaé está qualificada a apresentar respostas rápidas e serviços com a qualidade exigida pelo mercado alvo. Na RigNet estamos totalmente comprometidos com soluções robustas, com a satisfação dos nossos clientes, e com a construção de um time altamente qualificado desde a venda até o suporte operacional de campo.” A RigNet mantém seu foco apenas no mercado de Óleo e Gás, conectando plataformas, sondas e barcos de suporte para a própria indústria. Com esta estratégia todos os recursos são dedicados a este mercado concentrando todos os esforços neste importante nicho vertical. Além dos serviços básicos de dados, Internet, voz, e video a RigNet oferece serviços agregados e integração de sistemas de comunicações em todas as fases desde o conceito até a ativação dos mesmos. Em 2012 a RigNet adquiriu a Nessco de Aberdeen – Escócia – empresa global reconhecida por sua capacitação em projetos de Integração de Sistemas para o mercado offshore. Com o crescimento contínuo que a RigNet vem apresentando em todas as regiões, principalmente no Brasil, investimentos tem sido feitos para aprimorar as facilidades operacionais e recentemente, em Agosto de 2012, foi inaugurado o novo NOC global da RigNet em Houston em uma construção que desde 1983 nunca sofreu qualquer tipo de interrupção de energia, onde aportam todos os sistemas de fibra ótica de diversos provedores, com sistemas redundantes, e reconhecidamente à prova de problemas naturais tais como furacões até a categoria 5 (200 mph). O NOC da RigNet provê serviços em diversos idiomas, com ligações locais
Foto: Divulgação
a partir do Brasil, e possuindo telas que monitoram seus serviços proativamente 24 x 7, interligados a um Portal onde os clientes têm acesso imediato a relatórios de desempenho dos seus sistemas. Os produtos oferecidos pela RigNet objetivam três fatores importantes da vida diária na indústris de O&G: SMS – Saúde, Meio-Ambiente e Segurança; Bem estar da tripulação; e aumento da produtividade através da infraestrutura otimizada de comunicações e serviços agregados. O executivo Mauricio Rubinsztajn salientou ainda que durante o evento Brasil Offshore em Junho 2013 a RigNet estará lançando três produtos novos resumidos a seguir.”
Novidades para o evento brasil offshore 2013: • Tunnel Radio – A RigNet em parceria com a Tunnel Radio está lançando um produto para cobertura via rádio em qualquer parte de sonda ou plataforma/FPSO ou navio onde a estrutura e as interferências limitam as soluções de comunicações existentes. O sistema e as fibras com alimentadores (“leaky feeder ”) permitem comunicações por rádio muito claras e podem ser usadas para rastreio de pessoal ou sensoriamento de gases, em
qualquer parte das embarcações, economizando tempo e aumentando a segurança a bordo . • Video Collaboration – A RigNet proporciona serviços de colaboração com videoconferência gerenciada entre os escritórios dos clientes e os pontos remotos. Essa solução facilita as conexões em vídeo onde pode se ver os colegas, clientes ou partes isoladas e remotas em qualquer ponto do mundo sem a necessidade de investimentos adicionais em sistemas de segurança globais. • Energy Maritime – A RigNet provê serviços gerenciados via satélite em Bandas C e Ku para clientes do mercado de barcos de suporte ao mercado de O&G. No início de 2013, lançamos nosso serviço em tecnologia TDMA com antenas menores do que 1m priorizando antenas estabilizadas com 0.8m de diâmetro. Esse projeto de antena é muito apropriado para barcos pequenos com limitação de espaço físico a bordo, ou em barcos maiores onde já exista um sistema primário de antena ativado. Para obter informações mais detalhadas sobre a RigNet ou seus produtos e serviços, visite-nos em nosso stand número J56 durante o evento Brasil Offshore 2013 em Macaé de 11 à 14 de Junho de 2013 onde iremos recebê-los. TN Petróleo 89
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perfil empresa – Lab
Redução de custos
em projetos de engenharia, compras, suprimentos e na fabricação e montagem de tubulações. A Lab Consultoria realiza um trabalho diferenciado que vai desde a parte inicial do detalhamento do projeto, inspeção, fabricação e montagem de tubulação até pré-operação e partida dos sistemas e subsistemas de uma plataforma offshore, unidade em refinaria ou em quaisquer empreendimentos EPC destinado ao setor de geração de energia e óleo e gás com a finalidade de melhoria contínua.
S
egundo Lott Brito, responsável técnico da empresa, a Lab Consultoria em Tubulações tem como meta trabalhar com epecistas que tenham interesse em evidenciar e mensurar, de forma qualitativa e quantitativa, uma redução de custos e prazos em todos os empreendimentos EPC, de no mínimo 15% dos valores previstos nos orçamentos para a disciplina de tubulação, direcionados para a geração de energia, óleo e gás, biodiesel, química, petroquímica, celulose, dentre outros. A finalidade da proposta da LAB é sensibilizar o epcista, quanto à necessidade de inserir as primícias básicas na engenharia de processo, tubulação e estrutura no início do projeto, aproveitando o momento de crise financeira mundial, para introduzir e monitorar as atividades nas disciplinas, principalmente a de tubulação, através de um nicho de mercado, no que diz respeito a um conjunto de oportunidades de negócio com a execução das atividades básicas, na referida disciplina, com base nos custos e prazo do orçamento para cada atividade. O foco desse trabalho é garantir a satisfação do cliente, quanto ao prazo e custo nos empreendimentos EPC, através da redução de custos de 15% a 20% mínimo, abaixo do valor do orçamento que será utilizado para pagamento de alguns serviços e (END), Ensaios Não Destrutivos que serão utilizados e aplicados, nas inspeções de juntas soldadas, durante a fabricação e montagem de tubulação. Especificidades da nossa atuação:
E-mail: lott.brito@yahoo.com Tel.: 53 8128-7722 / 53 8133-9697 www.labtubulacoes.com.br 128
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• Verificação da consistência dos projetos de tubulação pelo PDS, PDMS em confronto com os P&IDs. • Estimativa de FEED, MTO. • Consultas Técnicas de Engenharia e Parecer Técnico para disciplina de Tubulação. • Procedimento de detalhamento dos isométricos em spools. • Definição da divisão e dimensões dos isométricos em spools “campo” e numeração de juntas.
• Definição do plano para qualificação das EPS e EIS que serão utilizadas nos empreendimentos. • Elaboração do Procedimento de Definição dos Percentuais dos Níveis de Inspeção. • Definição dos percentuais de ensaio não destrutíveis em função das classes de pressão e temperatura das linhas em uma planta de processo e/ou plataforma offshore. • Definição dos Quantitativos e Qualitativos dos Níveis de Inspeção. • Garantir a Redução dos Níveis de Inspeção em no mínimo 15% a 20% dos previstos no orçamento. • Garantir uma mudança dos Níveis de Inspeção de IV para II de no mínimo 20% dos quantitativos e qualitativos de Juntas estimadas de no mínimo (4.000 mil juntas) • Definição dos Sistemas e Subsistemas por Fluidos de Processos, Utilidades e Segurança. • Definição e Montagem das Pastas de Teste Hidrostático, Incluindo todos os Recursos Necessários para Execução. • Definição dos Diagramas das Malhas de Tubulação. • Definição do Detalhamento dos Suportes de Tubulação (Shoping Drawing). • Acompanhamento da fabricação e montagem de tubulação e suporte. • Acompanhamento do avanço físico e medição dos serviços. • Viabilização da redução de custos e prazos na disciplina de tubulação. • Manuseio e conhecimento das seguintes normas: Petrobras: N-76, N-115, N-133, I-ET-200-001/003 ASME B-31.3,31.4 E 31.8, ASTM-API-NACE.
Foto: Roberto Rosa, Consórcio Quip
REDUC (Refinaria Duque de Caxias): implantação e instalação das unidades U2900; tratamento de águas ácidas U2950; tratamento de DEA, U3350; tratamento de enxofre U1361; ampliação da torre de resfriamento e interligações offsite. REMAN (Refinaria de Manaus): ampliação e modernização da UDA-2111; unidade de destilação atmosférica: supervisão da fabricação e da montagem dos suportes de tubulação.
Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
FPSO p-53: Marlim Leste na Bacia de campos, construída pelo Consórcio Quip. Serviço realizado: verificação de consistência do projeto de tubulação, isométricos e spools. Acompanhamento de fabricação e montagem de suportes e tubulação.
Os principais clientes da empresa no setor de óleo e gás são: Quip S/A, Galvão Engenharia e UTC Engenharia. TN Petróleo 89
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produtos e serviços
Scandinavian Bunkering
Scandinavian Bunkering chega ao Brasil
A companhia atua basicamente como uma trading de combustíveis marítimos e como provedora de inteligência para o gerenciamento do combustível para embarcações. É a segunda filial da norueguesa, que também mantém uma base em Cingapura. No Brasil, a empresa irá operar como Scandinavian Bunkering do Brasil e estará focada nos mercados de óleo e gás e cabotagem. Estimulada pela forte demanda e pelo potencial da região, a companhia foi criada no país em novembro de 2012, mas só este ano o escritório foi inaugurado. João Eduardo Pereira, diretor executivo da companhia no Brasil, conta que a escolha do Rio de Janeiro se deveu ao estado ter se tornado importante polo para negócios offshore de petróleo no Brasil. “Trabalhamos com uma rede de parceiros e fornecedores em todo o mundo, além de fornecer orientações estratégicas, que encurtam o custo e tempo das operações offshore. Em todo o mundo, a empresa atende mais de 500 portos fornecendo combustíveis e lubrificantes, oferecendo ainda informações de mercado em relação a preço, qualidade e disponibilidade de produto”, complementa Pereira, que chefiará o escritório do Brasil e em breve contará com mais seis funcionários – a maioria com experiência no mercado de abastecimento sul-americano. 130
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Foto: Scandinavian Bunkering
A norueguesa Scandinavian Bunkering inaugurou oficialmente (em março) seu primeiro escritório no Brasil. Localizado no Centro do Rio de Janeiro, será o eixo por Maria Fernanda Romero das operações da empresa na América do Sul.
De acordo com Kennet Bollerud, diretor executivo do Grupo Scandinavian Bunkering, a chegada da empresa à região já era aguardada por clientes da companhia em todo o mundo, de olho no crescimento das atividades offshore, sobretudo do pré-sal. “Muitos de nossos clientes se estabeleceram no Brasil recentemente, o que mostra que este é um mercado com grande potencial. Eles já pediam por nossos serviços nesta área há algum tempo. Decidimos ouvi-los”, afirmou. A Scandinavian Bunkering procura focar no conteúdo e competência locais e com isso investe na formação de uma equipe que possa avaliar riscos e oportunidades do mercado, sem barreiras linguísticas ou culturais. “É por isso que é tão
importante para nós ter presença nos lugares onde operamos”, reforça Bollerud. Erik Vinde, vice-presidente de vendas e marketing do Grupo, acredita que ao expandir para o Brasil, a Scandinavian Bunkering vai fortalecer sua vantagem competitiva e espera que o novo escritório contribua com resultados econômicos positivos para a empresa e possam aumentar a equipe e fazer mais investimentos. O Grupo possui três escritórios principais, com a sede em Tønsberg, Noruega, uma cidade com longa tradição marítima. A empresa oferece serviços de abastecimento de combustível em mais de 500 portos no Mar do Norte, África Ocidental, o Oriente Médio, Cingapura, Oceania, Malásia, Indonésia, o Golfo dos Estados Unidos e o Brasil. No ano fiscal de 2011/2012, movimentou mais de U$ 2,5 bilhões, fornecendo mais de 3,6 milhões de toneladas de combustíveis.
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produtos e serviços
Mott MacDonald
Mott MacDonald compra Habtec Engenharia Ambiental
Há 40 anos fazendo negócios no Brasil, a empresa já participou de projetos como a concessão do Rodoanel em São Paulo, projeto de geração de energia em Pernambuco, metrôs do Rio de Janeiro e São Paulo, ponte Rio-Niterói e rodovia Campinas-Mogi Mirim. Mais recentemente, a companhia tem prestado serviços para projetos de energia, transporte, saúde, educação e meio ambiente no país. A multinacional fica sediada no Reino Unido, possui valor estimado de 1,1 bilhão de libras, está presente em cerca de 50 países, possui cerca de 15 mil funcionários e participa de projetos em 140 países. Segundo Kevin Stovell, diretor de Desenvolvimento Estratégico da Mott MacDonald, trazer a Habtec para o Grupo permitirá o desenvolvimento e crescimento de uma equipe já reconhecida e que fornecerá uma base no Brasil de onde poderão oferecer seu leque de serviços. A Mott MacDonald atua com consultoria ambiental, otimização da capacidade de processos produtivos, economia de construção, pesquisa de mercado, design, desenvolvimento sustentável, consultoria em gestão, planejamento, gestão de compras e de risco, estudos, gestão de programa e de projeto, desenvolvimento e pesquisa, finanças de infraestrutura, comunicações e tecnologia e consultoria técnica, dentre outras qualificações. A companhia teve mais de 200 prêmios para seus projetos e pessoal nos últimos três anos. Já a Habtec vem desenvolvendo seus trabalhos principalmente para os setores de energia, óleo e 132
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Foto: TN Petróleo
A britânica Mott MacDonald, consultora global em administração, engenharia e desenvolvimento, adquiriu em março a brasileira Habtec, de consultoria em engenharia ambiental. A aquisição é parte da estratégia da Mott MacDonald de criar uma base regional no Brasil, onde poderá expandir seus negócios em toda a América do Sul. por Maria Fernanda Romero
John Perry e Kevin Stovell, da Mott MacDonald e Ricardo Lima Tavares da Habtec
gás, mineração, transporte e outros por mais de 23 anos. Com cerca de 80 funcionários e diversos fornecedores especializados, o portfólio de projetos da empresa inclui vários estudos de impacto ambiental, pareceres de conformidade, elaboração e implementação de projetos de monitoramento e programas socioambientais para clientes como Petrobras, Repsol Sinopec, Vale, BG Brasil, Shell, Furnas, OGX, entre outros. Para Ricardo Lima Tavares, diretor de operações da Habtec, através da rede global da Mott MacDonald, a companhia brasileira poderá crescer em novos setores, terá uma maior diversidade de projetos e reforçará seu principal objetivo que é possibilitar que seus clientes tenham tranquilidade para viabilizar seus negócios de forma sustentável. “A Mott MacDonald dará um approach global à Habtec. Dará mais credibilidade e abrangência maior à empresa. Assinamos a venda no
dia 15 de março e já estamos obtendo reflexos positivos em nosso negócio”, afirma Tavares. De acordo com o executivo, os principais projetos da empresa atualmente são: licenciamento ambiental do Gasoduto Rota 3, que escoará parte da produção do pré-sal da Bacia de Santos para o Comperj (Petrobras), monitoramento dos manguezais da APA Guapimirim e Esec Guanabara (Comperj), o monitoramento de desembarque pesqueiro na costa da Bahia (Petrobras), implementação de projetos ambientais para atividades de perfuração nas bacias de Santos e Campos (Repsol/Sinopec), o monitoramento de fauna e educação ambiental do Projeto Salobo, mineração de cobre no estado do Pará (Vale), além de gestão ambiental e licenciamento de diversas Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) pelo Brasil e avaliação ambiental integrada de bacia hidrográfica na Amazônia.
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produtos e serviços
Sosinil A paulista Sosinil, especializada na locação de geradores, torres de iluminação e serviços de hidrojateamento UAP (Ultra Alta Pressão), pretende ampliar sua participação no segmento de naval e de petróleo e gás brasileiro. Fundada de início como uma locadora de compressores, rapidamente a Sosinil estendeu suas atividades não apenas para a locação, mas para a prestação de serviços especializados de manutenção industrial. Completando 40 anos em 2013, a empresa tem hoje no serviço de hidrojateamento uma de suas especialidades. Segundo Nilthom Palma, diretor e fundador da Sosinil, o hidrojateamento é especialmente vantajoso para a indústria naval, mercado petrolífero, e muitos outros setores que nele têm investido como parte de sua rotina de manutenção. “Junto ao serviço de hidrojateamento, temos também a pintura industrial que promete por cinco anos, em média, a garantia completa dos serviços”, afirma. O hidrojateamento é considerado uma das melhores e mais eficazes técnicas de limpeza e tratamento de superfície, pois não utiliza materiais abrasivos e pode servir a numerosas situações. Este serviço reduz impactos ambientais, por limitar a geração de resíduos sólidos e eliminar problemas causados pela poeira produzida por outros métodos, com uso de jatos abrasivos. Com sede em Campinas (SP), filial em Duque de Caxias (RJ) e atuação em todo o território nacional, a Sosinil, além de ter profissionais especializados, incluindo engenheiros e tecnólogos capacitados, atua com os 134
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Foto: Divulgação
Sosinil aposta no hidrojateamento para ganhar mercado
mais modernos equipamentos, com bombas de ultra alta pressão com até 40.000 psi. “É aconselhável uma análise técnica do local a ser tratado, para que sejam definidas as melhores técnicas para cada caso”, informa Palma. De acordo com ele, o hidrojateamento é recomendado para locais complexos como tanques de armazenagem e locais que não podem sofrer contaminação, mas há outras opções de uso mais frequente, como serviços de hidrolavagem, para limpeza com níveis de pressão menores da água e posterior tratamento manual ou mecânico da superfície. A Sosinil orienta que o hidrojateamento seja complementado pelos serviços de tratamento anticorrosivo e pintura industrial. A limpeza com a bomba de hidrojato com água altamente pressurizada remove óxidos, ferrugens e camadas antigas de tinta, deixando a superfície limpa para as próximas ações. De acor-
do com as demandas específicas de cada situação, o serviço de pintura industrial pode abranger aplicação de tintas a rolo, pistola convencional e air less, isolamento térmico ou aplicação de revestimentos com fita. Com objetivo de proteger o material ou equipamento contra a corrosão, o serviço é realizado seguindo todos os padrões de qualidade exigidos pelas normas reguladoras. “O estudo criterioso e a capacidade técnica dos profissionais envolvidos estão sempre no topo de nossas preocupações, para garantir a eficácia de todo o serviço”, completa o diretor. O executivo ressalta que a sequência dos serviços de hidrojateamento, tratamento anticorrosivo e pintura industrial é determinante para a manutenção adequada, preventiva e planejada dentro das indústrias, prolongando a vida útil dos equipamentos e estruturas, resultando numa positiva relação custo-benefício.
Top Industrie
Especialista na fabricação de equipamentos padrão de alta pressão como válvulas HP, autoclaves, bombas de precisão e booster (amplificador de pressão), e de sistemas de pesquisas para o uso da alta pressão em centros tecnológicos, lança as bombas PMHP, bombas-seringa de alta pressão. A principal vantagem do produto é a precisão microvolumétrica na injeção do fluido, no controle da vazão e na pressão desejada, assim como a possibilidade de trabalhar tanto com líquidos quanto com gases. Segundo Henri Millischer, diretor de Desenvolvimento de Negócios do Brasil da Top Industrie, as bombas já têm sido requisitadas pelo setor de óleo e gás. Inclusive a empresa Bichem, subsidiária da Petrobras na Holanda, já utiliza um par de PMHP High Volume. “As bombas são usadas em
Foto: Divulgação
Top industrie lança bombas-seringa de alta pressão
ensaios e pesquisas que requerem precisão como, ensaios de equilíbrio de fase, injeção de inibidores no meio de um ensaio de alta pressão (corrosão, análise de reações químicas), catálise, fluidos supercríticos e mecânicas de rochas. As bombas-seringa também podem ser utilizadas para automatizar um processo de controle de pressão contínua numa célula durante uma experiência”, complementa. Elas servem também para injeção de CO2, garantindo que o
mesmo permaneça em fase líquida durante a fase de pressurização e de injeção. As bombas-seringa PMHP 03-7000 de muito alta pressão podem pressurizar um fluido até 7.000 bar (100.000 psi). Com 30 anos de experiência, a Top Industrie possui capacidade global em desenhar equipamentos de pesquisa de alta pressão sob medida. A empresa busca integrar soluções que se adaptem aos experimentos do pesquisador ao fabricar um equipamento entregue pronto para uso.
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produtos e serviços
CTDUT
Construção de Loop Multifásico Petróleo, água e gás terão duto pigável de 12”para P&D
A ideia inicial era montar um Loop mais simples, operando apenas com óleo cru ou, alternativamente, com água. Mas as demandas da Petrobras e do pré-sal levantaram uma nova possibilidade, mais abrangente e ao mesmo tempo atendendo a necessidades mais específicas, como as simulações com fluidos multifásicos em um duto de proporções próximas ao que encontramos no campo. Será dotado de um sistema Scada, que permitirá o treinamento de operadores, através da simulação de condições usuais ou de emergência em um duto. Sua concepção atende a três diferentes configurações, todas pigáveis e dotadas de carretéis removíveis para testes. O Loop Menor, com 200 m de comprimento, irá operar com uma variação máxima em elevação de 3 m. O Loop Maior irá operar com 2,5 km e uma variação vertical de 60 m. Ambos operando em loop aberto para PIG. Utilizando-se os dois loops simultaneamente, temos uma configuração com 2,7 km e que incorpora as características de ambos, mas consistindo em um circuito fechado para PIG, que poderá circular indefinidamente sem interrupção. Em um primeiro momento, sua operação será feita com óleo cru, água e nitrogênio, por limitações de sua estrutura inicial de separação destes fluidos. Em uma segunda fase do projeto, ele poderá 136
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Foto: Divulgação
O Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT), já estabelecido como um laboratório compartilhado de testes na área de dutos e terminais do setor de óleo e gás, e conhecido por suas instalações em escala real, está comemorando mais uma conquista: o início da construção do Loop Multifásico, um sonho de longa data que agora está se concretizando.
Acima: Loop Multifásico do CTDUT (localização e extensão / Google Map) Ao lado: Projeto Loop Multifásico 12” – Terminal
ser dotado de um separador mais eficiente e operar com gás natural no lugar do nitrogênio. O CTDUT já dispõe de um ponto de acesso de 100 bar e estação redutora de pressão para gás natural. Dotado de previsão para que suas bombas originais sejam isoladas do circuito pela atuação de válvulas e com o uso de pontos de espera flangeados para ins-
talação de bombas multifásicas externas, ele poderá ser utilizado para teste e desenvolvimento de novos modelos de bombas, bem como separadores, medidores de vazão multifásicos, além de outros equipamentos pertinentes. Este Loop Multifásico, em sua configuração mais simples de 200 m estará apto a operar a partir do segundo semestre de 2013 e servirá para capacitar profissionais, realizar teste de ferramentas de inspeção, testar tecnologias.
Loops Diâmetro
Multifásico
Bifásico
Água
N2
Óleo Cru
Gás Natural
Em operação
Notas
8”
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2º Trimestre 2013
Nota 1
9 5/8 “
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Sim
Nota 2
12”
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Futuro
3º Trimestre 2013
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14”
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Sim
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16”
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4º Trimestre 2014
Nota 3
16” GN
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Em Planejamento -
Assim como já é feito com os serviços realizados no CTDUT, o Loop Multifásico poderá ser utilizado para testar novas tecnologias em caráter de confidencialidade. Nessa modalidade, os técnicos do CTDUT dão apoio apenas na preparação básica do laboratório, deixando assim de se envolver com as especificações do produto, resultados dos testes e qualquer aspecto que seja de caráter confidencial. O cliente poderá levar equipe técnica própria para conduzir o teste, não tendo que
compartilhar a tecnologia envolvida nem os resultados obtidos. Por outro lado, o CTDUT está apto a conduzir projetos completos, através de equipes dedicadas de pesquisadores para atender a demandas de P&D relacionadas às suas áreas de atuação. O centro possui ainda outros loops em operação ou em construção, que podem ser utilizados em uma série de projetos de pesquisa, inclusive dentro da Cláusula de Investimento em P&D da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural
Nota 4
e Biocombustíveis (ANP), conforme pode ser visto na tabela acima. Além dos loops, o CTDUT conta com outros laboratórios como o de Proteção Catódica e o Laboratório de Integridade Estrutural, onde são feitas rupturas de dutos. Visando ainda atender as necessidades do mercado dutoviário e de terminais, o Centro também está se estruturando para a construção de um Laboratório de Vazão de Líquidos, Laboratório de Tanques e Laboratório de Certificação de Válvulas.
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excelência operacional
Excelência operacional: obrigatória para empresas de petróleo e gás
Um vazamento de petróleo no Brasil, um oleoduto sabotado na Nigéria, uma explosão em uma fábrica de processamento de produtos químicos na Tailândia... é normal pensar que a indústria de petróleo e gás nunca está longe das manchetes pelas piores razões. No entanto, as manchetes contam apenas uma pequena parte da história das operações diárias da indústria mundial de petróleo e gás. Todos os dias, dezenas de milhares de poços, centenas de milhares de quilômetros de oleodutos e milhões de itens de equipamentos de processamento fornecem energia de forma segura para nossos lares, sistemas de transporte, empresas e comunidades.
T John McCreery é sócio da prática global de petróleo e gás da Bain & Company, especialista no desenvolvimento de estratégia e melhoria de desempenho no setor de petróleo e gás. Ethan Phillips é sócio da Bain & Company no escritório de Houston, membro da prática global de petróleo e gás, com expertise em operações a montante e transformações organizacionais.
Francesco Cigala é diretor da Bain & Company e Country Head na Malásia. Na Bain desde 2011, atuou 14 anos como consultor de gestão na Ásia, Europa e América do Norte. José de Sá é sócio da Bain & Company em São Paulo e tem mais de 13 anos de experiência prestando consultoria de gestão para grandes grupos nacionais e multinacionais em diversos setores.
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udo isso acontece em um setor que está cada vez mais focado em melhorar suas operações. Para os executivos de petróleo e gás, a necessidade de excelência operacional (OE, na sigla em inglês) nunca foi tão grande. Os custos de exploração, desenvolvimento e produção estão aumentando, e as margens de refino estão sob pressão. Os níveis de atividade também estão aumentando, provocando a inflação do setor. A falta de talento técnico e capacidade elevaram ainda mais os custos com funcionários e serviços. Como um em cada quatro profissionais técnicos vai se aposentar nos próximos sete anos, essa escassez pode se tornar ainda mais grave. O aumento de recursos não convencionais, como óleo de xisto, também contribui para um foco maior na excelência operacional, principalmente na América do Norte. Mas isso está ocorrendo cada vez mais em outros lugares do mundo. Embora os fundamentos de excelência operacional sejam os mesmos, as operações em atividades não convencionais em geral requerem processos e comportamentos diferentes dos usados na extração convencional. À medida que as IOCs (empresas internacionais de petróleo) e NOCs (empresas nacionais de petróleo) aprendem mais sobre recursos não convencionais, os operadores de sucesso estão aprimorando suas abordagens para enfrentar melhor os desafios operacionais únicos apresentados. Ao mesmo tempo, a indústria de petróleo e gás está sob uma tremenda pressão para reduzir os riscos, mesmo enquanto assume novos desafios, como a perfuração em águas ultraprofundas ou no Ártico, operações terrestres intensas em áreas povoadas (por exemplo, gás de xisto no nordeste dos Estados Unidos), e tecnologias pioneiras como terminais flutuantes de gás natural liquefeito (FLNG). Os executivos da indústria estão trabalhando para definir e obter a excelência operacional nas fronteiras onde existem poucos benchmarks. A mudança para recursos de fronteira acompanha um cenário competitivo em transformação que exigirá que os players de petróleo e gás tornem-se mais ágeis e desenvolvam maior flexibilidade para concorrer em novos papéis. A ascensão das NOCs e a perda de acesso a reservas fáceis estão
forçando as IOCs e as independentes a melhorar ainda mais as suas capacidades tecnológicas e operacionais, bem como as suas capacidades para trabalhar com governos e outros parceiros. As expectativas crescentes das NOCs e seu interesse em novos tipos de parcerias criam enormes oportunidades para empresas de serviço de campos de petróleo, mas elas também devem desenvolver os seus conhecimentos e capacidades, a fim de gerenciar mais riscos e complexidade de projeto, ao mesmo tempo em que oferecem operações de campo integradas, acima e abaixo da superfície. As expectativas crescentes de órgãos reguladores, acionistas e comunidades são um fator de complicação para essas mudanças, pois todos eles estão exigindo mais das empresas de petróleo e gás. As regulamentações estão se tornando cada vez mais complexas e os reguladores mais proativos, exigindo um nível maior de atenção para garantir a conformidade. Todas estas pressões combinadas aumentam a necessidade e o valor da excelência operacional. Nosso trabalho com os produtores de petróleo e gás sugere que mais de 10% da capacidade de produção estão atravancados pela complexidade e ineficiência, o que representa oportunidades valiosas para melhoria, através do aumento da excelência operacional. A excelência operacional cria valor por meio de ações sistemáticas e repetitivas que são claras e disponíveis para todos em todos os níveis da empresa. Ela se baseia em processos padronizados que estão documentados, bem entendidos, e ao longo do tempo resultam na melhoria contínua do desempenho operacional.
Todos na organização entendem (ou sabem como descobrir) como executar as suas tarefas e têm acesso aos recursos adequados para fazê-lo. A Bain trabalha com muitas empresas de petróleo e gás para ajudar a elevar o seu nível de excelência operacional. Algumas empresas exigem transformações por atacado em todas as suas capacidades, outras precisam de melhorias direcionadas em áreas específicas. Este resumo explica o que entendemos por excelência operacional, por que ela é cada vez mais crítica para as empresas de petróleo e gás, e como as empresas começam suas jornadas para alcançar e mantê-la. O que é a excelência operacional? – Para a maioria das empresas de petróleo e gás, a aspiração pela excelência operacional não é novidade. Muitas têm programas bem desenvolvidos, manuais codificados, e medição e treinamento ativos, mas as disparidades persistem. Uma razão é que as proporções de supervisão (entre funcionários da empresa e prestadores de serviços) aumentaram de 1:1 há 20 anos, para cerca de 1:5 hoje. Os níveis médios de experiência também estão caindo, mesmo quando os níveis de atividade sobem. Hoje, em áreas maduras da indústria, a excelência operacional trata mais de cultura e mudança de comportamentos, enquanto que nas áreas novas (como operações do Ártico ou fontes não convencionais), ela trata mais de codificação e padronização. Definimos a excelência operacional como o sucesso em seis áreas. TN Petróleo 89
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excelência operacional
• Desempenho em saúde, segurança e ambiental (HSE) de classe mundial em uma cultura que dá ênfase irrefutável ao desenvolvimento dos mais altos padrões de desempenho; • Desempenho no quartil superior e retorno sobre o capital em todos os ativos; • Melhores normas e sistemas da indústria, padronizados e adotados de forma consistente em toda empresa; • Uma cultura de alto desempenho que está sempre se esforçando para melhorar; • Capacidades essenciais distintas realizadas por uma força de trabalho altamente talentosa; • Reputação impecável, com base em operações eficientes e práticas de negócios sustentáveis. Para muitas empresas, estas conquistas resultam de um programa de transformação que primeiro define a estratégia, os princípios, as expectativas e os processos de excelência operacional e os traduz em ações repetitivas. Esta transformação gera um Sistema de Gestão de Excelência Operacional (OEMS, em inglês), que tem três componentes principais (ver Figura 1). • Elementos operacionais e escopo. Isso requer uma estrutura integrada e um conjunto globalmente consistente de princípios aplicados às operações. Ela define políticas e melhores práticas em todas as operações e atividades da empresa, incluindo planejamento integrado, gestão da cadeia de fornecimento, organização e gestão de talentos. • Gestão de mudança e obtenção de resultados. O objetivo de uma transformação de OE é incorporar a excelência na cultura da empresa. Isso muitas vezes envolve 140
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a mudança de comportamento em todos os níveis da organização. Os executivos devem gerenciar esta transformação, enquanto mitigam os riscos de implementação e garantem o cumprimento. • Melhoria contínua do desempenho começa com uma avaliação do potencial para oportunidades. Indicadores chave de desempenho (KPIs, em inglês) medem a melhora do desempenho no nível de ativos, e uma série de verificações, avaliações e ciclos de feedback reforçam o hábito de avaliação e aperfeiçoamento contínuos. Como as empresas operam de maneira diferente em níveis mais elevados de excelência? Considere o exemplo de grandes revisões de manutenção nas instalações de produção. As empresas de petróleo e gás costumam agendar períodos de duas ou três semanas de revisão para as suas instalações a montante e de refino, a cada três ou quatro anos. Tradicionalmente, estas revisões são planejadas e executadas pela administração local. Vez por outra, uma falta de planejamento – por exemplo, não organizar que as capacidades ou materiais adequados estejam disponíveis no momento certo – pode fazer com que essas paralisações planejadas ultrapassem o seu prazo. Estes atrasos podem custar centenas de milhões de dólares para as empresas. No entanto, quando o planejamento e os procedimentos para essas revisões de manutenção são padronizados em toda a empresa e as melhores práticas aplicadas, os atrasos podem ser reduzidos significativamente.
excelência operacional: obrigatória para empresas de petróleo e gás
Alcançando o objetivo – Não é nem fácil nem rápido ter sucesso. Os primeiros passos de uma transformação podem ser qualquer coisa, menos ‘excelentes’. O desempenho pode até parecer pior, pois os líderes pedem que as pessoas trabalhem e pensem de maneiras diferentes. Como aquela resolução de Ano Novo para ir para academia, é relativamente fácil se inscrever no segundo dia de janeiro. Mas como garantir que o esforço seja contínuo e repetitivo? Excelência operacional requer um foco incansável da gerência sênior e comunicação constante com a linha de frente para sustentar a jornada de transformação de OE durante vários anos. Algumas empresas com menos experiência no gerenciamento de comunicação entre os altos escalões e as linhas da frente cometem o erro de enviar muitas mensagens ou mensagens que são muito detalhadas. É muito mais eficaz apresentar a excelência operacional em linguagem clara, nítida e curta. Por exemplo, dois dos slogans internos de sucesso da Chevron são: “Faça com segurança ou não faça” e “Há sempre tempo para fazer bem”, mensagens simples e curtas que articulam claramente a prioridade da empresa de segurança em vez da pressa. A mudança da cultura corporativa também requer liderança do alto escalão para reforçar novos comportamentos. Os líderes devem dar continuamente o tom para a transformação, mantendo expectativas e entusiasmo em alta. Mesmo assim, em nossa experiência, a motivação dos empregados alcança apenas 20% da mudança; assegurar o cumprimento através do reforço das consequências, positivas e negativas, alcança os outros 80%. Em outras palavras, a responsabilidade e a transparência são mais importantes do que nunca. Por exemplo, quando parte do negócio é avaliado pela primeira vez em relação aos novos padrões e expectativas de OE, os líderes têm de sinalizar para a equipe que é aceitável ter uma classificação abaixo do padrão. A alternativa de cobrir áreas de fraqueza (e, portanto, possíveis áreas de melhoria) é oportunista e não tem interesse em longo prazo pela saúde dos negócios. Os líderes devem acompanhar essas avaliações com as suas expectativas por uma melhora considerável na próxima vez. Na verdade, os gestores precisam estimular continuamente a melhoria por meio de avaliações contínuas da equipe em todos os níveis da organização. Estas avaliações devem ser mais detalhadas do que simplesmente verificar com os gerentes do site se as coisas estão no caminho certo. Elas exigem visitas in loco às plataformas operacionais, refinarias e centros de produção, e conversas com outros gerentes, engenheiros, operadores e técnicos para se certificar de que eles entendem as necessidades e objetivos de excelência operacional. A expectativa de que a gestão vai liderar, ser visível e responsável é o fator mais crítico e fundamental para assegurar uma transformação bem sucedida. O prêmio para alcançar a excelência operacional – Então, quais são as recompensas tangíveis para a
excelência operacional? A ExxonMobil obtém regularmente retornos sobre suas operações que são de 2% a 3% maiores do que a maioria dos concorrentes, e seus executivos atribuem muito dessa vantagem à excelência operacional. Entre as empresas com as quais trabalhamos ao longo dos últimos anos, temos visto uma série de benefícios em segurança e áreas operacionais, resultantes da implementação de um OEMS. • Uma redução de 40% em prejuízos com incidentes primários de contenção, incluindo vazamentos; • Aumentos nos volumes totais de injeção de água de 15% em todas as operações de Exploração e Produção – um dos principais motores da recuperação de campos de petróleo; • Nenhum diferimento de exportações de campos de alto desempenho com uma taxa média de 98,5% agora alcançada em todo o portfólio; • Execução mais eficiente de paradas para manutenção nas operações a jusante e montante. A discussão sobre os benefícios quantificáveis de negócios da excelência operacional nas IOCs tem evoluído nos últimos anos, afetada pelos custos de inflação, o uso mais ponderado dos parâmetros adequados e reconhecimento de que outros fatores, como o desenvolvimento organizacional e a capacidade de construção também estão contribuindo para essas melhorias. Na América do Norte, em particular, muitos operadores estão respondendo aos preços baixos sustentados da gasolina, reduzindo rapidamente os seus custos através do planejamento integrado e melhor feedback rápido sobre processos de melhoria contínua, permitindo uma produção economicamente viável em uma ampla gama de atividades não convencionais. A busca por níveis mais elevados de integridade de ativos aumentou os custos de manutenção, pois as empresas tentam cumprir plenamente os seus planos e rotinas de manutenção. A vantagem é que este investimento aumenta a confiabilidade. Os executivos da indústria estão refletindo de forma considerável sobre o uso adequado de benchmarks e como alcançar o equilíbrio ideal entre confiabilidade, custo e eficiência. A eficiência da manutenção, por exemplo, é um importante indicador da excelência operacional. Nosso trabalho ajudando as empresas de petróleo e gás a melhorar o desempenho sugere que as melhorias na receita, custos de conversão e gestão de riscos trazem benefícios significativos (ver Figura 2). Manter a excelência no desempenho requer melhoria contínua e foco. A jornada nunca termina. Líderes em todos os níveis da organização devem continuar a demonstrar o seu compromisso e liderança visível de excelência operacional. Não há espaço para a complacência, das linhas de frente até a mesa do CEO. Mas os executivos que entendem que esta constante vigilância é o preço da excelência operacional podem ter um pouco mais de tranquilidade, e este é um prêmio pelo qual vale a pena lutar. TN Petróleo 89
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subsea
Rumo ao sistema submarino de produção de petróleo A indústria offshore está descobrindo e explorando reservas petrolíferas em áreas antes inacessíveis, cada vez mais profundas e distantes da costa. Para enfrentar estes novos desafios, estão sendo projetados e construídos navios-sonda com capacidade de operação em lâmina d’água de 3.600 m com a possibilidade de perfurar até 11.300 m.
T
ambém se existem várias opções disponíveis para a exploração das reservas de água profunda, as grandes companhias petrolíferas são mais propensas ao desenvolvimento de equipamento de processo submarino.
Produção submarina – O poço em alto-mar tem várias características em comum com os poços em terra. Os fluidos produzidos, como óleo, água e gás são muitas vezes corrosivos, em função da presença de sulfeto de hidrogênio ou dióxido de carbono e podem apresentar temperaturas e pressões elevadas. A separação destes fluidos e de componentes residuais como areia, por exemplo, facilita o transporte até uma unidade flutuante de produção, como uma FPSO ou até uma instalação terrestre para sucessivo processamento. O processamento submarino suporta e melhora a produção através de uma série de operações como separação, descarte de água e/ou areia produzidas, reinjeção de água produzida, bombeamento, compressão e aquecimento de tubulações. O bombeamento submarino inclui bombas elétricas submersas, utilizadas para auxiliar o transporte de fluidos de reservatórios com baixa pressão para instalações de processamento, e as bombas mono e multifásicas utilizadas respectivamente para reinjeção de água produzida e para bombeamento de fluidos produzidos até a superfície do mar ou terrestre. A compressão submarina pode ser utilizada para o transporte de gás até a superfície do mar ou terrestre ou injeção em poços na fase de recuperação secundária e terciária. Em caso de longos sistemas de conexão (tie-back), os dutos submarinos precisam de bombeamento e/ou compressão. Em algumas circunstâncias, os dutos submarinos precisam ser aquecidos para facilitar o bombeamento e prevenir a formação de hidratos. O processamento submarino e transporte exigem uma fonte de energia confiável e facilmente acessível no fundo do mar. Uma vez instalada, a rede de energia elétrica pode ser facilmente controlada por grandes distâncias e não depende das condições de superfície; é uma escolha ideal que viabiliza a produção e processamento de reservas.
Milton Korn é Managing Senior Principal Engineer da ABS em Houston, chefia o departamento de Elétrica e Controles da Divisão de Tecnologia Offshore e atua na pesquisa subsea de eletrificação e comunicação wireless.
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TN Petróleo 89
Eletrificação submarina – Raramente os equipamentos de produção submarina mencionados aqui são utilizados singularmente e cada um deles precisa de energia e potência elétrica em um ambiente remoto quase sempre inacessível. Em muitos sistemas de produção, os requisitos de potência total da instalação podem chegar a 50-100 MW, ou mais. A indústria tem investido grandes recursos financeiros e humanos na pesquisa e desenvolvimento de projetos ligados a aplicações submarinas. Atualmente, o desenvolvimento chegou a um ponto em que a padronização
Desafios da eletrificação – Operações em ambientes remotos e hostis nos quais as consequências de uma falha podem colocar em perigo todo o sistema submarino são desafios comuns para a transmissão, distribuição, utilização e controle da energia e potência elétrica. A aplicação de padrões de qualidade existentes na área marítima para novos equipamentos projetados especificamente para operar em ambiente submarino ou a utilização de equipamentos existentes baseados exclusivamente em tais padrões nem sempre são apropriados devido ao fato de que as condições de um ambiente submarino são radicalmente diferentes das condições pelas quais os padrões de qualidade atuais foram desenvolvidos. A transmissão elétrica de longa distância é um dos tópicos que desperta mais interesse nos pesquisadores que vêm estudando voltagens e frequências adequadas para o ambiente submarino. As opções consideradas foram a transmissão de corrente contínua (DC) e alternada (AC); no caso da AC, a transmissão tem frequências de 10 hertz (Hz), 16 2/3 Hz e até 60 Hz. As tensões de transmissão foram pensadas para variar de 27 kV e no máximo até 100 kV. A topologia de rede de transmissão está sendo investigada com estudos sobre um modelo de fonte de voltagem que frequentemente precisa de estabilização ou compensação das linhas de transmissão a cada ponto de recepção (final) para manter a voltagem entre uma faixa aceitável. Este é um assunto de grande preocupação em caso de longos tie-back, com bombas e compressores instalados perto do ponto de produção, e quando existe uma estação de reforço/estimulação (boosting) ao longo do tie-back. Uma alternativa ao modelo de fonte de voltagem é o modelo de transmissão de uma fonte constante de corrente em que a corrente é impressa na linha de transmissão com cada carga “apanhando” a energia necessária a cada ponto ao longo da linha de transmissão. Para distribuir energia elétrica a equipamentos de processamento submarino é necessário ter a capacidade de efetuar operações de comutação e de gerenciamento de falhas usando disjuntores ou outros dispositi-
Foto: Harald Pettersen - Statoil ASA
de componentes e instalações é considerada um fator determinante para atingir a confiabilidade necessária. O trabalho de padronização tem sido promovido pelas companhias petrolíferas através de Joint Industry Project (JIP) – projetos conjuntos desenvolvidos pela indústria – organizados pela Subsea Electric Power Standardization (Seps), entidade internacional criada por operadoras para padronizar as normas de fabricação de sistemas de energia submarinos. Recentemente, o Instituto de Engenheiro Elétricos e Eletrônicos (IEEE) e a Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) começaram a trabalhar juntos em JIP sobre SEPS para desenvolver padrões apropriados.
vos. Cargas individuais podem ser alimentadas a partir de transformadores dedicados para fornecer isolação galvânica e melhorar a confiabilidade do sistema. A distribuição e os equipamentos podem ser colocados dentro de equipamento com características de um vaso de pressão capazes de resistir às altas pressões encontradas no fundo do mar e que conseguem fornecer um ambiente interno parecido com aquele esperado pelos padrões de qualidade tradicionais. Como alternativa, os equipamentos podem ser instalados em equipamentos compensados a óleo sem precisar resistir a um grande diferencial de pressão; neste caso, no entanto, o equipamento precisa operar em um ambiente bem diferente daquele tradicional. A necessidade de lançar, conectar, desconectar e recuperar os equipamentos elétricos submarinos a uma profundidade estabelecida resultou no desenvolvimento de conectores elétricos submarinos do tipo wet-mate com potência de até 36 kV que podem ser manipulados pelos veículos submarinos operados remotamente, os ROVs (do inglês Remotely Operated undervater Vehicle) e estão incluídos em um dos primeiros padrões de qualidade desenvolvido por um projeto integrado da indústria (JIP) da SEPS; este pode ser considerado o primeiro fruto do esforço conjunto de IEEE/IEC/Seps. Ainda há muito a ser feito no que diz respeito a pesquisa e desenvolvimento de padrões de qualidade para o ambiente submarino, mas o esforço conjunto da indústria levará, ao longo do tempo, a um amplo desenvolvimento dos equipamentos submarinos. TN Petróleo 89
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rodada anp
Os desafios e oportunidades para a
indústria brasileira do petróleo Após anos de atrasos e contratempos, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) retoma o processo de licitação de novos campos de petróleo.
N
Rodrigo Meyer Bornholdt é advogado atuante na área de óleo e gás, mestre em Direito do Estado e doutor em Direito das Relações Sociais pela Universidade Federal do Paraná. Sócio da Bornholdt Advogados. Eduardo Teicofski é advogado atuante na área de óleo e gás, pós-graduado em Temas Contemporâneos do Direito pelo Instituto Brasileiro de Estudos Jurídicos (Curitiba), pós-graduado em Direito Marítimo pelo Centro de Ensino Superior de Santa Catarina. Sócio da Bornholdt Advogados.
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TN Petróleo 89
a atual 11ª Rodada, ainda não estão presentes, entre os campos ofertados, as ambicionadas áreas da camada do pré-sal, de exploração marítima em águas extremamente profundas (as maiores da história da exploração do hidrocarboneto). Os campos ofertados nessa rodada de concorrência são, em sua maioria, campos em terra e em águas rasas nas regiões Norte e Nordeste (à exceção de alguns campos no Espírito Santo), de menor representatividade quantitativa. Em claro propósito de pulverizar a produção, a ANP informa que o objetivo da 11ª Rodada é o fomento à participação de empresas pequenas e médias, notadamente as nacionais. Deixa-se, assim, de beneficiar apenas os usuais partícipes oligopólios da indústria de óleo e gás, malgrado já existirem empresas de pequeno e médio porte atuando no setor, por força de licitações anteriores. A presente licitação, tal como ocorreu em etapas anteriores, permitirá também a entrada de novos atores no setor. O pré-edital cria categorias distintas para o trabalho de exploração. Para a qualificação como “operadores”, exige-se empresas já constituídas, contando muito sua experiência prévia. Já os “não operadores” podem ser empresas inteiramente novas. Esses não operadores poderão formar consórcio com os operadores para atuar em algumas das etapas do trabalho de exploração. Outro tópico interessante diz respeito ao valor para aquisição de um bloco. Trata-se aqui da figura dos bônus de assinaturas, requisito importante para a pontuação no certame licitatório. Ao contrário do senso comum – que frequentemente associa a exploração de um poço a valores astronômicos – em alguns dos blocos, os bônus terão valor inicial mínimo a partir de R$ 25 mil. Esse estímulo à diversificação de atores na indústria de exploração petrolífera é mais uma face de uma política de governo presente já há várias gerações, desde a descoberta de petróleo em escala comercial no Brasil, na primeira metade do século passado. A ideia de utilização da exploração do petróleo como mola propulsora de desenvolvimento industrial do país vem desde o fim da Segunda Guerra Mundial e permeia a criação da própria Petrobras. Após a flexibilização do monopólio nos anos 1990 e a criação da ANP, uma das grandes preocupações governamentais foi a de que a concessão da exploração da atividade petrolífera trouxesse consigo um incremento obrigatório em termos de tecnologia e valor agregado para a indústria brasileira.
Foto: Banco de imagens TN Petróleo
Assim, desde a primeira rodada de licitações, um dos fatores de escolha do vencedor é a preponderância do conteúdo local que a empresa licitante se compromete em utilizar em sua atividade exploratória. Definindo de maneira sucinta, o conteúdo local é uma razão, calculada entre o que a empresa petrolífera utilizará em termos de insumos e serviços estrangeiros e brasileiros em sua cadeia produtiva. Evidentemente, a exigência de um conteúdo local mínimo sempre causou controvérsia nos processos licitatórios, mormente porque as empresas estrangeiras (e também as nacionais, incluindo a Petrobras) queixavam-se da inviabilidade da utilização de um conteúdo nacional mínimo frente às dificuldades de obter no mercado brasileiro os insumos adequados e a mão de obra devidamente qualificada. Essas disputas oriundas da exigência do conteúdo local marcaram a implementação dos contratos oriundos das primeiras rodadas, principalmente quanto à maneira da fiscalização e da aferição do real uso do conteúdo local na atividade de exploração e extração pelas vencedoras. Esse quadro de insegurança ficou atenuado com a edição das Resoluções da ANP ns. 36 e 38 (vigentes a partir de setembro de 2008) e 37 e 39 (vigentes a partir de setembro de 2007), que, em seu conjunto, tratam da certificação e da fiscalização do conteúdo local em face das empresas petrolíferas e seus fornecedores. Com a entrada em vigor de tais regras, as empresas petrolíferas e seus atuais e potenciais forne-
cedores podem agir, se não com a ideal, ao menos com alguma previsibilidade e segurança jurídica. Após o hiato ocorrido desde a última rodada de licitações, ocorrida em 2008, a atual será a primeira oportunidade de um novo incremento na cadeia de fornecimento à indústria petrolífera no Brasil, por dois motivos principais e convergentes: 1) o incentivo à entrada de empresas pequenas e médias, que, naturalmente, têm maior interesse na interação com fornecedores próximos na cadeia de mão de obra, insumos e serviços; e 2) pela necessidade de comprometimento das petrolíferas com o conteúdo local, para que saiam vencedoras nas licitações dos campos. De acordo com especialistas, as ofertas para utilização desse conteúdo ultrapassam, em média, os 60%. Por parte dos potenciais fornecedores de insumos e serviços, cabe fazer a sua parte, especializando-se, adequando-se às exigências da ANP e buscando os incentivos adequados (tais como as linhas exclusivas de financiamentos para o setor, oferecidas pelo BNDES). Especialmente o setor da indústria nacional de máquinas e equipamentos, tão notabilizado por sua excelência, ainda está muitíssimo aquém do que poderia galgar em matéria de fornecimento para as petrolíferas. Em uma época em que a palavra “desindustrialização” ressoa sinistramente em meio a sucessivos índices magros de crescimento do setor da manufatura, tamanha oportunidade, vinda em momento tão agudo, não pode ser desperdiçada. TN Petróleo 89
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shale gas
O shale gas no Brasil: uma avaliação de impacto ambiental aplicada ao cenário brasileiro
No presente cenário econômico brasileiro e com a crescente necessidade por hidrocarbonetos de fontes não convencionais, que já mantém o equilíbrio entre a oferta e demanda mundial, por volta de 90 milhões de barris/dia, pode-se destacar a indústria do folhelho betuminoso (oil & gas shale). Atualmente, vários métodos de exploração e produção são operados ao redor do mundo, promovendo o desenvolvimento das tecnologias e o crescimento desta indústria estratégica.
A
Leila Beatriz Silva Cruz é bacharel em Engenharia do Petróleo na Universidade de Vila Velha – ES
ssim, os folhelhos betuminosos representam uma alternativa importante, que poderá ser utilizada na produção de combustíveis, dado que há uma reserva mundial estimada em três trilhões de barris dos quais cerca de 82 bilhões boe estão na formação Irati no Brasil. Os grandes desafios para a obtenção de hidrocarbonetos dessa fonte são: o desenvolvimento de tecnologias que reduzam o custo do barril; tecnologias que sejam ecoeficientes. Dessa forma, busca-se apresentar a exploração sustentável dos reservatórios de folhelho betuminoso brasileiro através dos instrumentos legais, como a Avaliação de Impacto Ambiental (AIA), amplamente utilizada em todo o mundo para o licenciamento ambiental de grandes empreendimentos. Baseado na Resolução Conama 01/86, que estabelece as definições, responsabilidades, critérios básicos e as diretrizes gerais para uso e implementação da AIA, os afloramentos da formação Irati nos estados brasileiros do Paraná e São Paulo foram tomados como foco do projeto. O diagnóstico das áreas de influência, suas alternativas tecnológicas e os impactos potenciais foram a base para as conclusões da AIA através da Matriz de Interação de Leopold adaptada. Com este método, que avalia os impactos de forma qualitativa e quantitativa, foi possível indicar a melhor localidade para o desenvolvimento sustentável da indústria do folhelho betuminoso brasileiro.
O folhelho betuminoso Gabriel Santos Cerqueira é bacharel em Engenharia do Petróleo na Universidade de Vila Velha – ES
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TN Petróleo 89
O folhelho betuminoso, conhecido popularmente como xisto e mundialmente como oil & gás shale, é uma rocha compacta de origem sedimentar, a qual contém um complexo orgânico, o querogênio, que se transforma em óleo e gás. Deste modo, como as
18º
Brasil
20º
22º
24º
26º
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30º
Afloramentos da 32º formação Irati Subafloramentos da formação Irati Figura 1 – Mapa de Localização dos Afloramentos de Folhelhos.
areias betuminosas e os óleos ultrapesados, os folhelhos betuminosos são classificados como recursos de petróleo e gás não convencionais. Os estudos de Johnson e Doré (2010) mostram que estes recursos podem ser assim caracterizados por ter uma rocha insociável, com permeabilidades muito baixas ou fluidos de difícil trato, quando em geral é necessário utilizar algum método de estímulo para a produção comercial. A formação Irati, constituída por folhelhos e carbonatos ricos em matéria orgânica, é considerada a mais importante sequência geradora de hidrocarbonetos da Bacia do Paraná. Em território brasileiro sua área aflorante, demonstrada pela cor verde na Figura 1, inicia-se no estado de São Paulo e prolonga-se, por cerca de 1.700 km, até a fronteira do Brasil com Uruguai e Paraguai.
No estado do Paraná, os afloramentos da formação Irati atravessam duas de suas maiores bacias hidrográficas, a Bacia do rio Iguaçu e do rio Tibagi e também uma pequena bacia a nordeste, na divisa com o estado de São Paulo, a Bacia Hidrográfica do rio Itararé. No processo de Avaliação de Impacto Ambiental, foram consideradas as definições do artigo 5°, itens I, II e III da Resolução Conama 001/1986, bem como a contemplação de todas as alternativas tecnológicas para o projeto, identificação e avaliação dos impactos gerados nas fases de implantação e operação da atividade e a definição dos limites da área geográfica a ser direta ou indiretamente afetada, considerando, em todos os casos, a bacia hidrográfica na qual se localiza. As três bacias hidrográficas paranaenses atravessadas pelos afloramentos da formação Irati têm grande disponibilidade hídrica, com água de boa qualidade e uma pequena demanda, direcionada em grande parte para a indústria e o abastecimento público, o que dá margem à grande necessidade de água da indústria do folhelho betuminoso, mas remete também à preocupação quanto à contaminação desse recurso crucial à população. O solo das zonas exploráveis nas áreas de influência do projeto têm uso predominantemente misto, exceto na bacia do rio Tibagi que tem zonas de reflorestamento e agricultura intensiva, além de Corredores de Biodiversidade e Áreas de Preservação Ambiental. O apelo turístico fixa-se somente na bacia do rio Iguaçu pelas zonas de preservação adjacentes à área explorável e as Cataratas do Iguaçu. No estado de São Paulo, os folhelhos betuminosos encontram-se nas bacias do Alto Paranapanema e Tietê/Sorocaba. Com baixa densidade populacional, as bacias paulistanas, apesar de conterem cidades importantes como Itapetininga, Sorocaba e Itu, são predominantemente rurais, com municípios que, em média, possuem populações abaixo de 30 mil habitantes, remetendo a uma baixa demanda de água para o abastecimento público. A agropecuária, e com maior destaque os setores sucroalcooleiro e de grãos, demandam a maior parte da água e da terra do Alto Paranapanema, além de ser considerada uma zona de conservação natural no estado, com 15% do seu território protegidos por legislação especial, o que tende a gerar uma problemática no que diz respeito à posse e uso da terra para as atividades da indústria do folhelho betuminoso. TN Petróleo 89
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shale gas
Avaliação dos impactos ambientais
Meio Físico Recursos Hídricos
01 - Geração de resíduos sólidos (retortado/liziviação). 02 - Contaminação por eventuais vazamentos de óleo do sistema. 03 - Contaminação dos reservatórios de subsuperfície.
Meio Físico Qualidade do Ar
04 - Emissões de material particulado (poeira). 05 - Emissões atmosféricas (máquinas, equipamentos e veículos utilizados pelo empreendimento). 06 - Intervenção em áreas preservadas (Unidades de Conservação/ Áreas de Preservação/Reservas).
Meio Biótico Fauna
07 - Alteração da comunidade faunística por perda de habitat.
Meio Antrópico
08 - Interferência nas atividades econômicas tradicionais (agricultura/pecuária).
Implantação
Meio Biótico Flora
09 - Geração de emprego e contratação de serviços e produtos, contribuindo para a dinamização da economia. 10 - Aumento da demanda pelo uso dos equipamentos sociais, conflitos entre moradores locais e trabalhadores do empreendimento e consequências sociais pela presença de um grupo social estranho à comunidade local. 11 - Interferência em comunidades tradicionais (indígenas/ quilombolas)
Média negativo/positivo de cada alternativa
-1,61
Melhor alternativa
Estado do Paraná: menor pontuação em aspectos negativos. aspectos positivos idênticos
LEGENDA Impactos / Pontuação
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TN Petróleo 89
2
Negativo de grande magnitude (-3)
Positivo de grande magnitude (-3)
Negativo de média magnitude (-2)
Positivo de média magnitude (-2)
Negativo de pequena magnitude (-1)
Positivo de pequena magnitude (-1)
Irreversível
Reversível
Reversibilidade
Permanente
Temporário
Frequência Médio Prazo
Longo Prazo
Ocorrência Curto Prazo
Abrangência Estratégico
Efeito
Regional
Impacto Ambiental
Local
Fator Ambiental
Direto
Fase do Empreendimento
PARANÁ
Indireto
Localidade (UF)
Uma avaliação de impacto ambiental aplicada ao cenário brasileiro
Avaliação dos impactos ambientais
Operação
Meio Físico Uso do solo
01 - Incremento dos processos erosivos.
Meio Biótico Flora
03 - Perda de diversidade de espécies arbóreas e não arbóreas devido à supressão de vegetação.
Meio Biótico Fauna
04 - Afugentamento da fauna.
Meio Físico Qualidade do ar
05 - Emissões atmosféricas (máquinas, equipamentos e veículos utilizados pelo empreendimento).
Meio Antrópico
06 - Geração de ruídos.
Reversível
Irreversível
Reversibilidade
Permanente
Temporário
Frequência Médio Prazo
Longo Prazo
Ocorrência Curto Prazo
Abrangência Estratégico
Efeito
Regional
Impacto Ambiental
Local
Fator Ambiental
Direto
Fase do Empreendimento
PARANÁ
Indireto
Localidade (UF)
02 - Impermeabilização do terreno.
07 - Interferência na saúde pública (doenças respiratórias relacionadas à qualidade do ar). 08 - Dinamização do setor terciário local. 09 - Alteração da paisagem. 10 - Interferência na atividade turística. Média negativo/positivo de cada alternativa
-1,54
Melhor alternativa
Estado do Paraná: menor pontuação em aspectos negativos. aspectos positivos idênticos
A região do Tietê/Sorocaba tem um caráter mais industrializado, demandando maior quantidade de água para uso industrial e urbano, mesmo contendo grandes plantações de cana-de-açúcar e exploração de bovinos, aves e suínos. No quesito biota, o estado de São Paulo mostra-se mais vulnerável que o Paraná, contendo 48 espécies da flora nacional no Livro Vermelho, que lista as espécies em risco de extinção, frente às 17 espécies do estado do Paraná. Os impactos na fauna tendem assim a ser piores em São Paulo, devido à relação flora x fauna e seu agravante quando levado em consideração a fauna em risco, descrita no Livro Vermelho, que remete ao estado
2
de São Paulo um montante de 436 animais ameaçados de extinção. A qualificação do estado crítico do meio biótico do estado de São Paulo tem em vista o Artigo 6º da Resolução Conama 01/86 que destaca a importância das áreas de preservação, e o valor científico e econômico das espécies raras e ameaçadas de extinção da flora e fauna brasileira. Uma das tecnologias de processamento térmico mais reconhecidas mundialmente para folhelhos betuminosos superficiais, como os da formação Irati, é o processo Petrosix da Petrobras, que é aplicado não só no Brasil, mas em países como China, Marrocos, Jordânia, e também muito indicado para os folhelhos betuminosos do meio-oeste norteTN Petróleo 89
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shale gas Localidade (UF)
SÃO PAULO Avaliação dos impactos ambientais
Meio Físico Recursos Hídricos
Irreversível
Reversibilidade Reversível
Temporário
Permanente
Frequência Médio Prazo
Longo Prazo
Regional
Local
Indireto
Ocorrência Curto Prazo
Abrangência
Impacto Ambiental Direto
Fator Ambiental
Estratégico
Efeito Fase do Empreendimento
01 - Geração de resíduos sólidos (retortado/liziviação). 02 - Contaminação por eventuais vazamentos de óleo do sistema. 03 - Contaminação dos reservatórios de subsuperfície.
Meio Físico Qualidade do Ar
04 - Emissões de material particulado (poeira). 05 - Emissões atmosféricas (máquinas, equipamentos e veículos utilizados pelo empreendimento). 06 - Intervenção em áreas preservadas (Unidades de Conservação/ Áreas de Preservação/Reservas).
Meio Biótico Fauna
07 - Alteração da comunidade faunística por perda de habitat.
Meio Antrópico
08 - Interferência nas atividades econômicas tradicionais (agricultura/pecuária).
Implantação
Meio Biótico Flora
09 - Geração de emprego e contratação de serviços e produtos, contribuindo para a dinamização da economia. 10 - Aumento da demanda pelo uso dos equipamentos sociais, conflitos entre moradores locais e trabalhadores do empreendimento e consequências sociais pela presença de um grupo social estranho à comunidade local. 11 - Interferência em comunidades tradicionais (indígenas/ quilombolas)
Média negativo/positivo de cada alternativa
-2,25ww
-americano. A retorta Petrosix vem operando e se desenvolvendo desde 1991 no município de São Mateus do Sul/PR. Sua cadeia produtiva engloba três macroprocessos: a mineração do folhelho betuminoso dos afloramentos da formação Irati em tiras paralelas por escavadeiras de grande capacidade (900 m³/h); o tratamento do minério que é transportado às instalações de superfície, britado para a granulometria desejada para o processo, peneirado, homogeneiza150
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2
do e transferido para o processamento por esteiras; o processamento térmico, retortagem ou pirólise, quando a retorta Petrosix é alimentada pelos folhelhos betuminosos que são pirolisados pela injeção de gás quente.
Meio ambiente Os questionamentos relacionados aos impactos ambientais das atividades humanas tiveram início nos países desenvolvidos nos anos 1960, quando a
Uma avaliação de impacto ambiental aplicada ao cenário brasileiro Localidade (UF)
são paulo Avaliação dos impactos ambientais
Meio Físico Uso do solo Meio Biótico Flora
Operação
Meio Biótico Fauna
Irreversível
Reversibilidade Reversível
Temporário
Permanente
Frequência Médio Prazo
Longo Prazo
Regional
Local
Indireto
Ocorrência Curto Prazo
Abrangência
Impacto Ambiental Direto
Fator Ambiental
Estratégico
Efeito Fase do Empreendimento
01 - Incremento dos processos erosivos. 02 - Impermeabilização do terreno. 03 - Perda de diversidade de espécies arbóreas e não arbóreas devido à supressão de vegetação. 04 - Afugentamento da fauna.
Meio Físico Qualidade do ar
05 - Emissões atmosféricas (máquinas, equipamentos e veículos utilizados pelo empreendimento).
Meio Antrópico
06 - Geração de ruídos. 07 - Interferência na saúde pública (doenças respiratórias relacionadas à qualidade do ar). 08 - Dinamização do setor terciário local. 09 - Alteração da paisagem. 10 - Interferência na atividade turística.
Média negativo/positivo de cada alternativa
-1,57
sociedade passou a exigir que os fatores ambientais fossem abordados nos processos de tomada de decisão. Até então, somente se levava em consideração os Estudos de Viabilidade Técnica e Análises de Custo Benefício. Os impactos ambientais são estudados e avaliados por um método chamado de Avaliação de Impacto Ambiental (AIA). Atualmente, em locais em que a AIA não é prevista na legislação, esta é aplicada por exigência de algumas organizações internacionais, dentre as quais estão os principais organismos de cooperação internacional como a Organização das Nações Unidas (ONU), o Banco Mundial (Bird) e o Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID). O Estudo de Impacto Ambiental (EIA) o seu Relatório de Impacto Ambiental (Rima), que compreende em tarefas técnico-científicas, estão inclusos na
2
AIA. O Programa de Reabilitação de Áreas Degradadas (Prad), elaborado pela Associação Brasileira de Normas Técnicas NBR 13030, é outro documento técnico específico que diz respeito à elaboração da AIA nas atividades de recuperação de zonas onde ocorreu lavra mineradora. Os impactos ambientais potenciais da exploração do folhelho betuminoso são referentes à qualidade do ar, da água, ao uso do solo e sua recuperação, impactos socioeconômicos, alocação de recursos, dentre outras considerações. A mineração de superfície envolve perturbações significativas podendo afetar as águas superficiais, os padrões de escoamento, a qualidade da água do subsolo, do ar, relacionado à poeira emitida, flora e fauna. Experiências com mineração a céu aberto de folhelho betuminoso demonstraram que os imTN Petróleo 89
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shale gas pactos podem ser mitigados e que a terra pode ser restaurada após a lavra. O processo de retortagem do folhelho betuminoso envolve o aquecimento da rocha a temperaturas entre 450ºC e 550ºC. A estas temperaturas, a pirólise gera uma variedade de gases, alguns dos quais podem ser capturados e reutilizados nas instalações ou comercialmente. Os gases residuais e gases emitidos por chaminés no processamento do folhelho betuminoso contêm principalmente SOx, NOx, CO2, material particulado, vapor de água e hidrocarbonetos. Também há um potencial para a liberação de outros materiais perigosos para a atmosfera, tais como materiais orgânicos aromáticos polinucleares, um conjunto complexo de condensados, compostos orgânicos aromáticos e traços de metais. No Brasil, somente em 1973, decorrente da participação do Brasil na Conferência das Nações Unidas para o Ambiente Humano de Estocolmo, no ano anterior, houve a criação de um órgão de âmbito federal, a Sema (Secretaria Especial do Meio Ambiente). Apesar da evolução, o tamanho do atraso da política ambiental brasileira naquele momento, quando o governo chegou a alegar na Conferência Internacional de Meio Ambiente de Estocolmo que a mobilização ambiental internacional impedia o crescimento das nações pobres, fez com que o governo publicasse anúncios em periódicos de países desenvolvidos a fim de atrair indústrias poluentes para o país, onde não havia medidas de controle ambiental rigorosas. Após nove anos da Conferência de Estocolmo, em 31 de agosto de 1981, o Brasil passou a fazer parte da lista de países que possuem legislação relacionada à AIA, através da criação da Lei 6.938 que estabeleceu os objetivos, ações e instrumentos da PNMA (Política Nacional do Meio Ambiente). Cinco anos após a criação da PNMA, foi publicada a primeira legislação federal brasileira referente à AIA: a Resolução Conama n. 001/1986, a qual busca estabelecer as orientações e diretrizes para os principais elementos da AIA, o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e seu Relatório de Impacto Ambiental (Rima).
Impacto ambiental Na prática da AIA existem várias metodologias, sendo a Matriz de Leopold a matriz de interação mais difundida e aplicada nos processos de licenciamento ambiental. Esta é capaz de produzir 8.800 interações através de cem colunas, que 152
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refletem as ações do projeto e 88 linhas relacionadas às características ambientais, representando tal impacto em uma célula comum através de símbolos, ilustrações, marcas, pontos de tamanhos diferentes, números ou observações descritivas podendo denotar o tipo de impacto (direto, indireto), a magnitude (quantificando numericamente a grandeza do impacto), sua qualidade (positiva ou negativa) dentre outras considerações possíveis. Para a correta comparação e definição da localidade mais adequada à implantação sustentável da indústria do folhelho betuminoso (oil & gas shale) foram estabelecidos critérios, tais como: a definição dos impactos considerados como de suma importância para a tomada de decisão entre as alternativas locacionais propostas; determinação do nível de criticidade e qualidade que melhor valorará o impacto em relação à alternativa estudada; elaboração da Matriz de Leopold modificada, a qual agrupa os impactos relevantes por meio impactado e fase do empreendimento; a partir da Matriz elaborada, selecionará quais impactos relevantes devem ser considerados fatores críticos para a tomada de decisão. Os impactos definidos na matriz foram subdivididos entre os meios Biótico, Físico e Antrópico e estes estão relacionados à fase do empreendimento: Implantação e Operação. Os níveis de criticidade foram definidos com base nas técnicas aplicadas na Matriz de Leopold quando se considera os valores cumulativos da magnitude de impacto. Para impactos de grande magnitude serão considerados 3 pontos, média magnitude 2 pontos e pequena magnitude 1 ponto. Os impactos positivos (+) são marcados em verde e os negativos (-) em vermelho. Cabe ressaltar que não foi utilizada a pontuação zero, uma vez que a ausência de impactos não é considerada em grandes empreendimentos como o estudado. Sendo assim, para impactos de pequena magnitude foi considerada a menor pontuação possível, isto é 1 ponto. A análise dos fatores críticos e a pontuação atribuída a estes, relacionado à sua alternativa locacional, levou a conclusões de que os impactos relacionados ao meio antrópico possuem grande relevância na escolha da alternativa locacional, uma vez que se referem de modo especial aos impactos que a população poderá sofrer diretamente em decorrência do empreendimento. Neste sentido, atenção especial deve ser dada a este tema, pois sua inobservância pode ter como consequência forte mobilização social contrária ao empreendimento.
Uma avaliação de impacto ambiental aplicada ao cenário brasileiro Na fase de implantação, tem-se uma breve diferenciação no que diz respeito à interferência nas atividades econômicas tradicionais do estado de São Paulo, sendo esta região predominantemente ocupada por atividades agropecuárias intensivas, o que tende a gerar maior conflito com os donos de terras, principalmente grandes latifundiários sucroalcooleiros que não atraídos pelas possíveis propostas de indenização tendem a retrair-se quando no processo de negociação de suas terras. Outro fator preponderante nesta fase do projeto é a interferência em comunidades tradicionais, de maior incidência no estado do Paraná, levando maior gravidade à implantação da indústria nessas áreas consideradas de alta sensibilidade social. Quanto ao meio físico, na fase de implantação do projeto, os recursos hídricos geram uma margem de diferença entre as duas alternativas locacionais. Apesar das bacias hidrográficas paulistanas alojarem cerca de um terço do contingente populacional das bacias hidrográficas paranaenses, elas demandam cerca do mesmo volume de água, tendo em sua maioria a destinação rural e em segundo escalão a utilidade urbana, as quais requerem uma água de melhor qualidade, o que eleva o nível de criticidade da contaminação dos reservatórios superficiais e aquíferos do estado de São Paulo. Quanto à qualidade do ar, o estado do Paraná é mais afetado por ser mais povoado nas zonas de possível exploração do folhelho betuminoso, contendo cidades importantes nessa rota o que gera problemas decorrentes da emissão de poeira da circulação de máquinas e principalmente das atividades de mineração. As emissões atmosféricas geram impactos significativos e de cunho estratégico em ambos os estados, pois no Paraná esta área é de grande utilidade para zonas de reflorestamento
da indústria da celulose e ambos os estados têm zonas de agricultura intensiva, agravando o risco de impacto pela liberação de óxidos de enxofre [SOx] e óxidos de nitrogênio [NOx], e potencial geração de chuva ácida. Na fase de operação do projeto, o meio físico não gera diferenciação entre as duas alternativas locacionais, mas é de importância significativa ressaltar que um impacto ambiental não aparece necessariamente em apenas uma fase do projeto, como ocorreu com o impacto denominado ‘Emissões Atmosféricas’ (máquinas, equipamentos e veículos utilizados pelo empreendimento). Este fator dá ao método escolhido, Matriz de Leopold, a importante característica de relacionar também os impactos cumulativos. A comparação entre os impactos no meio biótico de ambos os estados levou à definição de que o estado de São Paulo é o mais vulnerável às atividades da indústria do folhelho betuminoso. As áreas de possível impacto estão localizadas na bacia hidrográfica com maior número de Áreas Protegidas pelo Instituto Florestal, a Bacia do Alto Paranapanema, tendo o estado de São Paulo, 48 espécies da flora nacional no Livro Vermelho, que lista as espécies em risco de extinção, frente às 17 espécies do estado do Paraná. Os impactos na fauna tendem assim a ser, consequentemente, piores em São Paulo, devido à relação flora x fauna e seu agravante quando levado em consideração a fauna em risco no livro vermelho que remete a este estado um contingente de 436 animais ameaçados de extinção. Esta qualificação do estado crítico do meio biótico do estado de São Paulo destaca, novamente com base no Artigo 6º da Resolução Conama 01/86, a importância das áreas de preservação, e o valor científico e econômico das espécies raras e ameaçadas de extinção da flora e fauna brasileira.
Referências BRESSAN, P.M.; KIERULFF, M.C.M.; SUGIEDA, A.M. (Coord.) Fauna ameaçada de extinção no estado de São Paulo: Vertebrados. São Paulo: Fundação Parque Zoológico de São Paulo: Secretaria do Meio Ambiente, 2009. JOHNSON, H.; DORÉ, A. G. Unconventional oil and gas resources and the geological storage of carbon dioxide: overview. Petroleum Geology Conference series, Londres, v. 7, 2010, p. 1061-1063.
MINISTÉRIO DO MEIO AMBIENTE (Brasil). Resolução nº 001, de 23 de janeiro de 1986. Disponível em: <http://www.mma.gov.br/port/conama/legiano. cfm?codlegitipo=3>. Acesso em: 01 maio 2012. SCHAITZA, E. (Coord.) Fauna do Paraná em extinção. Curitiba: Instituto Ambiental do Paraná, 2006.
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lubrificantes
Como as mudanças na indústria automotiva
afetarão o mercado de lubrificantes em 2025?
A
Roland Berger alavancou seu reconhecimento por meio da liA convergência entre derança na indústria automotiva e de suas relações com uma comunicação, eletrônica e variedade de fabricantes de automóveis e fornecedores para automóveis é uma das dez identificar as tendências que irão moldar o futuro de ambas tendências automotivas que as indústrias. Usamos também o nosso entendimento sobre essas cinco a Roland Berger Strategy megatendências globais para moldar as discussões. Na compilação e Consultants identificou análise dos dados, foram entrevistados mais de 60 especialistas para em seu recente estudo discutir as principais tendências que eles preveem e explorar as impliintitulado Automotive cações para ambas as indústrias. Esses peritos vieram de fabricantes de veículos (OEMs), compoLandscape 2025 como nentes chave e fornecedores de sistemas a esses fabricantes (OESs), o principal motor de agências governamentais ao redor do mundo, universidades e grucrescimento dentro da pos de reflexão com experiência em transporte. Também integraram indústria automobilística. os pontos de vista dos mais de 300 consultores e parceiros da Roland Estas tendências são Berger Strategy Consultants, que trabalham em período integral no derivadas da pesquisa nosso Centro de Competência Automotiva. Algumas das tendências da Roland Berger sobre discutidas neste artigo lidam com a mudança dinâmica de mercados, produtos, funcionários e clientes, enquanto outras se concentram em os efeitos de cinco mudanças nas estruturas organizacionais, modelos de negócios e na megatendências globais cadeia de valor. que terão impacto universal em todos os setores até Principais tendências na indústria automotiva Sempre online, sempre conectado. Veículos online enviarão e 2025: preocupações receberão informação constantemente em 2025; o carro se tornará o ambientais e regulamentos, dispositivo móvel da vez. Através de plataformas OEM mais e mais a urbanização e padronizadas, os consumidores serão capazes de integrar seus aparecrescimento das lhos eletrônicos com o seu carro, permitindo o acesso à informação ou megacidades, o movimento outros serviços adicionais por meio de voz, touch screen, ou controles para uma população no volante. A conectividade é um fator-chave em curto prazo, mas as mais baseada na web e soluções inteligentes de tráfego, incluindo a tecnologia de prevenção conectada, mudanças na de acidentes, continuarão a ser uma meta bem além de 2025. Mudança para a ásia. Esperamos uma mudança dramática para a cultura, e o comportamento Ásia no crescimento tanto nas vendas de veículos quanto na capacidae constante mudança dos de de produção. Blocos regionais de comércio crescerão e a produção consumidores. continuará caminhando para baixos custos locais. Em nossa opinião,
William R. Downey Jr. é sócio da Roland Berger Strategy Consultants LLC (Nova York).
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300 mil empregos na Europa estarão em risco. Fontes de energia. A Roland Berger administra vários cenários e espera uma aceleração da eletrificação global e hibridização. No mais positivo de todos os casos, esperamos que os veículos elétricos representem cerca de 10% das novas vendas de veículos em 2025, enquanto os híbridos devem atingir uma quota de 40%. Dito isso, os motores de combustão interna continuarão sendo responsáveis por 50% de todas as vendas de veículos novos. O pequeno é bonito. A maioria dos europeus está acostumada com eles, mas os minicarros e os veículos pequenos ainda são polêmicos para os consumidores dos EUA. Os benefícios para o consumi-
dor incluem uma melhor economia de combustível e maior facilidade de se locomover pela cidade, incluindo o estacionamento. Os segmentos Euro Car A e B (minicarros com até 3.600 mm e carros pequenos com até 4.100 mm de comprimento) irão mostrar um crescimento muito forte. Minicarros incluem o Ford Ka, Smart Fortwo, Volkswagen Up e Golf, e Opel Corsa. Desmotorização. A pesquisa da Roland Berger mostra que os carros estão menos atraentes e continuarão perdendo cada vez mais espaço entre as gerações mais novas em países desenvolvidos. Em termos de conexão emocional, o automóvel cedeu sua “posição no pódium”, perdendo para aparelhos de comunicação incluindo smartphones, tablets, laptops, e music players portáveis. Além disso, a taxa de motorização está diminuindo nas grandes cidades, e não apenas nas nações industrialmente maduras. Em 2025, a propriedade de automóveis nas principais áreas urbanas se tornará quase desnecessária. Lacuna de Profissionais Qualificados. Escalando a guerra global por talentos, países da Europa e América do Norte, com o envelhecimento da população, são carentes de profissionais pós-graduados e com especializações nas áreas de ciência, tecnologia, engenharia e matemática. Fabricantes de veículos e componentes-chave e fornecedores de sistemas a esses fabricantes não podem aumentar significativamente os seus departamentos de P&D no exterior, porque não há profissionais. Por exemplo, nos EUA, enquanto o número total de estudantes que se formam nas universidades está em constante aumento, o percentual de graduados que estudam uma disciplina voltada para ciência, tecnologia, engenharia ou matemática, na verdade, caiu de 8,5% em 1999 para 7% em 2008. Além disso, a idade média crescente da população e o declínio na força de trabalho diminui o número de trabalhadores qualificados para a I&D, tecnologia e desenvolvimento e fabricação.
Tendências que terão impacto no negócio de lubrificantes Algumas das tendências que irão modelar muito a indústria automotiva em 2025 irão também impactar naturalmente os negócios de lubrificantes. Essas tendências automotivas terão um impacto em todo o plano de marketing das companhias de lubrificantes, afetando o lugar em que o lubrificante é consumido, os tipos de produtos vendidos, os canais de distribuição que são importantes e as abordagens para a promoção de produtos. Sempre online, sempre conectado apresenta a gama mais emocionante de oportunidades para a indústria de lubrificantes, com quase ilimitadas
oportunidades promocionais. Estes incluem monitoramento do óleo em tempo real a partir do streaming de dados operacionais que poderiam fornecer aos usuários informações de diagnóstico em seus veículos, oportunidades de marketing que podem se apresentar para lojas no formato “faça você mesmo”, além de comunicação com o motorista sobre agendamento de serviços. A mudança para a ásia é uma tendência com a qual os fornecedores de lubrificantes estão familiarizados, já tendo visto o impacto do aumento das vendas de lubrificantes na Ásia. À medida que os fabricantes de veículos de passageiros movem a capacidade de produção para o leste para estar mais perto de mercados em crescimento, os fornecedores de sistemas a esses fabricantes seguirão para estar mais perto de onde os carros serão fabricados, comprados e, finalmente, distribuídos, e assim se move o lubrificante necessário para fazer os veículos. Fontes de energia trazem oportunidades crescentes para os fornecedores de lubrificantes em frentes técnicas e de marketing. Tecnologias economizadoras de combustível continuam a evoluir em motores tradicionais, assim como a demanda por montadoras de lubrificantes especialmente formulados. Além disso, a crescente participação de veículos híbridos e elétricos mais silenciosos aumenta o interesse em lubrificantes que funcionam em silêncio. Veículos híbridos utilizando sistemas de transmissão variável contínua (CVT) também requerem fluidos únicos. Do ponto de vista de marketing, há uma oportunidade para posicionar produtos específicos em um nível de preço premium para os proprietários de híbridos, que podem mais facilmente entender o custo do ciclo de vida total do produto. O pequeno é bonito nos lembra dos antigos anúncios da Castrol na América do Norte, alardeando o fato de que o óleo da Castrol foi “projetado para motores menores”. Mesmo que a indústria de lubrificantes tente criar especificações em toda a indústria, nós vemos oportunidades para mais segmentação, atendendo necessidades específicas dos clientes e criando novos produtos, promoções e, até mesmo, oportunidades de canal. Concluindo, a pesquisa identificou cinco megatendências globais até 2025. Esses ventos da mudança que vai explodir em todo o mundo terão um impacto em todos os setores. Acreditamos que essas megatendências, então, conduzirão a mudanças fundamentais na indústria automotiva que, por sua vez, acabará por influenciar a indústria de lubrificantes. Essas tendências criarão oportunidades para os profissionais de marketing de lubrificantes anteciparem uma mudança de foco, criando novos produtos para os canais corretos e com capacidade de tirar proveito das novas ferramentas promocionais. TN Petróleo 89
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lubrificação
Operando como se estivesse
100% lubrificado
Falta de lubrificação e sólidos abrasivos não são problemas para os selos mecânicos com Diamond Face em bombas multifásicas utilizadas pela Petroamazonas no Equador.
A
Andreas Goldschmidt é engenheiro do departamento comercial para Refinarias (Oil & Gas), da EagleBurgmann Germany, Wolfratshausen.
Tobias Gürtler é engenheiro do departamento comercial para Refinarias (Oil & Gas), da EagleBurgmann Germany, Wolfratshausen.
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s bombas multifásicas para petróleo são realmente “multifuncionais”. Misturas de petróleo, água de formação e gás natural em diversas concentrações e composições são bombeadas com confiabilidade. Entre os componentes sensíveis da bomba se encontram os selos mecânicos, geralmente com complexos sistemas de lubrificação e “vent” para permitir um trabalho sem interrupções, apesar da mistura multifásica. Isso soluciona diversos problemas, como, por exemplo, o superaquecimento provocado pelo funcionamento a seco ou pela erosão das superfícies de deslizamento por fluidos abrasivos. Os selos mecânicos com Diamond Face para bombas booster também facilitam as coisas, como EagleBurgmann demonstra de maneira impressionante com os selos que se encontram funcionando sob condições extremas no campo de Panacocha, na Região Amazônica do Equador. O cliente e parceiro no desenvolvimento deste selo mecânico desenhado para alta disponibilidade, mínima manutenção e revestido com Diamond Face (só disponível na EagleBurgmann) é a Bornemann, fabricante alemã de bombas. Com suas bombas multifuso, em geral de deslocamento positivo, a Bornemann é um dos maiores nomes em tecnologias multifásicas e submarinas. Essa tradicional empresa se estabeleceu em 1853, convertendo-se na mais veterana da indústria alemã de bombas e em uma das líderes no mundo para o bombeio de óleo e demais aplicações. O Equador é o quarto maior produtor de petróleo da América do Sul. Em 2009, a Bornemann recebeu sinal verde da empresa estatal Petroamazonas EP para fornecer três potentes bombas multifásicas que foram utilizadas no interior da Floresta Amazônica. No projeto Panacocha (o qual estava integrado ao oleoduto desde outubro 2010 e, em sua fase final, desenhado para 16 poços e uma produção diária de 25 mil barris de petróleo cru), foram necessárias bombas booster para transportar a mistura do bombeio multifásico a alta pressão através dos 500 km de extensão do oleoduto da refinaria Esmeraldas, na costa do Pacífico. O benefício do conceito multifásico está no fato de, no passado, as misturas heterogêneas de petróleo, gás, água e diversos sólidos serem
separadas desde o poço de petróleo e, depois, transportadas separadamente por oleodutos. Hoje, um único oleoduto multifásico é suficiente. Isto mostrou ser uma vantagem significativa em projetos sensíveis ao meio ambiente.
“Menos é mais”. Este é um conceito ideal para os oleodutos e estações de bombeio, mas também se aplica aos desenhos dos selos mecânicos nas bombas de pressão booster para o projeto Panacocha. O cliente era a Bornemann, que colaborou estreitamente com EagleBurgmann durante décadas e que necessitava de selos simples e confiáveis para bombas multifásicas instaladas no interior da Floresta Amazônica. A especificação requeria um selo mecânico com a menor manutenção possível, mas que, ao mesmo tempo, fosse robusto e pudesse ser utilizado em uma estação operada remotamente. Os selos para Panacocha não foram intencionalmente baseados no Plano API 32, o qual implica o abastecimento de fluido limpo (em geral água) de fonte externa superior ao selo e é padrão para diversas aplicações multifásicas. O abastecimento de líquido proporciona uma película de lubrificação constante entre as faces deslizantes e proporciona proteção eficaz contra a falta de lubrificação. Isto é importante caso o gás (bolsões) seja bombeado por longos períodos e, o risco de superaquecimento e funcionamento a seco é particularmente grande. Outro ponto a favor é a permanente purga, mantendo os sólidos contaminados com bombeio médio longe das faces deslizantes. Isto previne o desgaste prematuro e fugas que pudessem ser ocasionadas por abrasão. A principal desvantagem do Plano API 32 quando utilizado longe da civilização é o custo de logística e monitoramento e, por isso, este método não foi uma opção viável para o projeto de Equador.
Diamond Face é resistente, ainda que sem líquido de lubrificação O que se necessitava era de um selo que demandasse pouca ou nenhuma manutenção e que pudesse trabalhar sob severas condições operacionais (inadequada lubrificação, altas temperaturas e exposição a sólidos abrasivos), incluindo a falta de líquido externo de lubrificação. Para este exigente desafio, a EagleBurgmann apresentou a solução Diamond Face a todos os parceiros do projeto. Esta inovadora tecnologia para o revestimento de faces deslizantes foi apresentada pelo fabricante de selos em 2007 e, desde então, demostra sua eficácia em
Fotos: Divulgação
Livre de manutenção e robusto
Bomba booster no projeto Panacocha (Equador).
mais de dois mil selos mecânicos que operam sob condições extremas. O método foi desenvolvido em conjunto com o Fraunhofer Institute para tecnologia de recobrimento e proteção de superfícies em Braunschweig (Alemanha) – as faces deslizantes de carbeto de silício são recobertas com uma camada de diamante policristalino. Uma camada de diamante de até 10 cm de espessura, aplicada a vácuo e em temperaturas de 1.200°C, o caracteriza pela sua extrema dureza, resistência ao desgaste, excelente condução térmica, resistência química e baixa fricção, o que explica os motivos pelos quais os gestores do projeto Panacocha decidiram utilizar Diamond Face.
De olho nos custos Vários anos de experiência e uma excelente cooperação com o fabricante da bomba contribuíram para que esta solução de selagem pudesse ser integrada à bomba Bornemann sem grandes custos. Como demostrado pelo conceito de selagem, foram necessários apenas uns poucos passos para fornecer um selo com Diamond Face que cumprisse com os requisitos. O produto final, denominado DFTN Petróleo 89
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lubrificação -HSHJ4S1, se caracteriza pelo seu desenho, com cartucho, balanceado, molas protegidas contra o produto e selagens secundárias que podem controlar diversos desafios associados à pressão, temperatura e composição do meio. A especificação das faces deslizante e estacionária, ambas com revestimento em diamante, tornou possível que as faces deslizantes pudessem suportar o funcionamento a seco durante vários minutos sem danos e, inclusive, na caixa de selagem em temperaturas de até 300°C, sem problemas. E tudo isso sem necessidade de utilizar os complicados métodos baseados nos sistemas do Plano API 32. O selo mecânico com Diamond Face está perfeitamente equipado para enfrentar as flutuações abruptas no conteúdo da mistura do produto bombeado comuns nas aplicações multifásicas. O espectro vai desde o gás puro até a água ou o óleo contendo diferentes sólidos.
Otimização das questões periféricas Apesar de a Diamond Face ser indiscutivelmente a solução ideal para levar a cabo as difíceis condições de Panacocha, alguns detalhes ainda necessitavam ser considerados. Todos os componentes metálicos do cartucho pré-montados foram feitos em aço superduplex (G4) devido ao alto conteúdo de cloreto na água de formação (água que é bombeada desde o piso junto com a mistura de petróleo/gás). Para otimização da vida útil do selo mecânico, a EagleBurgmann optou por um quench sem pressurização como solução para Panacocha. Este consistia em proporcionar um resfriamento rápido do óleo não pressurizado (ISO VG32) a partir do lado da atmosfera, conforme o Plano API 62. Isto se distribui desde a parte “posterior” da superfície de deslizamento através de ranhuras hidrodinâmicas de petróleo ou das cavidades, o qual proporciona um leve efeito de resfriamento.
Bomba booster no projeto Panacocha (Equador).
Ao final do dia, estas medidas são detalhadas, com alta precisão, permitindo que o sistema Diamond Face se desempenhe em sua melhor condição. Os engenheiros consultores da EagleBurgmann no Equador, onde os selos foram utilizados, foram capazes de constatar, na prática, como os selos com Diamond Face de Panacocha trabalham perfeitamente (quatro deles estão instalados em cada bomba booster). Apesar de operarem continuamente, não existe nenhum sinal de qualquer tipo de falha nos selos. A vida útil deveria superar bastante o tempo de garantia de um ano e, até o momento, os selos operam como se tivessem uma lubrificação perfeita, ainda que sem lubrificação contínua.
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legislação
Regime de partilha
ganha espaço na exploração de petróleo
Para aqueles que pretendem entender, ainda que apenas um pouco, como funciona a Indústria do Petróleo e do Gás Natural (IPGN), o melhor ponto de partida é sem dúvida compreender o que significa a flexibilização trazida pela Emenda Constitucional n. 9, de 1995, e como funcionam os regimes fiscais de contratação para exploração e produção de petróleo e gás natural.
I
nicialmente, a tão falada flexibilização da IPGN não abrange todo o setor, mas apenas algumas atividades, uma vez que a Constituição de 1988 manteve o monopólio da União Federal sobre: 1) a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos; 2) a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro; 3) a importação e exportação de petróleo e derivados básicos; 4) o transporte marítimo do petróleo bruto nacional ou de derivados combustíveis de petróleo produzidos no país e 5) o transporte, por meio de dutos, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem. As atividades de exploração e produção foram as únicas que sofreram alterações com a EC n. 9. Após a flexibilização do monopólio estatal, houve também uma mudança no regime fiscal nacional. Com isso, em 1997, abriu-se a possibilidade para que qualquer empresa do mundo ingressasse na atividade petrolífera, sobretudo no que diz respeito às atividades de exploração e produção, instituindo-se na época o regime de concessão como regime fiscal.
Regimes fiscais
Renata Veras Fontes é advogada do escritório Trigueiro Fontes Advogados, tem graduação em Direito pela Universidade Católica de Pernambuco, especialização em Direito Marítimo, Portuário e do Petróleo e é membro da Comissão de Direito Marítimo, Portuário e do Petróleo da OAB/PE.
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A importância dos regimes fiscais na indústria do petróleo pode ser entendida na medida em que são estes os responsáveis por definir os direitos e deveres de uma empresa de petróleo, quando esta recebe do governo de determinado país, o direito de realizar atividades de exploração e produção em determinada região. O Brasil dispõe, basicamente, de dois regimes fiscais para movimentar a sua indústria petroleira: o regime de concessão e o regime de partilha de produção (PSC/Production Sharing Contract), cada um com suas regras e modos de operação. É bem verdade que o tipo de contrato escolhido varia muito em razão de como os lucros serão divididos e de como os custos serão tratados. Em geral, o nível de certeza acerca das possíveis reservas, dos seus volumes, dos custos de produção e dos preços futuros do petróleo são parâmetros considerados no momento de definição do regime de contratação a ser utilizado. Por esta razão, o contrato de partilha de produção vem ganhando espaço entre os países exploradores de petróleo cujas jazidas apresentam maiores oportunidades de lucro.
Regras do jogo De acordo com a Lei 12.351, de 2010, no regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção, e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apropriação do custo em óleo (cost oil), do volume da produção correspondente aos royalties devidos, e de parcela do excedente em óleo (profit oil), este último devendo respeitar as proporções, condições e prazos estabelecidos em contrato. A parcela do profit oil do Estado e das empresas é ofertada por estas no momento da licitação, como resultado de difíceis avaliações, já que não há critérios “científicos” para sua definição, e sobretudo porque esse percentual é definido antes da exploração efetiva. No regime de partilha, a empresa operadora é responsável por toda a parte de exploração, seja na despesa que essa atividade trará, seja nas atividades a serem produzidas, assumindo assim o risco da tarefa. O motivo que leva um país a escolher entre os regimes fiscais está muito ligado à distribuição da fiscalização da produção e da arrecadação de tributos através dos órgãos públicos. No caso do Brasil, que até o momento utiliza basicamente o regime de concessão, o órgão responsável pela fiscalização das atividades de exploração e produção não está vinculado ao órgão que arrecada os tributos, o que dá ao regime em vigor um ar menos rigoroso, diferentemente do regime de partilha, que traz o governo como maior controlador de todo o processo. De maneira sintética, pode-se dizer que no regime de concessão, a empresa operadora do bloco detém a propriedade de todo petróleo descoberto e produzido,
Foto: Depositphotos
O regime de concessão, hoje o mais utilizado no Brasil, dá às empresas o direito de exercer atividades de exploração e produção em uma área específica por tempo determinado, tudo por sua conta, devendo pagar ao Estado os royalties percebidos, mas mantendo a propriedade do óleo produzido. Cumpre destacar que royalties não são tributos, mas sim uma compensação financeira que se paga ao Estado, já que o petróleo e gás natural continuam sendo propriedade da União. O contrato nesse tipo de regime é celebrado, normalmente, por um outorgante – pode ser o presidente, uma agência governamental destinada a esse fim ou um soberano – e um outorgado – que pode ser uma empresa investidora. O regime de partilha de produção, por sua vez, é caracterizado pela maior participação do Estado, pois este detém a propriedade do petróleo. Em contrapartida, as empresas gerenciam e operam as instalações para produção de determinado campo, de forma que assumem todos os riscos.
pagando compensação ao Estado em forma de royalties e recolhendo os impostos devidos. No regime de partilha de produção, uma parcela do petróleo produzido é utilizada para recuperar os custos do operador e a outra parcela é dividida entre o Estado e o operador. Esta forma de contratação também pode prever ou não a cobrança de royalties antes da recuperação de custos.
Prática mundial De forma geral, em países com baixa relação entre reservas e consumo, onde o risco exploratório é alto, predomina o regime de concessão, com pagamento de royalties e, eventualmente, outras compensações. Já nos países em que existem grandes reservas e baixo risco exploratório, em geral adotam-se os contratos de partilha de produção. Embora o objetivo deste texto tenha sido apenas delinear as principais características da forma de exploração do petróleo e gás natural no Brasil, cabe mencionar que a polêmica Lei 12.734, de 2012, recentemente sancionada pela presidente Dilma, traz alterações significativas na forma de partilha dos royalties, uma vez que a sua regra de distribuição passaria a contemplar estados e municípios que não têm o insumo em seu território e valeria tanto para campos novos quanto para as áreas já licitadas. Os governos do Rio de Janeiro, do Espírito Santo e de São Paulo, no entanto, recorreram ao Supremo Tribunal Federal para tentar suspender os efeitos da lei já aprovada, o que foi acatado liminarmente pela ministra Carmem Lúcia, que suspendeu a nova fórmula de partilha dos royalties. A Mesa do Senado, no entanto, recorreu contra essa decisão e aguarda que o plenário do STF julgue a questão, tendo em vista que os estados e municípios serão impactados em seus caixas, sem os recursos do petróleo. TN Petróleo 89
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fino gosto
Lampadosa,
o novo sabor da Praça XV por Orlando Santos
As revistas e suplementos especializados em gastronomia já descobriram e estão concedendo generosos espaços ao mais novo restaurante de uma área nobre da rua do Rosário: o Lampadosa.
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LAMPADOSA Rua do Rosário, 36 – Centro Tel.: 2223-0144 De segunda a sexta, das 12h às 22 h Sábado: das 12h às 19h 162
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Criação conjunta de Luciano Pires – pioneiro na área, com o restaurante Cais do Oriente – e a chef especializada em culinária brasileira, Simone Almeida, o novo ponto da gastronomia no Centro do Rio de Janeiro ocupa um charmoso sobrado de três andares onde funcionava até bem pouco tempo a pizzaria Ben Fatto. Em pouco mais de um mês, o Lampadosa já conquistou fiéis apreciadores do cardápio da casa, que mescla a culinária italiana com variações da cozinha contemporânea. Comandando um grupo de mais de 20 profissionais, a chef Simone é uma das primeiras a chegar. Tendo na bagagem vários anos dedicados à divulgação da culinária brasileira para turistas, a chef tem pela frente o desafio de desenvolver um trabalho de enriquecimento do polo gastronômico que teve sua origem no citado Cais do Oriente – ao lado do Centro Cultural Banco do Brasil, e que se propagou pela rua do Rosário. Com plena confiança de que dará conta do recado, Simone se cercou de uma equipe jovem, todos mobilizados para esta tarefa gastronômica de alta qualidade. Um dos pratos principais do cardápio é o tagliatelle de produção própria, ao molho de funghi, acompanhado de escalope de filé mignon. Outras sugestões enriquecem o cardápio e tornam mais difícil a escolha dos clientes, os executivos da área, advogados e profissionais liberais, já
Fotos: Divulgação
identificados com os molhos e temperos da mais nova e bem-sucedida casa do polo gastronômico do centro histórico e empresarial do Rio. Tudo começou há algum tempo – Há 14 anos pilotando fogões e experimentando novas tendências culinárias, Simone Almeida aguçou o prazer de valorizar suas raízes. Aprendeu, ao estudar e trabalhar na Alemanha e nos Estados Unidos, o quanto era preciso ter um olhar intimista sobre o seu país e resgatar os gostos que remetiam à sua infância. E é com esse carinho e muita competência que ela comanda o Lampadosa, tendo o auxílio da jovem chef Amanda. “Descobri que a melhor forma de estudar um povo e o seu comportamento era através da culinária. E comecei a pesquisar a culinária brasileira e a entender por que uma pessoa é de um jeito, a outra de outro”, diz Simone. “Aprendi a diferença entre os estados e os motivos dessa variação. Compreendi que a partir do clima ou tipo de vegetação de determinada região, se identifica uma cultura alimentar. Aí, comecei a imersão da cultura na culinária”, filosofa a chef. Rio antigo – O Lampadosa exibe um charme único em seus três andares. Mesinhas na rua, no trecho proibido aos veículos, dá o clima informal e romântico do Rio Antigo. Ainda no térreo, logo à entrada, é impossível não observar o lustre francês de porcelana do século
passado. A bancada de pedra e a cozinha aparente completam o ambiente, com predominância da cor laranja. No segundo andar, mesas de madeira redondas e quadradas. O terceiro andar é um mezanino pra lá de aconchegante, onde abriga o Cook in Rio, curso de culinária. Por todos os ambientes, quadros com cartografias do ano 1500: cerca de 40 peças contando a história através de mapas do mundo inteiro. Como símbolo do Lampadosa, a rosa dos ventos, que está presente nos quadros e nos belos sousplats do restaurante. Os armários, datados de 1920, são relíquias de farmácias antigas, no melhor estilo cristaleira. Parte do piso do segundo andar é de vidro, refletindo a luminosidade do dia captada por uma claraboia no teto. Os ambientes são agradáveis, despojados. O chope é supergelado e acompanha bem os variados tipos de pizzas – a de alho com brócolis é imperdível!
A saborosa arte de ensinar O ateliê Cook in Rio funciona diariamente. Nele, o aluno aprende os segredos dos pratos e bebidas típicos do Brasil. As aulas acontecem em inglês, alemão, espanhol ou português e o espaço apresenta uma cozinha prática, direcionada às aulas de culinária. Uma mesa de inox, fogão, estufa, cadeiras coloridas no estilo “boteco”, jardim de frente para arquitetura antiga da rua do Rosário, horta com ervas, panelas penduradas... tudo pensado para permitir receber de dois a 30 alunos por vez. A ideia do Cook in Rio é trazer turistas para cozinhar e entender a filosofia da culinária brasileira. Além das aulas comandadas por Simone Almeida, sempre haverá um chef convidado. TN Petróleo 89
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coffee break
Nova Zona Portuária do Rio
Mar
de arte e investimentos Foto: Thales Leite
por Orlando Santos
A
A revitalização da Zona Portuária do Rio, a exemplo de outras cidades do mundo, como Barcelona, começou com uma intervenção cultural de grande impacto: a instalação do Museu de Arte do Rio (MAR), na Praça Mauá, que ocupa dois prédios distintos, de arquitetura bem diferenciada.
Horários de visitação Terça a domingo, de 10h às 17h (a bilheteria encerra às 16:30 h) Ingressos: R$ 8,00 e R$ 4,00 (estudantes) Entrada franca às terças-feiras. Serviços Educativos Detalhes sobre agendamentos na central de informações: (21) 2203-1235, info@museudeartedorio.org.br Marcação e agendamento de visitas: agendamento@museudeartedorio.org.br
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As salas de exposição do MAR ocupam o Palacete Dom João VI, construção eclética de meados da década de 1910, que abrigou a antiga Inspetoria dos Portos e foi tombado pela Secretaria de Patrimônio Cultural do Município. No prédio vizinho, um antigo terminal rodoviário, totalmente reformado, vai funcionar a Escola do Olhar, um ambiente propício à produção e provocação de experiências, coletivas e pessoais, com foco principal na formação de educadores da rede pública de ensino. Os dois prédios estão interligados fisicamente por uma gigantesca obra de arte: uma cobertura de concreto, com cerca de 1.650 m2, que simula uma onda e pode ser vista de longe. Nada menos que 37 pilares sustentam a onda, com cerca de 800 toneladas, que utilizou 70 toneladas de aço e 40 caminhões de concreto, injetado durante um processo que levou 19 horas. A cobertura de isopor foi moldada por uma equipe de 33 profissionais especializados nesse material, sob coordenação do artista plástico e artesão Carlos Lopes – o mesmo que este ano trabalhou no barracão do Salgueiro. O MAR nasce com a ambiciosa meta de atender anualmente dois mil professores e receber 200 mil visitantes – entre eles cem mil alunos da rede pública municipal. Do teto da Escola do Olhar avista-se boa parte da região, sem falar no enorme canteiro de obras do projeto Porto Maravilha e do futuro Museu do Amanhã – cuja vizinhança inclui ainda diversos projetos de investidores na área, com edificações de grande porte para comércio e residências. Veem-se também os profissionais consultando os órgãos estaduais em busca de informações para se tornarem parceiros desta ousada e definitiva revitalização da Zona Portuária do Rio.
O Museu de Arte do Rio – Inaugurado no dia 1º de março deste ano (para marcar o aniversário da cidade), o MAR abriga quatro exposições. A entrada do museu é feita pela Escola do Olhar, de onde se tem acesso à rampa que leva ao prédio de exposições, onde a visita começa pelo terceiro andar, no qual há uma mostra permanente dedicada à cidade: a primeira é Rio de Imagens: Uma Paisagem em Construção. No segundo pavimento está O Colecionador – Arte Brasileira e Internacional, com 136 peças da coleção particular do marchand Jean Boghici. De forma lúdica, a mostra propõe um mosaico da nossa arte e história no século XX, reunindo,
Exposição Rio de Imagens Victor Brecheret; Tocadora de banjo 92 x 67 x 23 cm, 1925, Mármore Tarsila do Amaral; Sol poente, 54 x 65 cm, 1929, óleo sobre tela Belmiro de Almeida; Maternidade em círculos, 1908, óleo sobre tela
Fotos: Jaime Acioli
Milton Dacosta; Em vermelho, 1956
entre pinturas e esculturas, obras de Di Cavalcanti, Brecheret, Guignard, Kandinsky, entre os quase 70 artistas. No primeiro andar, a exposição Vontade Construtiva na Coleção Fadel, com cerca de 230 peças, apresenta um expressivo e histórico conjunto de obras produzidas por artistas plásticos brasileiros representantes dos movimentos concreto e neoconcreto, criadas entre as décadas de 1950 e 1960. No térreo, a mostra O Abrigo e o Terreno – Arte e Sociedade no Brasil I propõe explorar questões relacionadas à inclusão e exclusão no contexto urbano, através
Samson Flexor; Composição, 1947 óleo sobre tela
de obras de Antonio Dias, Antonio Manuel, Bispo do Rosário, Helio Oiticica, Lucia Koch, Lygia Pape, Marepe, Raul Mourão, entre outros. O São José de Botas, uma das quatro esculturas de Aleijadinho tombadas individualmente, é um dos destaques do acervo próprio do MAR – em formação, mas que já reúne cerca de três mil obras, cinco mil peças de memorabilia do Rio, documentos históricos, manuscritos sobre a escravidão, fotografias, cartões-postais, Arquivos da Arte Brasileira e mais de cinco mil livros doados para sua biblioteca.
Meu parceiro de artes Quando comecei a desenvolver projetos gráficos relacionados a livro de arte, poucas eram as empresas que se aventuravam a investir nessa área. Mais tarde, com a edição de leis de incentivos à produção cultural, o setor ganhou maior estímulo e visibilidade, e algumas grandes empresas, em especial os bancos, apostaram nessa direção. Os livros de arte, sobretudo, ganharam então grande fôlego. E é exatamente nessa época – final dos anos 1980 e início dos 90 –, que fiz amizade com essa grande figura humana que é o marchand e colecionador Jean Boghici. Juntos, editamos livros de arte que hoje são considerados excelentes referências bibliográficas para pesquisadores, como os de Vicente do Rego Monteiro, Guinard, Maria Martins e de Cícero Dias – este último entregue ao próprio, em Paris, durante solenidade na sede da Unesco, onde ele trabalhava. Mas nada disso foi capaz de impedir o grande esvaziamento que se seguiu em todos os setores culturais, ainda mais no das artes plásticas, atingindo em cheio o Rio de Janeiro – mas privilegiando São Paulo, com excelentes galerias de arte, leilões e bienais. Agora, com a nova onda da revalorização das artes na cidade, com a criação de novos espaços, como o Museu de Arte do Rio
Orlando Santos, Jean Boghici e Benício Biz (MAR), a Casa Daros, de origem suíça, e de tantas outras manifestações, o convite feito para retomarmos essa parceria e editarmos novos livros de arte é motivo de grande orgulho. Acreditamos que agora esses projetos terão vida longa para o bem das artes plásticas, em especial para a cidade, historicamente produtora de grandes projetos culturais. (Benício Biz) TN Petróleo 89
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indicadores tn feiras e congressos
Junho
11 a 14 - Brasil Brasil Offshore Local: Macaé - Rio de Janeiro Tel.: (21) 2112 9033 email: eventos@ibp.org.br www.brasiloffshore.com
19 a 20 - Inglaterra World National Oil Companies Local: Londres, Inglaterra Tel.: +44 (0)20 7092 1000 email: enquiry.uk@terrapinn.com www.terrapin.com
Setembro
3 a 6 - Reino Unido Offshore Europe Local: Aberdeen, Escócia Tel.: +44 (0)20 8910 7797 email: gareth.rapley@reedexpo.co.uk www.reedexpo.co.uk
24 a 26 - Brasil Rio Pipeline Local: Rio de Janeiro Tel.: (21) 2112 9033 email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br
27 a 28 - Brasil Ethanol Summit Local: São Paulo Tel.: 55 (11) 3643-2700 email: bethalves@cdn.com.br www.ethanolsummit.com.br
29 a 2 - Barein Mepec 2013 Local: Barein, Golfo Pérsico Tel.: +44(0) 7818 458 634 email: Hisae@inami.co.uk www.inami.co.uk
Agosto
Outubro
22 a 24 - Índia PetroWorld Local: Mumbai Tel.: +44 (0) 1992 656 647 email: joannag@pennwell.com www.petroworldindia.com
7 a 10 - Argentina Argentina Oil & Gas 2013 Local: Buenos Aires, Argentina Tel. +54 11 4322 0916 email: aog@uniline.com.ar www.aog.com.ar
15 a 16 - Holanda Deepwater Operations 2013 Local: Amsterdam, Holanda Tel.: +0031 10 209 2675 email: ls@navingo.com www.offshore-energy.biz
29 a 31 - Brasil OTC Brasil 2013 Local: Rio de Janeiro Tel.: (21) 2112 9000 email: otcbrasil@ibp.org.br www.otcbrasil.org/2013
Novembro
5 a 7 - Estados Unidos Deepwater Operations 2013 Local: Galveston - Texas Tel.: +1 888 299 8016 email: registration@pennwell.com www.deepwateroperations.com
6 a 8 - Colombia NGV 2013 Colombia Local: Cartagena, Colombia Tel.: +39 335 189 3249 email: info@ngv2013colombia.com www.ngv2013colombia.com
Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 3221-7500 ou webmaster-tn@tnpetroleo.com.br 166
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de Renata Baruzzi, presidente do Centro de Excelência em EPC (CE-EPC)
opinião
O círculo virtuoso
da disciplina A necessidade de reforçar a excelência e aumentar a competitividade da indústria brasileira, assim como o papel crucial que o EPC (Engineering, Procurement & Construction) tem nos empreendimentos de grande porte ou alta complexidade da indústria de óleo e gás e de energia são questões indiscutíveis hoje no Brasil e, por que não dizer, no mundo.
T
odos os agentes que participam da gigantesca cadeia produtiva petrolífera, que perpassa também a indústria naval e offshore e a de tecnologia de informação, têm consciência de que só poderemos avançar de forma sustentável e duradoura se equacionarmos alguns impasses ainda existentes em diversos segmentos que integram esse setor. Tal necessidade fez surgir, no bojo do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), o Projeto E&P-27, que se materializou, no dia 23 de junho de 2008, no Centro de Excelência em EPC (CE-EPC), graças aos esforços de operadoras, fornecedores da cadeia de EPC, entidades de classe e órgãos governamentais, que são a base de sustentação da entidade, hoje com quase uma centena de afiliados. Surgiu como Organização da Sociedade Civil de Interesse Público (Oscip), pautada em modelos de rede de excelência já consagrados no Brasil e em outros países. Desde a sua criação, o CE-EPC tem atuado como agente que busca instigar a reflexão contínua sobre os desafios do setor. Mais do que isso, atua como uma organização que tem como uma de suas tarefas-chaves discutir e propor soluções que contribuam para o aprimoramento da gestão de empreendimentos, com foco no planejamento e no ganho de produtividade – e, consequentemente, no aumento da competitividade. Para cumprir esse papel, nesses cinco anos de atividades o CE-EPC desenvolveu uma série de ações, devidamente acordadas entre os associados, que englobam desde a organização de eventos técnicos sobre os aspectos relevantes na execução e gestão do EPC, à formalização de parcerias com instituições internacionais, como o CII (Construction Industry
Institute), com vistas a criar uma verdadeira rede temática – ou de inteligência – nesse setor. Já temos parcerias com a UFF (Universidade Federal Fluminense), a Uerj (Universidade Estadual do Rio de Janeiro) e a UFRJ (Universidade Federal do Rio de Janeiro), que integram inclusive a diretoria do centro. Também vamos buscar parceria do Senai (Serviço Nacional da Indústria), da Faetec (Fundação de Apoio à Escola Técnica) e de outras instituições que possam dar o seu aporte para a evolução contínua dessa área. Entre o debate e as ações práticas, nossos esforços também se concentraram na formação de uma carteira de projetos estruturantes, que nos possibilitem alcançar o nível de competitividade que almejamos. Projetos que reforcem a integração da engenharia na Cadeia EPC e promovam a melhoria contínua deste complexo processo que começa na assinatura de um contrato. Tanto que concluímos, no final de 2012, a construção de um novo modelo de contrato com risco consensuado entre operadoras e empresas da cadeia epecista. Este modelo já começa a ser avaliado e testado por players do setor. Também desenvolvemos um guia de gestão de engenharia e um trabalho amplo sobre comissionamento, no qual apontamos as melhores práticas para a indústria. Como são projetos estruturantes, ainda levará algum tempo para vermos o resultado. Nosso grande desafio é mostrar para a indústria que isso agrega valor aos seus negócios, suas operações, seus projetos. Nos primeiros cinco anos, nossos esforços se concentraram também na consolidação da estrutura do CE-EPC, de forma a ter três pilares – a área acadêmica, a indústria contratante e a indústria epecista – trabalhando em torno de um objetivo comum. Agora, temos de TN Petróleo 89
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feiras opinião e congressos nos abrir e mostrar para o mercado o que realizamos neste período e atrair mais associados, para que o centro possa refletir a diversidade deste segmento. Somos uma entidade participativa e, portanto, precisamos agregar mais empresas para aumentar a abrangência do nosso trabalho. Assumi em fevereiro desse ano a presidência do CE-EPC com o intuito de dar continuidade a este trabalho e fortalecer ainda mais o centro, para que possamos ter uma indústria cada vez mais competitiva à disposição do país. Este tem sido, desde o início, o nosso grande objetivo. E buscamos atingi-lo por meio não somente da melhoria contínua da gestão dos projetos de investimento, por parte das operadoras e dos epecistas, como também pela inclusão, e adequação à nossa realidade de novas tecnologias e métodos competitivos. Precisamos aprimorar a gestão em toda a cadeia do EPC, tanto na gestão macro, das empresas, como na rotina da obra, com um planejamento mais eficaz de cada atividade desenvolvida pelo colaborador envolvido. Com um bom planejamento e excelência na gestão, é possível diminuir os gargalos da produção e aumentar a competitividade. São ações simples, objetivas, que os gestores podem (e devem) fazer. Por isso queremos trazer métricas internacionais para dentro dos projetos de EPC, pois desde que a gestão da qualidade foi incorpo-
rada à cultura da indústria, temos consciência de que só podemos gerenciar aquilo que medimos. É fundamental darmos mais um passo na consolidação da cultura da excelência, usando métricas que nos permitam aferir se os projetos estão enxutos, adequados àquilo a que se propõe. Na busca desta excelência e da competitividade, o CE-EPC também está comprometido com o fortalecimento da engenharia nacional. E há dois aspectos importantes que devemos levar em consideração. Primeiro, que dependendo da complexidade do projeto de um empreendimento, a engenharia básica tem um cunho tecnológico muito forte. Isso está comprovado na própria evolução da indústria brasileira de petróleo e gás, no seu avanço tanto na exploração e produção offshore, como também no refino de petróleos pesados. Já houve avanços, sem dúvida nenhuma, mas acreditamos que há espaço para melhorias. E que estas podem ser alcançadas não apenas a partir da experiência consolidada, como também na análise e estudo de projetos executados em outras partes do mundo, incorporando conhecimento e as métricas que possibilitaram o sucesso de sua execução. Assim, é mais do que claro que as empresas brasileiras de engenharia precisam se desenvolver e investir em tecnologia. Também é fundamental que haja clareza na demanda e no seu planejamento para que a cadeia
de fornecedores possa se preparar e até se antecipar no atendimento das necessidades dessa indústria, principalmente a de petróleo, gás e energia, que vem crescendo de forma acelerada no país. Precisamos ter conhecimento pleno da demanda e de bons projetos básicos e de detalhamento, trazendo também para a gestão os planos de mitigação de riscos de forma a minimizar atrasos e o retrabalho. Ou seja, é preciso ter disciplina. E isso, em todos os elos da cadeia. Disciplina do contratante na definição e detalhamento de sua demanda, para que o projeto possa atender ao fim para o qual será destinado. Disciplina por parte do EPC e da engenharia para elaborar um projeto detalhado e seguir aquilo que foi encomendado. Nem a indústria contratante nem os epecistas querem mudanças de última hora, que atrasam obras e oneram os custos finais do empreendimento – além de acarretar danos ao contratante, por não colocar em operação um projeto, dentro do cronograma previsto no seu planejamento estratégico. Disciplina é a base de tudo. E se conseguirmos criar um círculo virtuoso de disciplina, desde a concepção até a execução de cada projeto, teremos não apenas um grande empreendimento para o país como também estaremos ajudando a incrementar a competitividade da indústria brasileira. Este será o nosso legado.
Georadar – pág. 45 Governo de Pernambuco – págs. 4 e 5 Habtec – pág. 35 John Richard – pág. 49 MBS – pág. 135 Mecan – pág. 55 Mobil – pág. 17 Naval Shore 2013 – pág. 159 Parker – pág. 43 Poleoduto – pág. 41 Prosegur – pág. 27 RHMed – pág. 69 Rio Oil & Gas 2014/IBP – 3a capa
Rio Pipeline/IBP – pág. 133 Seismic Exploration Technology – pág. 137 Seminário Rotas para a Vanguarda – pág. 131 Sosinil – pág. 71 Sotreq – pág. 37 Strategy Execution Summit – pág. 59 Telelok – 2a capa e pág. 1 Tiger Rentank – págs. 2 e 3 Tinôco Anticorrosão – pág. 61 UTC Engenharia – pág. 9 V&M – 4a capa Vard – pág. 57 Villares Metals – pág. 15
Anunciantes da edição Aerodinâmica – pág 35 Akzo Nobel/International Tintas – pág. 51 C&C Technologies – pág. 21 Cashco – pág. 53 Ecopetrol – pág. 39 Emirates – pág. 19 Enmac – pág. 79 Filtros Mil – pág. 101 Firjan (Senai) – pág. 29 FMC Technologies – pág. 13 Fórum Nacional de Exploração de Gás não Convencional – pág. 111 Fundição Moreno – pág. 115 168
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RESERVE A DATA!
15 a 18 de setembro de 2014 • Rio de Janeiro - Brasil
Clube de Ideias
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2014 mais informações:
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RESPON SIVI DADE Como você trabalha nas condições mais extremas possíveis é essencial ter uma rede de apoio global. Onde você estiver, nossos especialistas estarão sempre por perto. Não vamos deixar você na mão. Com base em nossa tradição de inovação e desempenho, a VAM®21 estabelece novos padrões de confiabilidade e resistência. Até agora, as únicas ligações que recebemos a respeito da VAM®21 foram para fazer mais pedidos. Você tem o nosso telefone?