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opinião

Desvio de conduta é um risco iminente, de Susana Falchi, CEO da HSD Consultoria em Recursos Humanos

Coppe gera conhecimento há 50 anos Bahia, onde tudo começou ANP 15 anos: evolução contínua Noruega: expertise subsea Ano XV • set/out 2013 • Nº 91 • www.tnpetroleo.com.br

ESPECiAL PETROBRAS 60 ANOS

ViSãO DE FuTuRO DA iNDúSTRiA DE ÓLEO E gáS FiNANCiANDO A iNOVAçãO SuSTENTABiLiDADE TECNOLÓgiCA uM hORizONTE DE 30 ANOS

Os desafios do licenciamento ambiental portuário: uma questão de curto, médio e longo prazo, por Marcelo Poças Travassos Ancoragem offshore, por Martin Vlasblom, Jorn Boesten, Peter Davies e Sergio Leite Step-in right no direito brasileiro, por José Virgílio Lopes Enei e Antonio Paulo Kubli Vieira Migração improvável, por Beth Pessoa Ramos Stop fracking? Os impactos da exploração do gás de Folhelho Betuminoso, por Gabriel Santos Cerqueira A mudança no regime especial de entreposto aduaneiro, por Ana Paula Alves Rocha

Entrevista exclusiva

Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da Petrobras e reitor da Unimonte, SP

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sumário

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edição nº 91 set/out 2013

Entrevista exclusiva

Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da Petrobras e reitor da Unimonte, SP

entrevista exclusiva

EMPREENDER

com Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da Petrobras e reitor da Unimonte, SP

NO MUNDO COMPLEXO

E INOVAR é preciso

E DE PRODUTOS SOFISTICADOS, NO QUAL VIVEMOS, PRECISAMOS

por Beatriz Cardoso

DE BRASILEIROS BEM FORMADOS NA EDUCA-

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ÇÃO BÁSICA E, SOBRE-

NESTA ENTREVISTA EXCLUSIVA concedida à TN Petróleo, Ozires Silva, que se tornou exemplo da capacidade empreendedora e inovadora dos engenheiros brasileiros – inclusive na gestão de empresas –, fala dos fatores que restringem a inovação e, por consequência, a geração de patentes brasileiras. “Para sairmos desse círculo de limitações, é preciso estimular os investimentos de risco, pois eles que proporcionam fundos financeiros para encorajar pesquisadores ou inventores, os quais mais tarde serão professores ou alunos das Universidades e, sobretudo, alcançarão as empresas produtoras.”

Para ele, o Brasil, por ser uma das sete maiores economias do mundo, ainda precisa ganhar posições internacionais que sejam proporcionais à sua dimensão. “Temos que manter nossa convicção de que o Brasil, um país continente, não pode continuar nos padrões atuais. Precisamos aumentar nossa eficiência gerencial e produtiva e passar a ter presença em todos os países, como vários outros estão conseguindo permear as expectativas de compras dos seus cidadãos e dos consumidores internacionais.”

TUDO, COM PROFICIÊNCIA DESTACADA NO NÍVEL SUPERIOR.

TN Petróleo – O senhor é um símbolo do empreendedorismo, apontado como um visionário que acreditou na inventiva e na capacidade tecnológica brasileira, coisa comprovada na criação da Embraer, hoje uma das mais importantes empresas do país. Como foi criar algo inovador, empreender em um país que sequer sabia o que era isso na década de 1970? Hoje seria mais fácil?

Ozires Silva – Não me julgo um símbolo do empreendedorismo. Ao contrário, a criação e o desenvolvimento da Embraer foi o resultado do trabalho de uma competente equipe, embora inicialmente pequena, que pôde conquistar um bom grau de confiança e apoio da Força Aérea Brasileira, dando como resultado uma real cooperação entre a iniciativa privada e o Governo. Isso acontece em muitos países em empreendimentos de longo prazo de maturação, técnica e tecnologicamente avançados, que precisam avançar sobre novos conhecimentos e contar com muitos recursos humanos e financeiros, que, não encontrando visão de apoio nos sistemas econômicos tradicionais, podem encontrar caminhos de ruptura com o passado, com a cooperação governamental e fazer nascer algo de novo.

Fotos: Divulgação

Passar isso do discurso à prática é o grande desafio do Brasil, como nos mostra Ozires Silva, expresidente da Embraer e da Petrobras, duas das mais importantes companhias brasileiras, reconhecidas internacionalmente por sua capacidade inventiva.

“Continuo a acreditar que o sucesso do Brasil, na acirrada competição moderna de nossos dias, somente pode ser alcançado pela constância dos esforços para empreender e inovar”, afirma o oficial da Aeronáutica e engenheiro formado pelo Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA), que aos 82 anos continua a trabalhar todos os dias. Atualmente é reitor da Unimonte, instituição particular de ensino superior localizada em Santos (SP).

tica, óleo e gás, telecomunicação? O nosso problema não é tecnologia, é educação básica?

Temos um problema conjuntural, ou de comportamentos, arraigado ao longo de muitas décadas (ou séculos) de posição inferiorizada – mais por crenças do que por uma realidade de vanguarda –, que leva os consumidores brasileiros, numa competição entre produtos estrangeiros e nacionais, a sempre darem suas preferências aos

Por que ainda é difícil empreender no Brasil? Qual é o grande desafio do Brasil para se posicionar como um país empreendedor, se ele já se consagrou em algumas áreas nas quais o peso da tecnologia é enorme, como aeronáu-

importados. Sim, os nossos problemas começam na precariedade da educação básica e isso extrapola para o nível superior! No mundo complexo e de produtos sofisticados, no qual já vivemos, precisamos de brasileiros bem formados na educação básica e, sobretudo, com proficiência destacada no nível superior, fundamental para compreender e produzir os produtos de alto valor agregado que vencem no mundo contemporâneo.

São poucos os exemplos de empreendedorismo no Brasil. Por que isso acontece? O que falta ao país para ser mais empreendedor?

Segundo a já tradicional pesquisa mundial, realizada ano a ano pelo Banco Mundial (www.doingbusiness. com), e mesmo pela crença nacio-

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Empreender e inovar é preciso

Quando é citado o caso da Embraer, e de sua consagrada vitória no campo muito competitivo da indústria aero náutica (produzindo e vencendo no mercado mundial, com aviões entre os mais complexos da atualidade), pode-se facilmente constatar que essa posição de destaque foi conseguida graças à criação, em 1950, do ITA (Instituto Tecnológico de Aeronáutica), de São José dos Campos. Sem ele, de alto nível, criado e mantido pelo Comando da Aeronáutica Brasileira, não se poderia falar da Embraer e de seus sucessos.

27

petrobras 60 anos

Especial Petrobras 60 anos

VISÃO D E FUTURO

Visão de futuro da indústria de óleo e gás

DA INDÚSTRIA DE ÓLEO E GÁS por Beatriz Cardoso, Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

Os 60 anos da Petrobras refletem a própria história do petróleo e gás no Brasil e demandam uma reflexão mais profunda sobre os desafios e

48 Financiando a inovação 50 Sustentabilidade tecnológica

perspectivas da imensa cadeia produtiva que hoje movimenta parte crucial da economia do país.

Ciente do papel que tem no cenário nacional, e até mundial, a Petrobras vem resgatando sua memória, apresentando à sociedade brasileira, por todos os meios de comunicação, os fatores que a inspiraram a ser a gigante que todos admiram, independentemente dos questionamentos que possam ser feitos à sua gestão ou performance.

Entendendo que mais além desse resgate histórico é importante refletir as expectativas da sociedade organizada e da cadeia produtiva petrolífera

54 Um horizonte de 30 anos 60 Soluções com tecnologia local

e offshore, a TN Petróleo ‘prospectou e extraiu’ mais de 50 depoimentos de stakeholders desse mercado, os quais deram sua visão de futuro do setor.

Para todos, o grande desafio é, sem dúvida, assegurar a sustentabilidade de um desenvolvimento sem precedentes, consolidado na última década.

Com eles, a palavra!

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Coppe 50 anos Fotos: Divulgação Coppe

coppe 50 anos

LabOceano

Coppe gera conhecimento

Coppe gera conhecimento há 50 anos

HÁ 50 ANOS por Rodrigo Miguez

LNCD

Modelo para instituições de ensino e pesquisa na área de engenharia no Brasil e no exterior, o Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia (Coppe), da Universidade Federal do Rio de Janeiro ajudou a criar a pós-graduação no Brasil. Criada em 1963 pelo engenheiro Alberto Luiz Coimbra, ao longo de cinco décadas tornou-se o maior centro de ensino e pesquisa em engenharia da América Latina.

C

Bioetanol

Câmera Hiperbárica

LNCD

LabSonar

Super Computador Coppe 74

82

om mais de 13 mil mestres e doutores formados em seus 13 programas de pós-graduação em nível de mestrado e doutorado, a excelência acadêmica de ensino da Coppe faz com que seja uma das instituições mais procuradas pelos futuros doutores do país, principalmente na área de engenharia.

Hoje, a Coppe possui em seu quadro 349 professores, que aperfeiçoam mais de 2.900 alunos, entre mestrandos e doutorandos. Um dos pontos importantes é a presença es trangeira em suas salas – 118 alunos no mestrado e 111 no doutorado.

Segundo o professor Luiz Pinguelli Rosa, diretor da entidade, o modelo da Co ppe é o da pós-graduação brasileira, em razão do sucesso e do pioneirismo no jeito de fazer. A integração entre pesquisa e ensino é lembrada por Rosa como um dos pontos positivos da instituição com o passar dos anos, reunindo professores, pesquisadores e alunos de pós-graduação de

NIFD

diferentes programas de mestrado e doutorado.

Para Pinguelli Rosa, a agilidade em todos os processos da Coppe é outro fator de garantia do sucesso em um tempo mais curto, o que não costuma acontecer em outras universidades pelo Brasil. Ele é um crítico do processo burocrático que emperra e atrapalha o funcionamento da UFRJ e demais universidades públicas brasileiras.

O sucesso da Coppe mundo afora se deve muito aos laboratórios que não param de surgir. Atualmente, a instituição conta com 124 deles, nos quais seus 88 pesquisadores desen volvem soluções tanto para indústrias de petróleo e gás, quanto para o dia a dia do cidadão comum, com as pesquisas em mobilidade urbana e biocombustíveis.

A relevância dos laboratórios pode ser constatada desde o início, com o Laboratório de Processos de Separação de Membranas, que está completando 45 anos e foi o primeiro da Coppe e o primeiro também a ter contrato com uma empresa, no caso, a Petrobras, em 1968. Para se ter uma ideia, até 2012, a Coppe já tinha assinado

12.700 contratos com empresas e órgãos do governo.

Para dar continuidade aos seus programas de pesquisa e às comemorações dos seus 50 anos, a Coppe inaugurou três laboratórios voltados para o estudo do escoamento de óleo e gás, vinculados ao seu Programa de Engenharia Mecânica (PEM). Eles fazem parte do Núcleo Interdisciplinar de Dinâmica dos Fluidos (NIDF) e ficam localizados em uma área de 5.400 m², no Centro de Tecnologia 2 (CT2), no campus da UFRJ. Esse é o primeiro núcleo no país a reunir em um só local um conjunto de laboratórios que estudam de forma complementar e integrada o processo de escoamento de óleo e gás.

O NIDF é formado pelos laboratórios de Separadores Compactos (LSC), de Escoamentos Multifásicos em Tubulações (LEMT) e de Tecnologia de Engenharia de Poços (LTEP), onde serão realizados estudos e ensaios relacionados a processos de perfuração, completação e intervenção de poços de petróleo, elevação artificial e separação primária.

Os resultados desses estudos podem ajudar a Petrobras a elevar a produção de óleo e gás, fazendo

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capital de energia

Fotos: Divulgação

onde tudo começou

Berço da indústria de petróleo nacional, a Bahia tem uma posição de destaque na história brasileira de óleo e gás, uma vez que foi lá que tudo começou há 75 anos, quando foi encontrado petróleo por um poço perfurado no bairro de Lobato, na Grande Salvador, em 1938. Desde então, a Bahia mostrou sua vocação natural para o petróleo: possui até hoje a segunda maior refinaria de petróleo do país, a Refinaria Landulfo Alves (RLAM), em Mataripe; e conta com o maior complexo petroquímico integrado do hemisfério Sul – o Polo Industrial de Camaçari. Com o Estaleiro Enseada do Paraguaçu, em Maragogipe, inaugura-se uma nova fase para a indústria baiana, agora no setor naval e offshore.

Ou seja: sempre movida a petróleo. por Maria Fernanda Romero

A

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nacional e local nos últimos anos, dentre eles a descoberta do pré-sal, o ressurgimento da indústria naval/offshore e as perspectivas de exploração de shale gas e shale oil começou a reverter as expectativas negativas que tomavam conta do setor no estado.

Segundo dados da Rede Petro Bahia, o mercado de óleo e gás representa cerca de 70% do mercado industrial baiano – considerando as atividades de E&P, química e petroquímica representam a maior parcela de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) recolhido pelo estado da Bahia.

Em termos de participação na economia baiana, o setor é um dos mais importantes, representando 55% do valor da produção mineral do estado, 32% do valor da transformação

79 Parceria com a China para inovação energética

75

Capital de energia

BAHIA, descoberta de petróleo na Bahia representou um marco no desenvolvimento econômico do estado, após a decadência da indústria açucareira no país. O recôncavo baiano experimentou transformações na sua matriz produtiva. O fato impactou também outras atividades, como a criação de gado, a navegação e a produção de madeira. A antiga paisagem rural passou a conviver com sondas de perfuração e outros equipamentos típicos da exploração e produção de petróleo.

No segmento de Exploração e Produção (E&P) de petróleo e gás, o estado contabiliza cerca de nove bacias sedimentares e nele trabalham cerca de 30 empresas concessionárias responsáveis por 2,3% de toda a produção de óleo e 15,5% da produção nacional de gás.

O segmento de petróleo e gás tem importância histórica para a Bahia. O estado já ocupou o primeiro lugar no ranking nacional em termos de reservas e produção, posição que foi reduzindo gradativamente. Um conjunto de novos fatos – surgidos no cenário

78 LabOceano: 10 anos

industrial e quase 30% da arrecadação de ICMS. Apenas o segmento “Derivados de Petróleo” lidera, com 35% do total, a pauta de exportações baianas, superando os segmentos “Químicos e Petroquímicos” e “Automotivo”.

Dada a sua importância para o desenvolvimento sustentável do estado, o segmento é um dos contemplados pela Política Industrial da Bahia, cujas estratégias e proposições foram publicadas em 2011 e atualmente encontra-se em fase final a elaboração um conjunto de instrumentos legais e programas que serão a base para o desenvolvimento do setor no estado. A Política Industrial da Bahia foi construída por meio de uma par ceria que envolveu a Secretária da Indústria, Comércio e Mineração do Estado (SICM), a Federação das Indústrias do Estado da Bahia (Fieb), o Instituto Euvaldo Lodi (IEL/BA) e a Petrobras.

No início deste ano, o Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC) lançou um plano de desenvolvimento para setor de petróleo, gás e naval da Bahia. O Programa de Desenvolvimento de TN Petróleo 91

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Bahia, onde tudo começou 86 88 92 94

Qualificação é prioridade Grandes patrimônios baianos Projetos em potencial Mercado promissor de energia

anp 15 anos

96 Evolução contínua

96

O

primeiro leilão do pré-sal marca uma nova fase para a ANP, que, uma vez encerrado o certame, vai ter sob sua gestão o primeiro contrato de partilha, dentro de um marco regulatório que foi alterado substancialmente nos últimos cinco anos, por conta das descobertas de grandes reservas no pré-sal.

A agência reguladora, que passou a maior parte de sua existência

gerenciando contratos de concessão, a partir de agora terá de administrar um sistema múltiplo, no qual partilha e cessão onerosa para a Petrobras concorrem com os velhos e tradicionais contratos firmados em mais dez leilões.

Mas isso não preocupa a diretora-geral da entidade, Magda Chambriard, que garante que as companhias estrangeiras já estão acostumadas a lidar com contratos de partilha no mundo inteiro. “To-

das elas têm um contrato de concessão num lugar e de partilha no outro”, frisa.

A única diferença é a governança da Pré-Sal Petrobras, que vai gerir os ativos e o grupo empreiteiro. “A questão da governança está estipulada no contrato, tampouco é nova, pois baseia-se no Joint Ope-

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Fotos: Depositphotos

noruega

Noruega:

expertise subsea Enviada especial: Maria Fernanda romero

a Noruega, um dos maiores produtores de petróleo do mundo, é um país de ponta quando o assunto é tecnologia e soluções para a indústria do petróleo. Sua extensa rede de dutos submarinos – a maior do mundo –, e sua experiência em operar nas severas condições offshore no Mar do Norte, fizeram o país se destacar pelo desenvolvimento de tecnologias inovadoras, principalmente na exploração e produção em águas profundas e nos sistemas submarinos. o que vem levando Noruega e Brasil a reforçarem o intercâmbio no setor de petróleo e gás nos últimos anos devido às descobertas do pré-sal.

D

esde meados do século XIX, o Brasil faz parte da rota das empresas norueguesas. Naquela época, as empresas de navegação vinham para cá impulsionadas pelo transporte de bacalhau e retornavam à Noruega com açúcar e café.

Nos anos 1970, o setor de mineração e a indústria naval começaram a atraí-las para nosso território. Em 1990, com as mudanças na legislação industrial brasileira e a emergência do mercado de petróleo e gás, as norueguesas se engajaram e rapidamente iniciaram negócios nas áreas de aquisição sísmica, construção naval e serviços de petróleo. A partir do ano 2000, a perspectiva de declínio no setor de óleo e gás norueguês impulsionaram as empresas da Noruega a olharem para

108

o exterior e para o crescimento do setor no Brasil. De acordo com o estudo ‘Estratégia Brasil’ do Governo norueguês, lançado em 2011, o Brasil é o país onde a Noruega tem seus maiores investimentos no exterior, depois da União Europeia e Estados Unidos.

A Noruega é grande exportadora de capital financeiro por meio de seu fundo soberano, o Fundo Governamental de Pensões-Global (FPG-G).

De todas as economias emergentes, a brasileira é a que recebe os maiores investimentos desse Fundo. Os países são parceiros comerciais há mais de 170 anos e com as expectativas geradas na área submarina diante do anúncio das reservas do pré-sal em 2007, o Brasil tornou-se o destino internacional número um para o cluster offshore da Noruega.

Capital: Oslo Área: 385 155 km² População: 5 milhões Densidade: 12 hab./km² PIB: US$ 280 bilhões renda Per capita: US$ 59,3 mil IDH (2011): 0,955 alfabetização: 99,0% Moeda: Coroa norueguesa Site oficial: www.regjeringen.no Principais indústrias: petróleo e gás natural, processamento de alimentos, construção naval, produtos de madeira e polpa, metais, produtos químicos, madeira, mineração, têxteis, pesca.

O setor de petróleo e gás é o mais importante para a cooperação entre os dois países na área empresarial; é responsável pela maior quantidade de empresas instaladas (49%) e pelo maior número de empregados (50%).

Segundo a Innovation Norway, agência de promoção do governo da Noruega, o segmento recebeu de 2009 a 2011, 64% de todos os investimentos. O setor industrial ficou com 27%, energias renováveis com 5% e a área marítima com os 4% restantes.

Atualmente existem cerca de 110 empresas norueguesas no Brasil, das quais mais de 75% atuam na indústria de petróleo e gás e no setor marítimo. A maioria delas recém-criadas, com menos de dez anos de experiência no país. A pesada carga tributária brasileira, como o Custo Brasil, e a falta de mão de obra qualificada são alguns dos obstáculos enfrentados para operar no Brasil, citados pelas empresas norueguesas.

Vocação petrolífera Stavanger e Bergen são importantes regiões petrolíferas da Noruega. Nelas se concentram a maior

parte das atividades de petróleo e onde ficam instaladas a maior parte das empresas deste setor. Historicamente pesqueira e industrial, a cidade de Stavanger tornou-se, a partir da década de 1970, a capital norueguesa do petróleo. Hoje, a principal fonte de renda da população local de Stavanger é o petróleo.

Com população de 300 mil pessoas, Stavanger possui 40 companhias de petróleo e 500 companhias locais que operam em nível internacional. A produção de petróleo e gás na cidade corresponde a 40% da produção total da Noruega. Dentre os atuais desafios da região devido ao crescimento excessivo do setor estão: salários altos, imóveis caros e problemas de trânsito.

Já a cidade de Bergen, a segunda maior do país em tamanho e população, tem o seu porto como motor principal para a economia local.

Além de constituir um cluster líder mundial em tecnologia submarina de petróleo, sendo a base do Centro Norueguês de Especialização Subsea (Norwegian Centre of Expertise Subsea/NCE Subsea), que reúne mais de cem empresas e organizações.

O NCE Subsea contribui para o fortalecimento e internacionalização da indústria submarina na área de Bergen através de suporte financeiro e técnico no estabelecimento de projetos de desenvolvimento de tecnologia. Os projetos do cluster já receberam mais de 470 milhões de coroas norueguesas em financiamento. O foco são os mercados de manutenção, modificação e operação, bem como produtos técnicos inovadores e com tecnologia de ponta para a indústria submarina.

O objetivo é estimular a maior colaboração e partilha de experiências no âmbito do cluster, com colaboradores nacionais e internacionais. O NCE é um programa nacional apoiado pela Innovation Norway, o Conselho de Pesquisa da Noruega, e pela Corporação de Desenvolvimento Industrial da Noruega.

Cooperação subsea De acordo com o estudo ‘Perspectivas da Energia Mundial

2012’, da Agência Internacional de Energia (AIE), o mercado mundial de sistemas submarinos está estimado na faixa de US$ 60 a US$ 94 bilhões para período 2011-2015, e o Brasil é um dos principais consumidores, em razão do desenvolvimento da produção nacional em águas profundas.

Há um forte movimento de fornecedores brasileiros em busca de parcerias com as empresas norueguesas que dominam tecnologias demandadas hoje pelo mercado, principalmente em relação aos campos em áreas profundas e no pré-sal.

As áreas de perfuração e subsea necessitam de investimentos intensivos em tecnologia de ponta, e a Noruega possui grande expertise nesse segmento já que possui a rede de dutos submarinos mais extensa do mundo e as unidades offshore sujeitas a condições ambientais das mais severas para operações no Mar do Norte. Seus produtos e serviços vão desde perfuração e completação e equipamentos subsea de exploração, produção, até equipamentos de monitoramento ambiental, tratamento de água e instrumentação submarina.

Crescimento significativo Com atuação no Brasil há mais de dez anos, a Clampon, fabricante de sensores ultrassônicos inteligentes como monitoramento de partículas (areia), detector de PIG, monitoramento de corrosão e erosão, e detector de vazamento, tem crescido bastante desde a inauguração de sua nova sede em Berger, em 2011; seu novo escritório é o terceiro edifício mais ecoeficiente da Noruega, no que se refere à economia de energia.

A empresa possui 90 funcionários em Bergen e 15 em Houston, nos Estados Unidos. No Brasil fez sua primeira venda para a Petrobras em 1998 e participou de seu primeiro projeto subsea na região em 2001 com um sistema detector de PIG para o campo de Pampo. No país, é representada pela IEC.

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Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier

Evolução contínua

Fotos: tn Petróleo

por Beatriz cardoso, Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez

Responsável pela regulação do setor que responde por cerca de 12% do Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis (ANP) completa 15 anos de atividades buscando se reinventar para conduzir um mercado que, nos últimos anos, teve as regras do jogo alteradas.

CONSELHO EDITORIAL

ANP 15 anos

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Noruega

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Expertise subsea

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

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artigos 146 Os desafios do licenciamento ambiental portuário: uma questão de curto, médio e longo prazo, por Marcelo Poças Travassos 168 Ancoragem offshore, por Martin Vlasblom, Jorn Boesten, Peter Davies e Sergio Leite 180 Step-in right no direito brasileiro, por José Virgílio Lopes Enei e Antonio Paulo Kubli Vieira 183 Migração improvável, por Beth Pessoa Ramos 184 Stop Fracking? os impactos da exploração do Gás de Folhelho Betuminoso, por Gabriel Santos Cerqueira

188 A mudança no regime especial de entreposto aduaneiro,

Ano XIV • Número 91 • set/out 2013 Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

por Ana Paula Alves Rocha TN PETRÓLEO

opinião

Desvio de conduta é um risco iminente, de Susana Falchi, CEO da HSD Consultoria em Recursos Humanos

Coppe gera conhecimento há 50 anos Bahia, onde tudo começou ANP 15 anos: evolução contínua Noruega: expertise subsea Ano XV • set/out 2013 • Nº 91 • www.tnpetroleo.com.br

8 editorial 10 hot news 18 indicadores tn 116 eventos 126 perfil profissional 131 caderno de sustentabilidade

ViSãO DE FuTuRO DA iNDúSTRiA DE ÓLEO E gáS FiNANCiANDO A iNOVAçãO SuSTENTABiLiDADE TECNOLÓgiCA uM hORizONTE DE 30 ANOS

Os desafios do licenciamento ambiental portuário: uma questão de curto, médio e longo prazo, por Marcelo Poças Travassos Ancoragem offshore, por Martin Vlasblom, Jorn Boesten, Peter Davies e Sergio Leite Step-in right no direito brasileiro, por José Virgílio Lopes Enei e Antonio Paulo Kubli Vieira Migração improvável, por Beth Pessoa Ramos Stop fracking? Os impactos da exploração do gás de Folhelho Betuminoso, por Gabriel Santos Cerqueira A mudança no regime especial de entreposto aduaneiro, por Ana Paula Alves Rocha

nº 91

148 pessoas 150 perfil empresa 164 produtos e serviços 190 fino gosto 192 coffee break 194 feiras e congressos 195 opinião

ESPECiAL PETROBRAS 60 ANOS ViSãO DE FuTuRO DA iNDúSTRiA DE ÓLEO E gáS

seções

ESPECiAL PETROBRAS 60 ANOS

Entrevista exclusiva

Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da Petrobras e reitor da Unimonte, SP

Empreender e inovar é preciso

editorial

‘O trabalho mal começou’

E

stamos na reta final de 2013 e temos a sensação de que o ano mal começou e de que muita coisa ficou por acontecer, a despeito de tantas outras para comemorar e mais outras tantas para refletir.

A Petrobras comemora seu 60 o aniversário evocando as pessoas que a inspiraram a superar desafios. A mensagem clara é que ela está apostando justamente no seu maior ativo: o capital humano. Com ele, espera suplantar as dificuldades do último ano e encerrar 2013 com melhores perspectivas, não apenas quanto aos resultados, mas também quanto às novas metas. Sentimento esse compartilhado por duas instituições que se consolidaram no rastro dos investimentos em pesquisa e desenvolvimento e ações deflagradas pela Petrobras em sua busca por novas tecnologias: a Coppe/UFRJ, que completa 50 anos (assim como o Cenpes) e o Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro, que comemora uma década de implantação, em plena atividade.

Afinal, é disso que está falando esta edição especial da TN Petróleo: dos desafios e conquistas da indústria que vem evoluindo de forma acelerada, com expectativas de se tornar exportadora de tecnologias, com competitividade para disputar o mercado internacional.

Tal visão de futuro está na matéria de capa desta edição, para a qual a reportagem ouviu cerca de 50 representantes dos diversos elos da cadeia de valor de petróleo e gás: de representantes da indústria naval a juristas, todos analisam as mudanças no marco regulatório do setor.

Mudanças essas que implicam em novos desafios para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que completa 15 anos de atividades (como a TN Petróleo) com uma agenda cheia de licitações (três em um ano!) e de todas as atividades que envolvem os leilões de áreas exploratórias.

Estas licitações vão mobilizar a cadeia produtiva de Norte a Sul do país, uma vez que já foram concedidos 142 blocos em 11 bacias e outros tantos serão ofertados na 12a Rodada, prevista para o final do ano, após o tão esperado leilão do pré-sal, com reservas já estimadas e que vai implicar encomendas quase imediatas à cadeia de fornecedores.

E estes fornecedores estarão reunidos da segunda edição da Offshore Technology Conference Brasil – a OTC Brasil 2013, 29 a 31 de outubro, no Rio de Janeiro, evento que consagra o país como uma nova fronteira da indústria de óleo e gás, uma vez que é o único a abrigá-la (realiza-se anualmente nos Estados Unidos).

A TN Petróleo – e esta edição que você tem em mãos – estará presente. Afinal, também somos parte desta cadeia de fornecedores. Mas o nosso negócio é informação!

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TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores wwe compradores do setor de petróleo.

editorial

A UTC Engenharia, uma das principais empresas do segmento de engenharia industrial, com quase 40 anos de atuação, colabora com o desenvolvimento do país a partir de padrões globais de excelência em engenharia, respeito ao meio ambiente e constante aperfeiçoamento de seus colaboradores.

Presente nos momentos mais importantes do crescimento do Brasil.

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A OSX, empresa do Grupo EBX com atuação na indústria naval e offshore, recebeu a Licença de Operação (LO) do Instituto Estadual do Ambiente (Inea), que autoriza o início das atividades da Fase 1 da Unidade de Construção Naval do Açu (UCN Açu). O estaleiro da OSX está localizado no Complexo Industrial do Superporto do Açu, no Norte Fluminense. Com a emissão da LO, a companhia será a primeira a iniciar operação no empreendimento.

“Desde o início das obras do estaleiro da OSX, em julho de 2011, acreditamos na importância deste empreendimento para o desenvolvimento da indústria offshore de óleo e gás. Estamos orgulhosos com a emissão da LO e o início das atividades do estaleiro, que em sua primeira fase já capacita a OSX a atuar como um dos principais canteiros offshore do Brasil”, informou Ivo Dworschak, diretor de Construção Naval da OSX.

Foto: Divulgação OSX

Licença de Operação para a UCN Açu

O primeiro projeto desenvolvido no estaleiro da OSX será a construção de alguns módulos e a integração de dois FPSOs replicantes, as unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência de petróleo P-67 e P-70, em atendimento à Petrobras e seus parceiros em projeto para o Pré-Sal. A Fase 1 da UCN Açu contempla áreas e facilidades industriais neces-

sárias ao cumprimento dos contratos da atual carteira da companhia. As atividades estarão concentradas na área do Cais Norte, com capacidade para montagem de dezenas de módulos e de integração simultânea de dois FPSOs de grande porte, representando um dos principais canteiros a serviço da indústria de óleo e gás no país.

Pernambuco fará leilão de energia solar Pernambuco vai dar um importante incentivo para a utilização de energia limpa. Até o final de setembro o governo do estado deve realizar o 1º leilão para compra e venda de energia solar. A previsão é que sejam adquiridos pelo menos 12 MW médios – o que corresponde a uma potência instalada da ordem de 60 MW, cerca de três vezes a potência hoje instalada no país, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

A iniciativa faz parte do PE Sustentável, criado pelo governo de Pernambuco com o objetivo de promover o desenvolvimento simultâneo do mercado e da indústria de energia solar.

O programa consiste na promoção de leilões estaduais, por pelo menos três anos consecutivos, para contratação de energia solar produzida em Pernambuco (estímulo à oferta) e na concessão de um incentivo, na forma de desconto no ICMS, a ser pago pelas empresas pernambucanas que adquirirem esta ener-

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gia (estímulo à demanda). Dessa forma, o programa promove uma disputa justa entre empreendimentos de fonte solar e a redução do preço final da energia.

O leilão funcionará da seguinte maneira: as empresas pernambucanas interessadas no programa cadastram suas intenções de compra de energia elétrica a um valor fixo, determinado pelo PE Sustentável. A Secretaria Executiva de Energia de Pernambuco consolida as demandas, determina o número de lotes de energia a serem comercializados e coordena o leilão de compra desta energia.

As empresas contratarão a energia, pelo preço médio do leilão. A diferença entre o preço médio do leilão e o valor fixo preestabelecido será concedido às empresas compradoras sob a forma de crédito presumido de ICMS acrescido de um prêmio pela participação no programa. Poderão participar do leilão como ofertantes

os empreendimentos novos ou preexistentes, com capacidade de geração maior que 1 MW médio, nas tecnologias fotovoltaica ou termossolar concentrada, localizados em Pernambuco.

O programa PE Sustentável foi desenvolvido conjuntamente pelas Secretarias Estaduais de Desenvolvimento Econômico (Sdec), Recursos Hídricos e Energéticos (SRHE), Meio Ambiente e Sustentabilidade (Semas) e Fazenda (Sefaz).

De acordo com o secretário executivo de Energia de Pernambuco, Eduardo Azevedo, o estado tem tradição e competência logística, de engenharia e industrial para liderar a indústria solar no Brasil. O PE Sustentável faz parte da estratégia para o desenvolvimento técnico, econômico, ambiental e social do estado e da região. “Nossa ideia é criar um mercado consumidor local e que a energia solar produzida aqui tenha preço competitivo em relação às outras fontes”, destacou.

Onze empresas na 1ª Rodada do pré-sal Petrobras anuncia venda de ativos na Colômbia Foto: Divulgação

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou, no dia 19 de setembro, a lista com as onze empresas que pagaram taxa de participação para a 1ª Rodada do pré-sal, referente ao Campo de Libra, na Bacia de Santos.

O leilão está previsto para acontecer no dia 21 de outubro.

São elas: CNOOC International Limited (China), China National Petroleum Corporation (CNPC) (China), Ecopetrol (Colômbia), Mitsui & CO (Japão), ONGC Videsh (Índia), Petrogal (Portugal), Petrobras (Brasil), Petronas (Malásia), Repsol/Sinopec (Hispano-Chinesa), Shell (Anglo-Holandesa) e Total (Francesa).

Segundo a agência reguladora, as empresas ainda terão que passar por um processo de habilitação para participar da licitação.

A área a ser licitada tem cerca de 1,5 mil quilômetros quadrados.

O volume de petróleo recuperável deverá oscilar entre 8 bilhões e 12

bilhões de barris. Segundo o edital, os ganhadores da licitação deverão desenvolver as atividades de exploração de petróleo por quatro anos, prazo que poderá ser estendido, como prevê o contrato de partilha de produção.

A Petrobras será a operadora única do pré-sal, pelo sistema de partilha, e terá direito a 30% do Campo de Libra.

TOTVS em Macaé A TOTVS Consulting, consultoria em negócios e tecnologia da TOTVS, inaugura escritório em Macaé, no norte do Rio de Janeiro. Na unidade, ficarão baseados 150 profissionais, altamente especializados em petróleo e gás. A equipe é formada por engenheiros, técnicos, gestores e executivos especialistas no setor. A região concentra 80% da produção de petróleo do Brasil e tem a presença dos maiores players do setor.

A TOTVS Consulting prevê investimento superior a R$ 2 milhões nos próximos três anos no escritório de Macaé. A empresa iniciou a operação na cidade em 2011, com um time de 30 profissionais, alocados em clientes.

Com a inauguração do espaço próprio, a perspectiva é chegar ao final do ano com até 150 pessoas. Hoje, cem profissionais da consultoria já trabalham na cidade. O setor de Energia já é o

mais significativo em Serviços no Rio e o mais representativo para a TOTVS Consulting no Brasil.

“Proximidade com o cliente e alta especialização são diretrizes do trabalho da TOTVS Consulting, por isso estamos inaugurando um escritório em Macaé, uma cidade estratégica para o segmento de petróleo e gás e uma região de referência para os profissionais da área.

A abertura da unidade Macaé reflete nosso crescimento alcançado no setor nos últimos anos”, afirma o diretor da TOTVS Consulting Energia, Marcelo Herskovits.

A TOTVS Consulting Energia presta serviços de consultoria e oferece soluções tecnológicas especializadas para o setor. A unidade de negócios conta com um portfólio de serviços diferenciados e voltados exclusivamente para a indústria de petróleo e gás.

A Petrobras aprovou a alienação de 100% das ações de emissão da Petrobras Colombia Limited (PEC), para a Perenco, no valor de US$ 380 milhões.

Os ativos da Petrobras Colombia que fazem parte da transação incluem participações em 11 blocos de exploração e produção em terra com produção média líquida de 6.530 boed (barris de óleo equivalente por dia) além dos oleodutos de Colombia e Alto Magdalena, com capacidade de transporte de 14.950 bpd (barris por dia) e 9.180 bpd, respectivamente.

Segundo a estatal, a conclusão da transação está sujeita a determinadas condições precedentes usuais, incluindo a aprovação da Agência Nacional de Hidrocarburos (ANH).

A Petrobras continuará presente na Colômbia através de seus ativos de exploração no mar e distribuição, além de um bloco exploratório em terra.

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Com a presença da presidente da República, Dilma Rousseff, e da presidente da Petrobras, Graça Foster, foi assinado em setembro no Palácio Piratini, em Porto Alegre, o contrato para construção das plataformas P-75 e P-77 com o Consórcio RIG, formado pelas empresas Queiroz Galvão, Camargo Correa e Iesa.

Na ocasião, Dilma lembrou que há dez anos ninguém acreditava que o Brasil pudesse ter um polo naval.

“O Rio Grande do Sul hoje tem um polo naval que mostra a capacidade e a força de uma política que decidiu que era possível sim produzir no Brasil”, afirmou a presidente, ressaltando ainda a importância do crescimento da indústria brasileira de fornecedores do segmento de petróleo e gás.

A presidente da Petrobras informou que a companhia concluirá em 2013 oito plataformas que ajudarão no cumprimento da meta de dobrar a produção até 2020. “Temos 90% contratados para que em 2020 tenhamos o dobro do que produzimos hoje, ou seja, 4,2 milhões de barris”,

Foto: Divulgação

Petrobras assina contrato da P-75 e P-77

afirmou ela, e também elogiou a indústria naval brasileira: “A curva de aprendizagem é espetacular.

Estamos muito próximos de voltar a ser um dos maiores centros de excelência no mundo.”

FPSOs P-75 e P-77 – Os FPSOs (plataformas que produzem, armazenam e transferem petróleo; na sigla

em inglês) P-75 e P-77, cada um com capacidade de produção de 150 mil barris por dia, serão instalados nos blocos da Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos, junto com outras duas unidades similares, a P-74 e a P-76. O Consórcio RIG será responsável pela construção de módulos e integração de ambas as plataformas.

Os serviços serão executados no estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande.

Os navios destinados à conversão dos cascos da P-75 e da P-77 estão no Estaleiro Cosco, na China, passando por serviços de preparação do casco, e devem chegar ao Rio de Janeiro (RJ) no segundo semestre de 2014, onde serão realizados os trabalhos de conversão, no Estaleiro Inhaúma. Após concluída esta etapa, os cascos seguem para Rio Grande, onde a P-75 deve chegar no segundo semestre de 2015 e a P-77, no primeiro semestre de 2016.

A expectativa é que sejam gerados, aproximadamente, 4.400 empregos diretos e indiretos no pico das atividades. O conteúdo nacional contratual previsto é de 65% a 71%.

A Wilson Sons Ultratug Offshore realizou a cerimônia de batismo do PSV (Platform Supply Vessel )4.500 Prion na sua base, em Niterói. O PSV ficará à disposição da Petrobras pelos próximos oito anos. A embarcação, construída no estaleiro da Wilson Sons no Guarujá (SP), é a décima sexta da frota de apoio ao mercado de petróleo e gás da companhia.

O Prion tem 89,5 m de comprimento, 16 m de boca, calado de 6,2 m, além de 4.587 toneladas de porte bruto e velocidade de 13 nós. O PSV conta com tecnologia e projeto de engenharia Damen e financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM), concedido por meio do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). A nova embarcação está entre as maio12

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Foto: Divulgação Wilson Sons

Wilson Sons batiza PSV Prion

res embarcações da companhia e possui sistema de carga híbrido para granel líquido e sólido.

A Wilson Sons Ultratug Offshore aguarda também a chegada do PSV 3.500 Mandrião, encomendada pela Atlantic Offshore ao estaleiro Pacific Ocean Engineering & Trading

(POET), de Cingapura e contratada pela South Patagonia Services com a Petrobras por um período de quatro anos. Até o final do ano, a Wilson Sons Ultratug Offshore receberá mais um PSV 4500 que está sendo construído no estaleiro Wilson Sons, o Alcatraz.

• Análises e testes em produtos; • Inspeção; • Consultoria; • Gerenciamento; • Supervisão; • Fiscalização; • Projetos; • Auditoria; • Pesquisa; • Meio ambiente; • Certificação

O engenheiro Luiz Alfredo Falcão Bauer foi pioneiro na difusão e emprego do controle tecnológico em favor da melhoria da qualidade das obras da engenharia brasileira. Ele se tornou reconhecido nacional e internacionalmente pelo empenho na busca contínua da qualidade tanto nas obras quanto nas indústrias e nos serviços oferecidos à sociedade.

Ele começou a divulgar a necessidade do controle tecnológico numa fase em que a engenharia brasileira passava a ser requisitada em quase todas as suas disciplinas por conta do crescimento do País. Em função da carência de métodos e parâmetros que comprovassem a eficácia da engenharia, ele resolveu dar forma a um ideal de empresa voltada para aquela direção. E, em 1953, era criado e colocado em prática, com ação nos canteiros de obras, o primeiro laboratório da Falcão Bauer.

Hoje, o Grupo Falcão Bauer, resultado dos primeiros passos daquele notável pioneiro, possui mais de dois mil profissionais atuando nas diversas áreas da engenharia. Sua sólida e moderna estrutura constitui um dos mais avançados e reconhecidos centros tecnológicos do País.

Engenheiro Luiz Alfredo Falcão Bauer “Para a que indústria da construção civil cresça, precisamos construir da maneira que (In Memorian) os nossos compradores em potencial desejam e imaginam. Para alcançar essa meta, todos nós devemos fazer com qualidade e não esperar que ela aconteça.”

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Rio de Janeiro assina termo com a Noruega para cluster subsea O secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços, Julio Bueno, assinou em setembro um termo de cooperação com a NCE (Norwegian Centres of Expertise) Subsea – a associação do Cluster de Subsea da Noruega.

Foto: TN Petróleo

Da esquerda para a direita: Marcelo Vertis, subsecretário estadual de Energia, Logística e Desenvolvimento Industrial; Julio Bueno, secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços; Trond Olsen, diretor do NCE Subsea; e Helle Klem, cônsul-geral da Noruega no Rio.

O objetivo do acordo é a utilização do know how do cluster norueguês para auxiliar a estruturação do cluster subsea no Rio de Janeiro. Pelo NCE Subsea, assinou o convênio o diretor da associação, Trond Olsen. Também participaram da assinatura, a cônsul-geral da Noruega no Rio, Helle Klem e o subsecretário estadual de Energia, Logística e Desenvolvimento Industrial, Marcelo Vertis.

De acordo com Vertis, o cluster de subsea Rio de Janeiro quer atrair e apoiar o desenvolvimento de fabricantes e subfornecedores de equipamentos submarinos para o Rio, que é responsável por mais 80% da produção de petróleo e gás natural brasileiro.

“Este é um acordo de desenvolvimento de negócios que vai beneficiar ambos os países. Vamos procurar buscar estabelecer um ambiente de negócios que aproxime as empresas e 14

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promova acordos de cooperação tecnológica para o segmento subsea, pois a Noruega possui um grau de inovação muito alto”, explica o subsecretário.

Segundo o executivo, atualmente, a cadeia de fornecimento subsea no país conta com cerca de 80 empresas, entre as quais a FMC Technologies, Aker Solutions, GE, Oil States e a norueguesa NOV. Entretanto, isso deve ser ampliado para atender o crescimento dos pedidos da indústria subsea, principalmente em função das encomendas da Petrobras no mercado.

“Sendo muito otimista, podemos prever que nos próximos cinco anos a quantidade de empresas ligadas ao segmento subsea pode quadruplicar no estado do Rio de Janeiro”, afirma Vertis. Hoje, no estado existem 35 empresas subsea (27 de serviços e oito de produtos) instaladas, que empregam quase 1,2 mil funcionários.

Diante dessa demanda, Vertis indica a utilização de um distrito indus-

trial exclusivo para o segmento, o polo Navipeças, que está sendo construído em Caxias e está em fase de licenciamento ambiental. “Lá as empresas poderão escoar com mais facilidade a saída de produtos e equipamentos destinados à exploração de óleo e gás offshore, pois o polo fica às margens da Baía de Guanabara”, reforça.

A modelagem do polo subsea fluminense conta com a parceria da Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços (Sedeis), Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas do Rio de Janeiro (Sebrae-RJ) e Rio Negócios.

O desenvolvimento do espaço físico e a disponibilização de infraestrutura e negociação de benefícios tributários às empresas estão sendo conduzidos pela Companhia de Desenvolvimento Industrial do Rio de Janeiro (Codin).

“Esse é o primeiro acordo assinado entre o governo do estado e um organismo estrangeiro de desenvolvimento da indústria offshore. Mas pretendemos utilizar os canais formais de contato (consulados) para estabelecer novos acordos de cooperação internacionais”, conclui Vertis.

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Deloitte inaugura Centro de Excelência de Petróleo e Gás no Rio de Janeiro

O lançamento do CoE ocorre em uma conjuntura de novas perspectivas de mercado, com a retomada das rodadas de licitação para blocos de exploração e produção no país. Em outubro, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realizará a 1ª rodada de licitações do pré-sal, área de Libra, a primeira no modelo de partilha de produção. Já em novembro, a 12ª rodada de licitações ofertará 240 blocos exploratórios em terra, com foco no segmento de gás convencional e não convencional.

“A indústria de óleo e gás representa 60% do faturamento das áreas de consultoria da Deloitte no Rio de Janeiro. O Brasil, por sua vez, concentra boa parte das expectativas de desenvolvimento desse setor no mundo”, afirma o líder do atendimento às organizações de Óleo e Gás da Deloitte no Brasil, Carlos Vivas (foto). “Estamos oferecendo às empresas a experiência internacional que irá apoiá-los na obtenção de fortes metas de crescimento, assim como servir de ponte para que as empresas internacionais entendam o contexto brasileiro do ponto de vista comercial, jurídico, legal e tecnológico”, assegura.

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Foto: Divulgação

A Deloitte, empresa especializada em consultoria e auditoria, inaugurou no dia 17 de setembro, no Rio de Janeiro, o seu primeiro Centro de Excelência de Óleo & Gás (CoE) da América Latina. Com investimentos de US$ 1 milhão, o CoE terá 120 profissionais de diversas especialidades, que atuarão sob um modelo multidisciplinar para atender aos desafios das empresas do setor.

Abordagem multidisciplinar – Para Vivas, o CoE se insere em uma estratégia da organização para atender as empresas de toda a cadeia da indústria a partir de uma visão completa de seus desafios. “Nosso Centro de Excelência proporciona aos clientes muito mais do que serviços de consultoria para responder a necessidades específicas. Nossa proposta é reunir, em um mesmo espaço físico, e com instalações apropriadas, profissionais com especializações diversas para atender a indústria de óleo e gás com soluções multidisciplinares e customizadas à realidade da empresa”, afirma. Entre as soluções customizadas da Deloitte para o setor está a avaliação de reservas de petróleo e de estudos geológicos, por meio da área de Resource Evaluation & Analysis.

Na liderança técnica das atividades do CoE está o diretor do Centro de Excelência de Petróleo e Gás da Deloitte no Brasil, Ricardo Savini.

Com mais de 26 anos de experiência na indústria de petróleo em diversos países – como Brasil, Venezuela, Argentina e Estados Unidos –, Savini ocupou diferentes cargos de gestão nas áreas de Exploração e Produção, como gerente de Geologia & Geofísica, Reservatório, Serviços Técnicos, Planejamento & Desenvolvimento de Negócios e Operações. “Este é um momento pouco comum na indústria global. O Brasil tem como desafio levar a produção de petróleo de 2 a 4 milhões de barris por dia nos próximos anos.

O rápido crescimento da produção aconteceu em outros lugares do mundo ao longo do século XX e ofereceu um enorme dinamismo econômico”, comenta o diretor. “As oportunidades foram grandes, e regiões como os países do Mar do Norte e a costa do Golfo do México aproveitaram para estabelecer uma diversificada rede de fornecedores e fortalecer suas universidades e centros de pesquisa para suportar esse espetacular crescimento da produção”, diz.

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Produção de aço bruto deve alcançar 34,5 milhões de toneladas em 2013

Assim como a produção, o consumo aparente, resultado da soma das vendas internas com a importação por distribuidoras e consumidores, também foi revisado para baixo, com volume de 25,9 milhões de toneladas. Já a importação e a exportação de aço devem ficar com uma queda em torno de 13% este ano.

Mesmo assim, o setor de aço tem uma sobra da capacidade em relação à demanda de 69%, o que é um bom número em relação a outros países. “Não há setor da indústria brasileira que tenha essa sobra de capacidade”, afirmou Marco Polo de Mello Lopes, presidente executivo do Instituto Aço Brasil.

Segundo ele, o país vem sofrendo uma perda de competitividade da indústria de transformação, por vários motivos, mas principalmente com relação ao volume excedente de aço no mercado internacional, de 580 milhões de toneladas, da agressiva participação chinesa no mercado e também dos altos impostos no mercado siderúrgico.

Com um mercado interno andando de lado, Mello acha fundamental que se façam ações que aumentem o consumo de materiais feitos no Brasil. “O conteúdo nacional é fundamental para o crescimento do setor de aço”, afirmou.

As perspectivas do Instituto Aço Brasil são de que o consumo apa18

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Foto: Divulgação CSN

O Instituto Aço Brasil (IABr) divulgou uma revisão para baixo em suas previsões do cenário da indústria do aço no Brasil para este ano. A instituição prevê que a produção de aço bruto no país deve chegar a 34,5 milhões de toneladas, uma redução em relação aos números anteriores, que eram de uma produção na casa dos 36,5 milhões de toneladas.

rente apresente uma alta de 3,8% em 2014, alcançando o patamar de 27 milhões de toneladas.

Já o Sindisider (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Produtos Siderúrgicos) fez um levantamento no qual apontou que as vendas de aços planos apresentaram alta de 11,2% em julho em comparação ao mês anterior, totalizando 386,8 mil toneladas. Sobre o mesmo período do ano passado, quando foram comercializadas 342,1 mil toneladas, a elevação foi de 13,1%. Os dados foram apurados junto aos distribuidores associados ao Inda (Instituto Nacional dos Distribuidores de Aço).

As compras apresentaram elevação de 6% em comparação ao mês anterior, passando de 390,3 mil toneladas para 413,8 mil toneladas em julho. No acumulado de janeiro a julho deste ano, as vendas tiveram um leve incremento de 0,3% contra o primeiro semestre de 2012, com volume total de 2.530,8 mil toneladas. Em relação às compras, houve um acréscimo de 9,3%, contabilizando

2.717,6 mil toneladas ante 2.486,3 mil toneladas no ano passado.

“O volume de vendas foi superior à previsão do Sindisider devido, dentre outros fatores, à presença de três dias úteis a mais em julho em relação ao calendário dos meses anteriores”, explica Carlos Jorge Loureiro, presidente da entidade.

Ainda de acordo com dados do sindicato, a importação de aço plano comum pelo mercado brasileiro encerrou julho com alta de 109,4% em relação ao mês anterior, totalizando 183,9 mil toneladas ante 87,8 mil toneladas. Entretanto, no acumulado deste ano, houve uma retração de 20% no volume de produtos estrangeiros (806,2 mil toneladas). Para agosto, as compras e vendas devem permanecer estáveis, segundo projeções do Inda.

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A balança comercial brasileira registrou novo superávit (exportações maiores do que importações) na segunda semana de setembro, de US$ 617 milhões. Com isso, o déficit acumulado no ano voltou a cair – de US$ 3,47 bilhões para US$ 2,85 bilhões. O superávit da segunda semana foi resultado de exportações de US$ 5,22 bilhões e importações de US$ 4,61 bilhões. As vendas externas de produtos básicos, ou seja, sem valor agregado, foram as principais responsáveis pelo resultado. Os dados foram divulgados pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior.

As exportações de produtos básicos tiveram elevação de 23,8% na comparação com a primeira semana de setembro, segundo o critério da média diária. Os itens que encabeçaram a alta foram petróleo bruto, minérios de ferro e cobre, milho e café. Na análise do mês, comparando-se a média diária acumulada de setembro deste ano com a do mesmo mês de 2012, as vendas de não industrializados aumentaram 3,1%, por conta, principalmente, de petróleo bruto, farelo e grão de soja, carne bovina

Foto: TN Petróleo

Balança comercial melhora desempenho e reduz déficit acumulado no ano

e minério de cobre. As vendas de produtos de maior valor agregado (manufaturados e semimanufaturados) caíram tanto na comparação semanal quanto na mensal.

A elevação das vendas externas de petróleo pode apontar um início de recuperação da balança brasileira. Em função de fatores como aumento da demanda interna e parada programada para manutenção de plataformas de petróleo, o Brasil exportou menos e importou mais o produto em 2013. A situação provocou resultados deficitários sucessivos na balança. No início do mês, ao comentar os números da balança de agosto, o secretá-

rio de Comércio Exterior, Daniel Godinho, disse que o encerramento de 2013 com superávit dependeria da retomada da produção do combustível.

As importações também apontaram uma mudança na situação do petróleo. As compras brasileiras de combustíveis e lubrificantes, que estavam em ascensão, caíram 5,7% nas duas primeiras semanas de setembro deste ano, ante o mesmo mês de 2012, de acordo com o critério da média diária. No geral, as aquisições do Brasil no exterior registraram queda de 1,1% no período, com média diária de US$ 907,6 milhões.

PIB deve fechar 2013 em 2,35% As instituições financeiras pesquisadas pelo Banco Central (BC) fizeram ajustes nas projeções para o crescimento da economia. A estimativa para a expansão do Produto Interno Bruto (PIB), soma de todos os bens e serviços produzidos no país, passou de 2,32% para 2,35%, este ano e caiu de 2,30% para 2,28%, em 2014.

A estimativa para a expansão da produção industrial caiu de 2,11% para 2,10%, este ano, e segue em 3%, para 2014.

A projeção das instituições financeiras para a relação entre a dívida 20

TN Petróleo 91

líquida do setor público e o PIB segue em 35%, este ano, e foi ajustada de 34,85% para 34,80%, no próximo ano.

Ainda de acordo com a pesquisa do BC a instituições financeiras, o dólar deve fechar este ano cotado a R$ 2,36, a mesma estimativa da semana passada. Para 2014, a previsão segue em R$ 2,40.

A estimativa para o superávit comercial, saldo positivo de exportações menos importações, passou de US$ 3 bilhões para US$ 2,5 bilhões, este ano, e de US$ 8 bilhões para US$ 10 bilhões, em 2014.

A previsão das instituições financeiras para o saldo negativo em transações correntes (registro das transações de compra e venda de mercadorias e serviços do Brasil com o exterior) foi ajustada de US$ 77 bilhões para US$ 78,00 bilhões este ano, e segue em US$ 78,9 bilhões, em 2014.

A expectativa para o investimento estrangeiro direto (recursos que vão para o setor produtivo do país) foi mantida em US$ 60 bilhões tanto para 2013 quanto para o próximo ano.

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21

indicadores tn

O Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) publicou no dia 26 de agosto a lista com o preço médio ponderado ao consumidor final dos principais combustíveis utilizados pelo setor de transporte no país, ou seja, gasolina, etanol e diesel. Os valores deverão ser adotados a partir de 1º de setembro nos estados e no Distrito Federal.

De acordo com a tabela do Conselho, o litro mais caro da gasolina é o cobrado no Acre, R$ 3,25. Em seguida, vêm Rondônia (R$ 3,05), Amazonas e Tocantins (R$ 3,03). Os valores mais baratos estão no Piauí (R$ 2,78), Paraíba (R$ 2,80) e Pernambuco (R$

Foto: TN Petróleo

Preços dos combustíveis para setembro

2,81). Os únicos estados que não tiveram os preços divulgados foram Bahia, Rio Grande do Sul e São Paulo.

O Acre também está em primeiro lugar no quesito ‘valor do diesel’,

que ficará em R$ 2,72, na média. O topo da lista tem ainda os estados de Roraima (R$ 2,56), Mato Grosso (R$ 2,57) e Rondônia (R$ 2,51). Já os motoristas do Mato Grosso do Sul (R$ 2,20), Ceará (R$ 2,25), Maranhão e Rio Grande do Norte (R$ 2,26) são os que mais economizam na hora de abastecer com diesel.

Já o etanol tem Acre (R$ 2,63), Roraima (R$ 2,55), Alagoas e Paraíba (R$ 2,47) como os estados com valor mais elevado do combustível.

Os preços mais em conta são os de Goiás (R$ 1,92), Mato Grosso (R$ 1,96), Mato Grosso do Sul (R$ 1,97) e Paraná (R$ 1,99).

Demanda mundial de petróleo deve crescer em 2014 Em relatório mensal, a Opep revisou para cima a sua previsão para a demanda mundial de petróleo para 2014, reflexo dos dados acima do esperado para a primeira metade deste ano, com sinais positivos nas economias de grandes países como Estados Unidos, Reino Unido e Alemanha.

22

TN Petróleo 91

Produção de países-membros da Opep e não membros – set/11 a ago/13

32 31 30 29 28 27

Com o início dos trabalhos em Papa-Terra, que tem produção estimada para começar em outubro, a Opep acredita que o suprimento de petróleo no Brasil deva crescer na segunda metade deste ano. O fornecimento de petróleo no Brasil, em bases trimestrais, deve ficar em 2,54 mb/d, 2,58 mb/d, 2,67 mb/d e 2,67 mb/d, respectivamente.

Dados divulgados no último dia 12 de setembro pela Agência Internacional de Energia (AIE) mostram que o Brasil consumiu média de 3,043 milhões de barris de petróleo em junho, 45 mil barris menos que a expectativa da entidade.

Por isso, a AIE reduziu a previsão de

Out Jul 12 13 Nov Ago 12 13

Ago 12 Maio 13 Set 12 Jun 13

Mai Fev 12 13 Jun Mar 12 13 Jul 12 Abr 13

Abr Jan 12 13

Jan Out 12 12 Fev 12 Nov 12 Mar Dez 12

Nov 12 11 Ago Dez 11 Set 12

Set 12 11 Jun Out 11 Jul 12

Abr Jul 12 11

Ago12 11 Maio

Mar Jun12 11

Jan Abr 12 11

Fev 12 Maio 11

Nov 11 Fev 11 Dez 11 Mar 11

26

Set10 11 Dez Out11 11 Jan

De acordo com a entidade, a previsão para 2013 é de que a demanda cresça 0,8 mb / d, mantendo os números anteriores de 89,74 milhões de barris por dia, já em 2014, a demanda mundial de petróleo deverá crescer em 1,0 mb / d. Com relação a oferta mundial de petróleo, os dados preliminares da Opep mostram que ficou em uma média de 89,94 mb / d em agosto, diminuição de 0,43 mb / d em relação ao mês anterior. Já o petróleo proveniente dos países-membros da Opep alcançar 33,6% de participação na oferta global.

Com relação ao consumo de petróleo na América Latina, a Opep estima que ficará em torno de 6,49 milhões de barris por dia, um crescimento de 230 mil barris em comparação ao registrado em 2012.

Segundo o relatório, a projeção para o fornecimento de petróleo no Brasil é de que haverá um pequeno crescimento esse ano, podendo chegar a 2,61 milhões de barris por dia, o que representa uma revisão de 15 mil barris em comparação com o último relatório da entidade. A revisão para cima veio muito devido aos números da produção de petróleo do país em julho, que indicam crescimento.

crescimento da demanda por petróleo no Brasil em 2013, que deve crescer 3,4% na comparação com o ano anterior, contra uma previsão de 3,6%. Em relatório mensal, a AIE diz que o ritmo da economia brasileira tem impedido uma reação mais evidente do consumo dos derivados de petróleo no país.

Para 2014, a AIE espera aumento da demanda por petróleo de 3,14%, menos que o esperado para 2013. Dessa forma, a entidade prevê que o Brasil terminará 2013 com consumo médio de 3,088 milhões de barris e alcance 3,185 milhões de barris no próximo ano.

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23

indicadores tn

A diretoria do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou financiamento de R$ 207,7 milhões para a construção de uma unidade de produção de etanol de segunda geração (2G) a partir da biomassa da cana-de-açúcar. Será o primeiro projeto no mundo que utilizará tecnologias para conversão do bagaço e da palha da cana em escala industrial totalmente integrada ao processo de etanol convencional, obtido a partir do caldo da cana-de-açúcar (1G).

O empreendimento ou vem sendo no prazo de dois anos a partir do segundo semestre de 2013 e os recursos serão desembolsados por meio do BNDES PSI Projetos Transformadores e da linha Investimentos Sociais.

Os empreendimentos apoiáveis pelo programa são aqueles com elevada capacidade tecnológica e produtiva em setores de alta intensidade de conhecimento e engenharia, e que induzam encadeamentos e ganhos de produtividade e qualidade.

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural

DJ Oil & Gas (%)

Período de 02/2013 a 07/2013

12/julho

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

Mar

Abr

Bacia de Campos

1.562,5

1.480,4

1.532,4

Outras (offshore)

145,6

156,9

180,2

Total offshore

1.708,1

1.637,4

1.712,6

Total onshore

212,1

209,1

211,0

1.920,2

1.846,4

1.923,5

Total Brasil

Maio

Junho

Julho

1.523,5 1.565,0 1.479,1 165,0

208,7

208,3

1.688,5 1.773,7 1.687,4 203,3

204,9

200,1

1.891,8 1.978,6 1.887,5

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

Mar

Abr

Bacia de Campos

24.459,2 24.021,2

24.892,4

24.721,9 24.407,1 23.385,3

Outras (offshore)

22.590,7

23.539,1

21.512,2

19.216,5 23.459,0 23.522,7

Total offshore

47.040,9

47.560,2

46.404,6

43.938,4 47.866,1 46.908,0

Total onshore

15.810,2

16.059,1

16.019,7

15.784,0 15.563,4 15.809,2

Total Brasil

62.860,1

63.619,4

62.424,2

59.722,4 63.429,6 62.717,1

Fev

Mar

Abr

Maio

Maio

Junho

Junho

Julho

Julho

149,1

147,9

146,8

144,3

144,1

116,7

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

15.764,1

15.547,2

15.241,8

15.128,3 15.419,0 15.617,7

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

2.557,4

2.485,9

2.552,5

2.500,8

2.612,4

24

TN Petróleo 91

0.40 0.63 Variação no período: 2.46%

bovespa (%) 12/julho

12/julho

-2.34 0.04 Variação no período: 15.43%

dólar comercial* 12/julho

16/setembro

2.266 2.284

2.490,5

euro comercial* 12/julho

16/setembro

2.96 3.04 Variação no período: 2.88%

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

16/setembro

Variação no período: 0.80%

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

Foto: Unica

BNDES financiará primeira unidade de etanol de segunda geração do mundo

Fonte: Petrobras

*Valor de venda, em R$

A nova unidade industrial será construída na Usina Costa Pinto, em Piracicaba (SP), e terá capacidade anual de produção de etanol 2G de 40 milhões de litros. O empreendimento é de propriedade da Raízen Energia, uma associação entre a Cosan, grupo brasileiro de energia e infraestrutura, e a Shell. O projeto apoiado pelo BNDES possibilitará maior produtividade por hectare de cana plantado, contribuindo para a redução da necessidade de expansão da área agrícola para a produção de biocombustíveis.

Na nova usina, o processo produtivo de etanol 2G será integrado ao processo de produção de etanol 1G e englobará as seguintes eta-

pas: pré-tratamento; hidrólise enzimática; fermentação; e purificação.

As duas últimas tecnologias já são utilizadas em escala comercial na produção do etanol de primeira geração, enquanto as duas primeiras serão desenvolvidas com base nos testes realizados por parceiros tecnológicos no Brasil e no exterior.

Outros apoios – Além desta operação, o BNDES já aprovou financiamento a quatro projetos destinados ao desenvolvimento de Etanol 2G, no valor total de R$ 991 milhões, todos eles no âmbito do Plano Conjunto BNDES-Finep de Apoio à Inovação Tecnológica Industrial dos Setores Sucroenergético e Sucroquímico / PAISS .

ações ações ações ações ações ações ações ações ações

petrobras

ON

12/julho

16/setembro

-1,69

1,57

R$ 14,55

12/julho

PN

R$ 17,44

16/setembro

-2,34

1,77

R$ 15,43

R$ 18,45

VALE 12/julho

ON

12/julho

16/setembro

-0,30 PNA -1,74

R$ 29,84

R$ 36,39

16/setembro

ON -21,82

-1,74

R$ 27,06

OGX 12/julho

R$ 33,08

R$ 0,38

109.07

“O Rio Grande do Sul hoje tem um polo naval que mostra a capacidade e a força de uma política que decidiu que era possível sim produzir no Brasil.”

Dilma Rousseff, durante assinatura dos contratos para construção das plataformas P-75 e P-77 com o Consórcio RIG - 16/09/2013 Agência Petrobras.

“O Brasil era o mercado favorito de todos. É fácil atirar pedras agora, mas ninguém colocou uma arma na cabeça de ninguém e disse você tem que comprar.” de recursos do mundo. 16/09/2013 - Dow Jones Newswires.

“Estamos caminhando para eólica também com o setor solar

-0,09

fotovoltaico nos próximos anos.”

R$ 15,94

R$ 18,63

16/setembro

109.84 16/setembro

105.36

Variação no período: 0.89%

América Latina da Black Rock, maior gestora

16/setembro

petróleo WTI (US$)

106.17

16/09/2013 - Valor Econômico.

12/julho

Variação no período: 2.41%

12/julho

de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) -

assistir ao fenômeno da energia

petróleo brent (US$) 12/julho

Helder Queiroz, diretor da Agência Nacional

BRASKEM

-2,56 PNA -2,03

R$ 0,43

“As últimas notícias de espionagem americana a Petrobras não impedem nada realização do leilão de Libra.”

Will Landers, que cuida dos fundos de ações da

16/setembro

-1,58

FRASES

Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética - 12/09/2013 - TN Petróleo.

“Não tenho a menor ideia do que o governo americano quer. O avanço tecnológico não é um assunto exclusivamente brasileiro. Uma das áreas de maior avanço tecnológico fica no Golfo do México, porque lá o mercado é muito disputado.”

Wagner Freire, ex-diretor de exploração e produção da Petrobras sobre a notícia de que a estatal ter sido alvo de espionagem do governo americano. 09/09/2013 - Valor Econômico.

TN Petróleo 91

25

entrevista exclusiva

Empreender

e inovar é preciso por Beatriz Cardoso

Passar isso do discurso à prática é o grande desafio do Brasil, como nos mostra Ozires Silva, expresidente da Embraer e da Petrobras, duas das mais importantes companhias brasileiras, reconhecidas internacionalmente por sua capacidade inventiva.

“Continuo a acreditar que o sucesso do Brasil, na acirrada competição moderna de nossos dias, somente pode ser alcançado pela constância dos esforços para empreender e inovar”, afirma o oficial da Aeronáutica e engenheiro formado pelo Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA), que aos 82 anos continua a trabalhar todos os dias. Atualmente é reitor da Unimonte, instituição particular de ensino superior localizada em Santos (SP).

26

TN Petróleo 91

Nesta entrevista exclusiva concedida à TN Petróleo, Ozires Silva, que se tornou exemplo da capacidade empreendedora e inovadora dos engenheiros brasileiros – inclusive na gestão de empresas –, fala dos fatores que restringem a inovação e, por consequência, a geração de patentes brasileiras. “Para sairmos desse círculo de limitações, é preciso estimular os investimentos de risco, pois eles que proporcionam fundos financeiros para encorajar pesquisadores ou inventores, os quais mais tarde serão professores ou alunos das Universidades e, sobretudo, alcançarão as empresas produtoras.”

Para ele, o Brasil, por ser uma das sete maiores economias do mundo, ainda precisa ganhar posições internacionais que sejam proporcionais à sua dimensão. “Temos que manter nossa convicção de que o Brasil, um país continente, não pode continuar nos padrões atuais. Precisamos aumentar nossa eficiência gerencial e produtiva e passar a ter presença em todos os países, como vários outros estão conseguindo permear as expectativas de compras dos seus cidadãos e dos consumidores internacionais.”

TN Petróleo – O senhor é um símbolo do empreendedorismo, apontado como um visionário que acreditou na inventiva e na capacidade tecnológica brasileira, coisa comprovada na criação da Embraer, hoje uma das mais importantes empresas do país. Como foi criar algo inovador, empreender em um país que sequer sabia o que era isso na década de 1970? Hoje seria mais fácil?

Ozires Silva – Não me julgo um símbolo do empreendedorismo. Ao contrário, a criação e o desenvolvimento da Embraer foi o resultado do trabalho de uma competente equipe, embora inicialmente pequena, que pôde conquistar um bom grau de confiança e apoio da Força Aérea Brasileira, dando como resultado uma real cooperação entre a iniciativa privada e o Governo. Isso acontece em muitos países em empreendimentos de longo prazo de maturação, técnica e tecnologicamente avançados, que precisam avançar sobre novos conhecimentos e contar com muitos recursos humanos e financeiros, que, não encontrando visão de apoio nos sistemas econômicos tradicionais, podem encontrar caminhos de ruptura com o passado, com a cooperação governamental e fazer nascer algo de novo.

Por que ainda é difícil empreender no Brasil? Qual é o grande desafio do Brasil para se posicionar como um país empreendedor, se ele já se consagrou em algumas áreas nas quais o peso da tecnologia é enorme, como aeronáu-

Ozires Silva, ex-presidente da Embraer e da Petrobras e reitor da Unimonte, SP

No mundo complexo e de produtos sofisticados, no qual vivemos, precisamos de brasileiros bem formados na educação básica e, sobretudo, com proficiência destacada no

Fotos: Divulgação

nível superior.

tica, óleo e gás, telecomunicação? O nosso problema não é tecnologia, é educação básica?

Temos um problema conjuntural, ou de comportamentos, arraigado ao longo de muitas décadas (ou séculos) de posição inferiorizada – mais por crenças do que por uma realidade de vanguarda –, que leva os consumidores brasileiros, numa competição entre produtos estrangeiros e nacionais, a sempre darem suas preferências aos

importados. Sim, os nossos problemas começam na precariedade da educação básica e isso extrapola para o nível superior! No mundo complexo e de produtos sofisticados, no qual já vivemos, precisamos de brasileiros bem formados na educação básica e, sobretudo, com proficiência destacada no nível superior, fundamental para compreender e produzir os produtos de alto valor agregado que vencem no mundo contemporâneo.

Quando é citado o caso da Embraer, e de sua consagrada vitória no campo muito competitivo da indústria aeronáutica (produzindo e vencendo no mercado mundial, com aviões entre os mais complexos da atualidade), pode-se facilmente constatar que essa posição de destaque foi conseguida graças à criação, em 1950, do ITA (Instituto Tecnológico de Aeronáutica), de São José dos Campos. Sem ele, de alto nível, criado e mantido pelo Comando da Aeronáutica Brasileira, não se poderia falar da Embraer e de seus sucessos.

São poucos os exemplos de empreendedorismo no Brasil. Por que isso acontece? O que falta ao país para ser mais empreendedor?

Segundo a já tradicional pesquisa mundial, realizada ano a ano pelo Banco Mundial (www.doingbusiness. com), e mesmo pela crença nacioTN Petróleo 91

27

entrevista exclusiva

nal, o cidadão brasileiro se destaca pela sua criatividade e pela facilidade com que absorve o novo, a novidade!

Faltam-nos os mecanismos financeiros de geração de capitais de risco que ajudem os nossos inventores e pesquisadores, tanto do setor privado como do governamental, a vencer a dura luta para produzir inicialmente seus produtos e os levar ao mercado consumidor, tanto nacional como internacional.

O mundo atual respeita os Estados Unidos e classifica o país como o mais criativo e dinâmico do mundo atual. E, dentro dos Estados Unidos, o estado da Califórnia destaca-se na criação e na permanente perseguição da inovação. Se examinarmos e tentarmos compreender o porquê das características fundamentais que justificam esse destaque mundial, veremos que os criativos inovadores norte-americanos dispõem de mecanismos que minimizam seus riscos financeiros pessoais ou estruturais, colocando-os em condições de competirem, não apenas em seu mercado interno como também no internacional.

A universidade é apontada como um dos melhores ambientes para a disseminação da cultura do empreendedorismo e também da inovação.

Como reitor, o que o senhor sente ainda faltar nas universidades para 28

TN Petróleo 91

O Brasil inova razoavelmente, mas não conta com os mecanismos que favoreçam nossos inventores, pesquisadores e investidores a produzir competitivamente contra produtos de inovadores estrangeiros.

que ela possa ter uma atuação mais forte neste sentido? O que o senhor sugere para reforçar esta vocação da universidade?

Realmente as universidades contribuem muito para a cultura do empreendedorismo e da inovação, embora as líderes mundiais da criação e da realização de produtos no mercado sejam as empresas. Todavia, elas necessitam da cooperação das IES (Instituições de Ensino Superior) para ganhar as capacitações suplementares ou complementares que necessitam para conquistar o domínio tecnológico dos seus produtos. O que nos diferencia intensamente dos resultados norte-americanos é que, devido ao nosso comportamento e ao das nossas instituições em geral, temos poucas marcas nacionais ou internacionais, e, menos ainda, de empresas que foram capazes de, direta ou indiretamente, dominar a conquista da Propriedade

Intelectual de seus produtos, como é o caso da Embraer – e de umas poucas entidades produtivas nacionais.

No seu livro Cartas a um jovem empreendedor, o senhor fala dos cuidados que o jovem deve ter para não desistir de empreender. O que o senhor diria não ao jovem, mas aos adultos, de 40, 50 anos, que ainda acreditam ser possível empreender e se sentem desanimados pela idade? Afinal, o senhor é o oposto disso, pois continua um empreendedor aos 82 anos!

A natureza é sábia quando nos faz a todos diferentes. Não existem duas criaturas iguais e cada qual reage de sua forma, segundo suas vocações e do apoio da sociedade em que vive.

A criatividade e o desejo de empreender ocorrem em todas as idades, isto é, entre os mais novos e os velhos. É claro que um empreendimento de sucesso nasce da experiência do empreendedor, que adquire essa experiência, errando! Claramente, os mais idosos cometeram mais erros ao longo de suas vidas e, assim, nota-se que nas equipes de grande sucesso mundial encontram-se pessoas das mais diferentes idades. Se alguém começa sua vida empreendendo, pode se fascinar pelo processo de inovar e ficar surpreendido com os resultados conseguidos.

Portanto, é normal se desejar continuar e sempre tentar empreender outra vez mais tarde. Pode ser isso que tenha me acontecido. Não sei!

Mas, quando vejo os produtos que estamos recebendo do mundo, em particular dos países do hemisfério Norte, mesmo de nações bem menores que o nosso Brasil, com etnias, religiões e crenças diferentes entre si (o que não se observa aqui), vejo que tenho, como muitos outros, de continuar a acreditar que o sucesso do Brasil, na acirrada competição de nossos dias, somente pode ser alcançado pela constância dos esforços para empreender e inovar.

empreender e inovar é preciso Quais as outras áreas em que o Brasil tem se saído bem, tanto em projetos empreendedores, como em inovação?

Embora nossos números de sucessos mundiais na inovação não sejam muitos, quando comparados com países de sucesso, temos bons casos a relatar. Pode-se colocar o sucesso da Embrapa (Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária) e do seu impulso à nossa agricultura, hoje modernizada e mundialmente competitiva. Temos a WEG, de Jaraguá do Sul (SC), que ganhou expressivas vantagens competitivas nas áreas de máquinas elétricas e de automação industrial. Também a Marcopolo, hoje líder mundial na exportação de ônibus.

E muitos outros casos, cuja divulgação não tenha nos atingido.

Inovar é preciso, assim como navegar.

A geração de patentes tem aumentado, mas ainda estamos muito longe de

outros países. Por que o Brasil ainda inova tão pouco? Gerar patentes não é fundamental?

Como já mencionei, o Brasil inova razoavelmente, mas não conta com os mecanismos que favoreçam nossos inventores, pesquisadores e investidores a produzir competitivamente contra produtos de inovadores estrangeiros.

Acompanhamos de perto as reclamações empresariais, as quais, a despeito dos clamores da sociedade produtiva, as autoridades governamentais parecem distantes de aceitar que, sem um ambiente que estimule a materialização do processo criativo, não podemos vencer no mercado mundial.

Não são poucos os pesquisadores e empreendedores que têm morrido antes de conseguir implantar os resultados do seu trabalho inovador.

De um lado, a descrença do consumidor típico nacional, em relação aos produtos nacionais brasileiros e, de

outro, o peso da nossa burocracia e a dos impostos – claramente, entre os mais desencorajadores do mundo – pesam muito na insuficiência dos nossos resultados.

A Petrobras é a primeira geradora de patentes no país, seguido de universidades e algumas empresas. O que é possível fazer para aumentar, ampliar a capacidade de geração de patentes no meio universitário?

A patente surge em geral na empresa que, desejando proteger seus produtos, procura patenteá-los. As universidades não se sentem encorajadas para patentear um produto se não encontra empresas que possam assumir os riscos de produzi-los, assegurando o natural retorno dos investimentos. Assim, para sairmos de verdadeiros círculos de limitações, precisamos estimular os investimentos de risco, que proporcionem fundos

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29

entrevista exclusiva financeiros para encorajar pesquisadores ou inventores, professores ou alunos das universidades e, sobretudo, que atinjam as empresas produtoras.

Não podemos nos esquecer de que as tecnologias, métodos e processos industriais podem ter várias origens, mas se materializam nas empresas produtivas. De qualquer forma, insistindo nesse aspecto, já se notou que precisamos de um sistema de apoio e que proporcione os capitais de risco necessários, para dar partida à colocação no mercado de um produto inovador.

de algum modo e pode variar entre os casos identificados.

Não diria que se trata de característica única do lado brasileiro, pois examinando casos semelhantes do mundo, encontram-se inúmeras regiões que se transformaram em consequência de descobertas de recursos naturais de interesse do sistema produtivo. Isso aconteceu com minérios e mesmo com o petróleo que transformou cidades inteiras, colocando novos vetores para o desenvolvimento da sociedade e de produtos lançados no mercado.

A cultura da cooperação entre universidade e setor privado tem se consolidado em alguns setores, como o de óleo e gás, química e farmoquímica, tecnologia da informação, entre outros, para gerar inovação. No setor de óleo e gás, em função dos desafios do desenvolvimento do pré-sal, hoje a cooperação entre empresas, centros de pesquisa e universidades está ajudando a formar uma grande rede temática do óleo e gás. Esse é um modelo que o senhor considera bem-sucedido e importante para o futuro desta ou de outras indústrias?

O que consideraria uma característica única nesse processo de parcerias no mercado brasileiro?

Na atualidade, as inovações estão sendo consideradas como as centelhas iniciais de grandes realizações.

E as inovações não surgem de uma sociedade fechada e ausente. O sistema de criação de empreendimentos não floresce a não ser que o ambiente vivido na região seja favorável.

Assim, como colocado na pergunta, a cooperação entre todos pode mudar o presente ou o futuro de uma cidade ou de uma região. É o caso do pré-sal que está surgindo, a partir de uma descoberta, numa região, cujas vocações locais não estimulam o desenvolvimento da necessária base criativa, produtiva e comercial. Isso precisa ser estimulado

O senhor acredita que a indústria brasileira de petróleo e gás, assim como outros setores da sociedade, inclusive a universidade, terão condições de aproveitar toda a oportunidade proporcionada pelo pré-sal e tornar o país, mais do que um produtor de petróleo, mais inovador, um exportador de tecnologia?

Os desafios tecnológicos do pré-sal são amplos e os conhecimentos técnicos para o seu aproveitamento não estão disponíveis em todo o mundo. A profundidade das lâminas d’água, e mesmo do terreno sob o mar, são de sorte a causar preocupações. Há especialistas que sugerem prudência em relação às possibilidades de recuperar o óleo do pré-sal, em muitos dos sítios identificados nas descobertas anunciadas.

Além dos problemas técnicos, existem os econômicos. Se forem materializadas as previsões atuais de que os Estados Unidos, que hoje é o maior consumidor, maior produtor e maior importador de energia fóssil, em breve serão autossuficientes, o cenário econômico da indústria petrolífera facilmente se transformará, podendo tornar não viáveis econômica e financeiramente a pesquisa e a exploração de importantes áreas do pré-sal, no que se refere aos sítios mais distantes e de maior profundidade das reservas.

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O senhor foi presidente da Petrobras de 1986 a 1989, período em que a empresa consolidou alguns marcos, como por exemplo: alcançou a produção de 500 mil barris diários de petróleo; descobriu os dois primeiros campos gigantes Albacora (1984) e Marlim (1985), na Bacia de Campos; lançou o Procap (programa de capacitação tecnológica para produção em águas profundas e ultraprofundas); obteve o recorde mundial em exploração e produção em águas profundas, com a perfuração de poços a mais de 1.200 m de profundidade d’água e produção a 400 m; descobriu Marlim Leste (1987); iniciou da produção do campo do rio Urucu, no Alto Amazonas...

Quais foram os maiores desafios na gestão da companhia, naquela época, quando poucos acreditavam no potencial brasileiro para petróleo e gás?

Os desafios enfrentados naquela época, sem dúvida, tiveram origem no insuficiente apoio para que criações das equipes técnicas da empresa pudessem encorajar iniciativas para o futuro, não somente na produção como no importante campo da comercialização do petróleo e seus derivados.

Po r ex e m p l o , p e rs e g u i m o s a ideia da criação da Petrobras Overseas, uma tentativa de internacionalizar a companhia, abrindo possibilidades para que ela passasse a ser uma integrante do Grupo do passado das “Sete Grandes”, na época também conhecidas como “As Sete Irmãs”, as quais dominavam o mercado mundial do óleo. A ideia foi muito combatida, decretando a mortalidade da iniciativa, nem mesmo chegando a ser iniciada.

Esse exemplo repete-se muito no Brasil, pois temos a tendência de sempre acreditar no que acontece no hemisfério Norte, mas subestimamos todas as iniciativas que nascem nas regiões subdesenvolvidas do planeta, aonde nos encontramos. Razão pela qual temos poucas marcas e produtos no mundo,

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entrevista exclusiva

sempre optando pela criatividade e importação de países mais desenvolvidos, em vez de apoiar iniciativas para que tais produtos possam aqui ser concebidos, criados e fabricados.

empresa que sofria muito mais interferências do Governo a partir de ações criadas em Brasília e reações grandes pelo que era tentado lançar pelas equipes da empresa.

Foi sua primeira experiência nesse setor? Qual era sua expectativa em relação à empresa: o senhor acreditava que ela tinha vocação para inovar, para superar desafios?

Não foi minha primeira experiência.

Na Petrobras, eu vinha da presidência da Embraer que, criada no final de 1969, lançou-se em algo que ainda não existia no mundo, o transporte aéreo regional.

Os principais fabricantes de aviões, empolgados com o potencial dos motores a reação (então recém-criados e conhecidos como ‘jatos’), passaram a fabricar aviões maiores e de maior alcance, abrindo espaços para que se produzissem aeronaves menores, mais adaptadas às cidades menores, cuja infraestrutura aeroportuária era insuficiente para atender os novos aviões de transporte aéreo, maiores, mais velozes, e requerendo bem mais apoio da infraestrutura aeroportuária.

Na Petrobras tentei seguir o mesmo caminho, mas encontrei uma

O senhor vinha de uma experiência ímpar, a criação da Embraer, que mostrou ao país a vocação para ‘voar’ e ir mais longe, consolidando uma indústria aeronáutica impensável na década de 1960. O senhor acreditava que a Petrobras também podia seguir a mesma trajetória de sucesso?

A Embraer era uma sociedade de economia mista, como a Petrobras.

Tinha o mesmo acionista, ou seja, o Governo Federal. Mas havia uma grande diferença. Enquanto a Petrobras era vinculada ao Ministério das Minas e Energia, a Embraer era ligada ao então Ministério da Aeronáutica, muito menos interferente, e mais preocupado com as estratégias debatidas entre a empresa e o Governo, mas deixadas à diretoria a missão e o trabalho de cumprir o estabelecido.

Como presidente, não me lembro de ter sofrido injunções da Aeronáutica, em nada além do oficialmente aprovado. Sim, fui para a Petrobras

Perfil de um empreendedor Ozires Silva nasceu em Bauru (SP), em 8 de janeiro de 1931. Oficial da Aeronáutica e engenheiro formado pelo Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA), em 1970, liderou o grupo que promoveu a criação da Embraer, estando à frente da equipe encarregada de projetar e construir o avião Bandeirante. Depois de presidir a Embraer, comandou a Petrobras de 1986 a 1989, assumindo, em 1990, o Ministério da Infraestrutura.

Retornaria então à Embraer em 1991, ajudando a conduzir o processo de privatização da empresa, concluído em 1994. Foi presidente da Varig por três anos (2000-2003) e criou a Pele Nova Biotecnologia, em 2003, primeiro fruto da Academia 32

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Brasileira de Estudos Avançados, empresa focada em saúde humana, com atuação na pesquisa, desenvolvimento e produção de tecnologias inovadoras na área de regeneração e engenharia tecidual.

Integrante de conselhos de empresas e de associações de classe, Ozires Silva ainda encontrou tempo para publicar cinco livros: Nas asas da educação: – A trajetória da Embraer, Cartas a um jovem empreendedor – Realize seu sonho: vale a pena, A decolagem de um sonho: a história da criação da Embraer e Etanol: a revolução verde e amarela. No final de 2011, viu publicada sua biografia, intitulada Um líder da inovação – biografia do criador da Embraer, escrita por Decio Fischetti.

imaginando que a rota poderia ser semelhante, embora sempre compreendendo que a missão da nossa empresa petrolífera era, não somente, muito mais importante para o Brasil, mas também de maior abrangência em relação às necessidades operacionais dos cidadãos e do sistema produtivo nacional. Infelizmente, muito cedo compreendi que, embora ambas as empresas tivessem o mesmo acionista, as formas pelas quais se comportavam em relação às suas controladas eram bem diferentes.

Em que a experiência acumulada até então, com a Embraer, foi útil ao senhor no comando da Petrobras?

As duas empresas eram bem diferentes, mas a experiência, não somente a de gerir uma empresa estatal, mas, tendo por trás, toda a vivência de criação da Embraer, deu-nos grande desenvoltura para tratar os contatos políticos e os processos que poderíamos denominar ‘os de participar e de ajudar a construir as decisões’.

O oficial da Aeronáutica e engenheiro do ITA que virou presidente da Petrobras era bem aceito no fechado grupo Recebeu numerosas condecorações internacionais: nos Estados Unidos, recebeu a Medalha Charles Lindbergh, sendo incluindo ainda no Hall of Fame da Smithsonian Institution e do World Trade Association de Los Angeles; na Grã-Bretanha, é Membro do British Council, do Air Squadron (honorário) e da Royal Aeronautical Society; na Irlanda, recebeu Título de Doutor “Honoris Causa” pela Queen’s University; e, na Suécia, é Membro da Real Academia Sueca de Engenharia.

Quando completou 80 anos, viu sua trajetória em mostra itinerante promovida pela Embraer. Homem permanentemente conectado ao seu tempo, Ozires Silva tem seu próprio blog – http://www.blogdoozires.com.br.

empreender e inovar é preciso de engenheiros do petróleo? Como foi essa relação com os petroleiros, os quais o reconheceram como um dos que contribuíram decisivamente para a Petrobras alçar voos mais altos – ou melhor, mergulhar mais fundo?

Não posso comentar sobre os reconhecimentos, mas creio ter sentido que fui bem aceito, menos pela minha origem como oficial da Aeronáutica, mas muito mais pelo fato de ser engenheiro e ter, até aquela data, conseguido desenvolver na Embraer uma empresa que pouco a pouco avançava para a conquista do mercado mundial. E esse avanço já com raízes de sucesso consistia no avião, um produto sofisticado, rico em tecnologias variadas, de fato um produto final de marca brasileira – esta produzida por engenheiros brasileiros, constituindo um bom exemplo de Propriedade Intelectual nacional.

As equipes técnicas da Petrobras, do mesmo modo, eram e são visivelmente competentes e enfrentam os desafios de que as nossas maiores reservas de petróleo conhecidas, as do mar, estejam disponíveis, em grande medida, em profundidades maiores do que as encontradas em todo o mundo. Esse desafio, de alguma forma, se conectava, e se conecta, com o desafio de produzir aviões de transporte aéreo no Brasil e vendê-los, com sucesso, nos mercados de todos os países.

Qual a sua visão de futuro da Petrobras? Qual a grande contribuição que acredita a Petrobras poderá ainda dar na próxima década para a evolução desse setor?

Creio que é unânime entre os líderes dos setores produtivos mundiais que o tópico – e o desafio maior nos

horizontes do desenvolvimento global – seja a obtenção e o uso das energias necessárias para sustentar o crescimento das regiões e das nações.

Embora se discuta muito a substituição do óleo fóssil e os seus amplos usos, colocando como dificuldade maior os seus horizontes de exaustão das reservas conhecidas, o petróleo ainda dominará por longo tempo os aspectos relativos às fontes de energia para satisfazer suas múltiplas utilidades.

Assim, a Petrobras seguirá, por muito tempo, como uma grande empresa nacional, estrategicamente muito bem colocada para produzir petróleo e refiná-lo entregando aos consumidores seus derivados, todos essenciais nas modernas economias.

No entanto, creio que já estamos vivendo em tempos novos, para que a Petrobras passe a viver mais amplamente, em outros campos energéti-

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entrevista exclusiva

cos, que não seja apenas o atual do petróleo. Parece já estar claro que os substitutos de petróleo ocorrerão em outros campos, usando outras fontes naturais ou energia obtida a partir de novas tecnologias, como a do hidrogênio e a nuclear, além de outras. Essas novas energias, talvez incluindo alguma que ainda não consigamos vislumbrar, certamente, para serem produzidas e usadas, precisarão de uma grande empresa, com uma grande e competente equipe técnica, e, certamente, a Petrobras preenche esse papel.

O conteúdo nacional no setor de óleo e gás tem sido apontado por muitos como o grande fomentador do desenvolvimento da indústria local, e por outros, como mais uma barreira protecionista. Como o senhor vê essa questão? É benéfico criar barreiras temporárias parta fomentar a indústria local e depois abrir paulatinamente o mercado para a concorrência internacional? O senhor acredita que esse recurso vem dando chances à industria para ganhar mais competitividade?

A pergunta enfoca algo que precisamos debater muito no mundo aberto e amplamente competitivo no qual já vivemos. Há anos, e cada vez mais, o Governo vem criando um elenco de leis e regulamentos mais e mais complicado, tentando, através de maior quantidade de diplomas legais, tentar barrar a corrupção e ineficiências gerenciais. Isso, mesmo que em certa medida procure dar respostas à sociedade sobre freios aos desvios observados, hoje, na realidade, está dificultando o gerenciamento eficiente dos organismos do Estado, bem como os da administração dos empreendimentos privados.

Está claro que o mundo, cada vez mais, não aceita que unilateralmente os Estados possam alterar os livres quadros da competição mundial, através de mecanismos conhecidos até agora como os de proteção às 34

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respectivas produções locais. Se examinarmos o elenco de problemas que afetam o chamado ‘Custo Brasil’ vamos verificar que muitos deles podem ser melhorados, sem que se firam os preceitos de ampla competição, crescentemente consagrados no mundo.

Podemos identificar as necessidades de reduzir a tributação sobre a produção, as leis trabalhistas, o peso (indiscutivelmente difícil de ser avaliado) da burocracia e assim por diante, com uma grande lista pela frente. Assim, creio que podemos agir melhor, para dar competitividade à indústria brasileira, simplesmente trabalhando sobre itens que em nada afetam a manutenção de uma relação amistosa com os demais Estados mundiais.

Quais os grandes desafios ainda a serem superados que o senhor apontaria como prioritários para que a indústria brasileira ganhe competitividade? São desafios tecnológicos? Ou são desafios de mercado – como custo Brasil, conteúdo nacional, marco regulatório, recursos humanos?

Sem dúvida, os desafios a serem superados estão ligados à competição sistêmica que nossos setores produtivos precisam ganhar no comércio mundial. O comércio exterior está se expandindo muito e, no futuro, tal tendência continuará a acelerar. Portanto, torna-se muito importante ganharmos poder de competir nesse mercado mundial crescente. A CNI (Confederação Nacional da Indústria) assegura que a maioria dos produtores nacionais consegue manter seus produtos competitivos, em qualidade e em preço, até os portões de suas fábricas. Ou seja, assegura que a não competitividade da nossa produção nasce após a saída dos produtos das suas respectivas linhas de produção, em razão das dificuldades

burocráticas e regulamentares da legislação nacional.

O senhor foi ministro da Infraestrutura de 1990 a 1991. Conhecendo mais a fundo os problemas dessa área, o senhor acredita que os programas suportados, em grande parte, pelo setor de petróleo e gás, como o PAC, Plangás, entre outros, podem mudar a cara do país? É possível uma única indústria, ainda que tenha uma cadeia produtiva gigantesca, bancar ou promover as mudanças mais importantes para a infraestrutura de um país de tal dimensão?

Creio que o mundo não pode ser considerado um fundo de quintal de uma única empresa. Ao contrário, as iniciativas competitivas mundiais estão aumentando, dentro de um crescimento acentuado do mercado de trocas comerciais entre todos os países do globo. O que se pode antecipar é o crescimento das empresas, cada qual tentando se transformar em gigantes internacionais, com produção direta ou por subsidiárias instaladas em todos os rincões.

Assim, não acredito que uma única empresa possa substituir o papel de uma quantidade de estruturas produtivas de muitos países.

Na realidade, o que caracteriza a produção mundial, acredito, são os produtos fabricados em todos os países e que são vendidos em todo o mundo. No caso do Brasil, um país geograficamente extenso, é preciso também ganhar posições internacionais muito mais importantes do que o conseguido até agora.

Temos que manter nossa convicção de que o Brasil, um país continente, não pode continuar nos padrões atuais. Temos que aumentar nossa eficiência gerencial e produtiva e passar a ter presenças em todos os países, como vários outros estão conseguindo permear as expectativas de compras dos seus cidadãos e dos consumidores internacionais.

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petrobras 60 anos

Vis茫o d

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e futuro da indústria de óleo e gás por Beatriz Cardoso, Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

Os 60 anos da Petrobras refletem a própria história do petróleo e gás no Brasil e demandam uma reflexão mais profunda sobre os desafios e perspectivas da imensa cadeia produtiva que hoje movimenta parte crucial da economia do país.

Ciente do papel que tem no cenário nacional, e até mundial, a Petrobras vem resgatando sua memória, apresentando à sociedade brasileira, por todos os meios de comunicação, os fatores que a inspiraram a ser a gigante que todos admiram, independentemente dos questionamentos que possam ser feitos à sua gestão ou performance.

Entendendo que mais além desse resgate histórico é importante refletir as expectativas da sociedade organizada e da cadeia produtiva petrolífera e offshore, a TN Petróleo ‘prospectou e extraiu’ mais de 50 depoimentos de stakeholders desse mercado, os quais deram sua visão de futuro do setor.

Para todos, o grande desafio é, sem dúvida, assegurar a sustentabilidade de um desenvolvimento sem precedentes, consolidado na última década.

Com eles, a palavra!

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petrobras 60 anos

O

s números da indústria brasileira de óleo e gás natural não deixam dúvidas quanto à dimensão que este setor tem hoje na economia doméstica e também no mercado internacional, tal o volume de demandas e, óbvio, o potencial de novas reservas de hidrocarbonetos, convencionais e não convencionais.

Na ponta do lápis, segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em julho o país produziu 2,468 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), dos quais 1,974 milhão de barris/dia de óleo e 78,5 milhões diários de m3 (m3/dia) de gás natural.

Os campos operados pela Petrobras respondem por algo em torno de 93% da produção de petróleo e gás natural, sendo que 91,4% da produção total de petróleo e 73,1% do gás natural nacional foram extraídos por 784 poços marítimos – o restante foi produzido por 8.266 poços terrestres.

São responsáveis por essa produção 311 concessões, operadas por 25 empresas – 81 são concessões marítimas e 230 terrestres.

Em cinco anos, desde o primeiro óleo extraído no campo de Jubarte, no norte da Bacia de Campos, na costa do Espírito Santo, a produção do pré-sal saltou de 18 mil barris em um único poço para 358,8 mil boed em julho de 2013 – sendo 296,4 mil b/dia de óleo e 9,9 milhões m3/dia de gás natural.

A produção de julho teve origem em 25 poços localizados nos campos de Baleia Azul, Caratinga, Barracuda, Jubarte, Linguado, Lula, Marlim, Voador, Marlim Leste, Pampo, Pirambu, Sapinhoá e Trilha, espalhados pelas bacias de Campos e Santos.

Sem falar na produção obtida nos vários testes de longa duração realizados pela Petrobras e parceiras nos últimos anos, em diversas locações, para definir o modelo de desenvolvimento do campo.

Em terra firme, bacias maduras terrestres como Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas

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Dados financeiros Capital Social .......................................................................................................... R$ 205,4 bilhões Número de acionistas ........................................................................................................... 1 milhão Lucro líquido em 2012 .......................................................................................... R$ 21,182 bilhões Lucro líquido no primeiro semestre de 2013 ........................................................ R$ 13,894 bilhões Número de ações representativas do capital ................................................................. 13 bilhões Receita de vendas em 2012 .................................................................................. R$ 281,4 bilhões Receita de vendas no primeiro semestre de 2013 ............................................. R$ 146,2 bilhões Investimentos em 2012 ............................................................................................. R$ 84,1 bilhões Investimentos no primeiro semestre 2013 ............................................................ R$ 44,1 bilhões Investimentos totais previstos de 2013 a 2017 em dólar ............................... US$ 236,7 bilhões Previsão de investimentos em exploração e produção de 2013 a 2017 ..... US$ 147,5 bilhões Custo de extração por barril (média de 2012 no país) ................................................... R$ 27,22 Custo de extração por barris (média do primeiro semestre de 2013) ......................... R$ 30,37 Pagamento de royalties e participações governamentais em 2012 ................. R$ 31,3 bilhões Contribuição ao país em 2012 (impostos, taxas e contribuições sociais) ......... R$ 66 bilhões Contribuição ao país no 1o sem. 2013 (impostos, taxas e contribuições sociais) ..... R$ 36 bilhões Fornecedores cadastrados ........................................................................................................ 6 mil

Reservas e produção Reservas Brasil e exterior (critério SPE) em 31/12/2012 ........................... 16,440 bilhões boe Reservas Brasil (Critério SPE) em 31/12/2012 .............................................. 15,729 bilhões boe Produção média Brasil e exterior em 2012.................................................. 2,598 milhões boe/d Produção média Brasil e exterior no primeiro semestre de 2013............ 2,553 milhões boe/d Produção média Brasil em 2012 ................................................................... 2,355 milhões boe/d Produção média Brasil no primeiro semestre de 2013 .............................. 2,315 milhões boe/d Produção média Brasil em 2012 .......................................................................... 1,980 milhão bpd Produção média Brasil no primeiro semestre de 2013 .................................... 1,921 milhão bpd Produção total (óleo e gás) da Petrobras no exterior em 2012 ........................... 236 mil boe/d Produção total (óleo e gás) da Petrobras no exterior no 1o sem. de 2013 ......... 232 mil boe/d Recorde de produção no pré-sal em 22/6/2013 ........................................................ 326 mil bpd Recorde de produção diária somente de petróleo no Brasil – 27/12/2010 ...... 2.256.000 bpd Recorde produção em águas profundas (Campo de Lula) .............................................. 2.140 m Poços produtores em operação no Brasil e no exterior .................................................. 15,5 mil Previsão de produção em 2020 no Brasil e no exterior petróleo e gás ..... 5,2 milhões boe/d Previsão de produção em 2017 no Brasil e no exterior petróleo e gás ...... 3,4 milhões boe/d Exportação de petróleo e derivados em 2012 ........................................................... 548 mil bpd Exportação de petróleo e derivados no 1º semestre de 2013 ................................. 383 mil bpd

geraram 172,8 mil boed, dos 140,9 mil b/dia de petróleo e 5,1 milhões m3/dia de gás natural. E campos sob contrato de acumulações marginais produziram um total de 74,5 b/dia de óleo e 2,2 mil m3/dia de gás natural.

Brasil a gás Se a produção de petróleo ainda não retomou os patamares anteriores, devido à queda de eficiência em ativos offshore na Bacia de Campos, os volumes relacionados ao gás natural tiveram uma evolução sem precedentes. A começar pela participação do gás na matriz energética brasileira:

mais do que dobrou na última década, passando de 5,4% em 2000, para 11,5% em 2012.

De acordo com o Ministério de Minas e Energia, nos últimos cinco anos, a produção doméstica de gás aumentou 20%, passando de 59,16 milhões de m3/dia (média em 2008) para 70,58 (média em 2012).

E no primeiro semestre deste ano, deu outro salto, passando de 75,85 milhões de m3/dia, em janeiro, para 79,99 m3/dia, em junho – a média nacional de 77,7 milhões de m3/dia no primeiro semestre representa um aumento de 10%.

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E tem mais gás nacional disponível no mercado, subtraídos os volumes usados em reinjeção no processo exploratório, queima e perda, consumo nas unidades de exploração e produção (E&P) para geração de energia, transporte e armazenamento e absorção em unidades de processamento de gás (UPGNs), para produção de gás liquefeito de petróleo (GLP) e gás industrial (C5+).

A oferta brasileira de gás natural aumentou 37% em cinco anos, passando de uma média de 29,88 milhões de m 3/dia em 2008 para 39,73 milhões de m3/dia em 2012.

Em 2013, o aumento foi mais significativa: em seis meses passou de 42,78 para 46,87 milhões de m3/dia.

Com o gás importado da Bolívia e da Argentina, principalmente, a oferta total já chegou a 96,05 milhões de m³/dia em maio deste ano, um recorde histórico que mostra a evolução do energético no mercado nacional.

Continuamos importando 50% do gás que consumimos uma vez que a demanda aumenta, graças à integração da cadeia de valor do gás natural. Em junho, os setores industrial (44%), automotivo (5,5%), residencial (1,0%), comercial (0,8%), geração de energia elétrica (45,9%) e cogeração (2,7%), e outros, consumiram 94,68 milhões de m³/d. As perspectivas é de que até 2025, a oferta/consumo nacional triplique chegando a 130 milhões de m3/dia.

Reservas cobiçadas Desde a declaração dos campos de Sapinhoá, em 2011, e Piracaba e Baúna (ambos no cluster da Bacia de Santos), em 2012, não foram feitas novas declarações de comercialidade de ativos no pré-sal. Ainda assim, é expressivo ao aumento das reservas provadas brasileiras, que somavam até dezembro de 2012 um total de 14,524 bilhões de barris de petróleo e 463, 430 bilhões de m3 de gás natural.

Números que tendem a crescer se confirmadas as expectativas mensuradas nas reservas prováveis e possíveis, que totalizariam 40

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Foto: Agência Petrobras

petrobras 60 anos

Plataformas de produção em operação Sondas de perfuração terrestre Sondas de perfuração marítima Total de sondas terrestres e marítimas

140 35 74 137

25,215 bilhões de barris de petróleo e 825 bilhões de m 3 de gás natural. E não estão inseridas aí as reservas não reconhecidas pela ANP, referentes aos campos sem plano de desenvolvimento aprovados e que não tinham iniciado produção até o final de 2012. Há mais 3,34 bilhões de barris de petróleo (dos quais 790,5 milhões provados) e outros 93,5 bilhões de m 3 /gás (sendo 22,75 bilhões m 3 já provados).

Nesse cenário, a Petrobras tem uma participação cr ucial, por conta de todos os projetos em andamento, tanto nos segmentos de upstream (exploração e produção), como também no downstream (refino e distribuição), e midstream (transporte e logística), que mobilizam toda a cadeia produtiva de óleo e gás, incluindo a indústria naval.

Os investimentos previstos no plano de negócios para 2013-2017 da estatal, de US$ 236,7 bilhões, deverão sofrer cortes na próxima revisão. Mas não serão expressivos, de acordo com o governo, que no dia 29 de agosto enviou ao Congresso Nacional o projeto de Lei Orçamentária Anual para 2014.

A ministra do Planejamento, Orçamento e Gestão, Miriam Belchior, já antecipou que há uma redução de R$ 800 milhões nos investimentos da Petrobras no país e nada menos que R$ 4 bilhões em subsidiárias e em projetos no exterior.

Essa redução se deve também a fatores que vão além do desinvestimento, entre os quais projetos ou empreendimentos que já estão na reta final, demanda menos recursos nesta etapa, como a Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, modernização de instalações e construção de novas unidades de exploração de petróleo (entregues este ano).

A ministra afiançou que os investimentos da Petrobras em 2014, em torno de R$ 78 bilhões (contra R$ 78,8 em 2013) mantém a estatal na posição de detentora da “segunda maior carteira de investimentos entre todas as petroleiras do mundo, com um investimento gigantesco para vencer o desafio da exploração do pré-sal”.

A nova política de gastos vai resultar em uma economia total de R$ 13 bilhões em relação ao orçamento deste ano, mas apenas R$ 800 milhões serão cortados, uma vez que a empresa recebeu sinal verde para realocar os restantes R$ 12,2 milhões para outros projetos, novos ou já previstos.

Indústria atenta Diante de números de tal vulto, a indústria se posiciona de forma positiva, quanto ao papel que a Petrobras terá nos próximos anos. “Sem dúvida, a Petrobras completa 60 anos como uma das líderes do setor e consolidando o Brasil como um do s pri nci pais produtores do mundo”, afirma Pedro Alem Filho, gerente executivo

Parabéns

Petrobras.

Há 60 anos fazendo a tecnologia chegar mais cedo ao Brasil.

Em sua trajetória, a Petrobras vem superando desafios em águas cada vez mais profundas e impulsionando a indústria a níveis de excelência. A FMC Technologies tem o privilégio de participar desta história. Estamos prontos para os próximos anos.

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de política industrial da Confederação Nacional da Indústria (CNI).

No entanto, ele afirma que quando se olha o conjunto da cadeia de P&G, o cenário é diferente. “As empresas brasileiras que fornecem para o setor ainda enfrentam problemas de competitividade que as impedem de acompanhar o nível de desenvolvimento tecnológico da Petrobras”, afirma o executivo da CNI. Segundo ele, os itens de maior valor agregado e maior conteúdo tecnológico ainda são, em sua maioria, importados ou fabricados localmente por subsidiárias de empresas transnacionais. “É importante ter claro que este cenário não é culpa da Petrobras, mas de um conjunto de fatores que vão do Custo Brasil à insuficiência de instrumentos adequados para fomentar o investimento e a inovação, passando por um marco regulatório inadequado”, pondera, lembrando que a Petrobras tem atraído diversos de seus fornecedores globais para o Brasil. “O que contribui para a geração de renda e conhecimento no país e cria oportunidades de mercado para empresas domésticas de menor porte que podem atuar como subfornecedoras desta cadeia.”

Ele considera crucial para o adensamento da cadeia na próxima década, que a Petrobras sinalize da forma mais precisa possível os investimentos que fará, tornando a demanda mais previsível, de modo que a indústria possa se planejar para atendê-la. “A política de compras também tem um papel fundamental, mas entendemos que cabe ao Estado orientá-la, por meio da modernização da legislação de conteúdo local,” diz ele.

O representante da CNI pontua que há vários desafios para o setor continuar crescendo. “Um bom marco regulatório é crucial, pois dá segurança jurídica e estimula investimentos”, salienta, destacando a questão do conteúdo local. “Uma política mais focada contribuiria para direcionar investimentos privados e públicos para segmentos estratégicos e para 42

TN Petróleo 91

Foto: Agência Petrobras

petrobras 60 anos

Malha dutoviária em operação

31.265 km

Frota de navios -tanque

237 60 177 48

Navios-tanque próprios Navios-tanque afretados Terminais da Transpetro em operação

darmos o salto competitivo que é necessário”, frisa.

Ele agrega que a atual operacionalização dessa política (mensuração dos índices, controles) é custosa para a indústria e sua complexidade cria riscos de glosas e multas para as empresas. “A experiência internacional mostra que há alternativas, bem como outros setores regulados no Brasil, como o de telecomunicações.”

Outro gargalo é a falta de mão de obra qualificada devido ao crescimento acelerado do setor, impactando a produtividade e criando dificuldades de fornecimento nas quantidades e prazos demandados.

Boas novas Mas Alem Filho lembra que há boas novas. “O Inova Petro aplicará R$ 3 bilhões da Agência Brasileira de Inovação (Finep) e do Banco Nacio-

nal de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) em projetos de P&D tecnológico e inovação de empresas da cadeia de fornecimento, focados em demandas críticas apresentadas pela Petrobras”, lembra ele.

Ele observa que no final do ano deverá ser feita outra rodada de financiamentos, com novos temas. “Isso é muito importante para direcionar investimentos e reduzir seus riscos para as empresas fornecedoras, que poderão desenvolver projetos mais ousados, com maiores perspectivas de competitividade futura.”

Citando Aloizio Mercadante, ex-ministro de Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI), que afirmou uma vez que “o pré-sal é nossa corrida espacial”, ele acredita que se forem equacionadas questões relacionadas ao ambiente regulatório e econômico (burocracia excessiva, alta carga tributária, infraestrutura deficiente, insegurança jurídica etc.), os desafios tecnológicos se apresentam como grande oportunidade para a indústria.

“De fato, a exploração do pré-sal demandará soluções tão inovadoras nas áreas de engenharia de materiais, robótica, automação, integração de sistemas complexos etc., que poderão mais tarde ser aplicadas em outros setores, como indústria automotiva, aeronáutica, eletroeletrônica. E que resultarão em importantes vantagens competitivas para aqueles que as desenvolverem”, pontua o gerente executivo de política industrial da CNI. A questão, segundo ele, é quem se beneficiará dessas vantagens?

“Nossa expectativa é que se apliquem as estratégias e os instrumentos para que as empresas brasileiras sejam as grandes beneficiadas”, sublinha Alem Filho, acrescentando que o atual modelo de parcerias tecnológicas não abrange todos os elos da cadeia. “A parceria das grandes empresas do setor, que estão instalando centros de pesquisa no Brasil, certamente contribuirá para a produção de O&G. Mas a grande maioria das empresas brasileiras, que

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Fotos: Agência Petrobras

petrobras 60 anos

Refinarias no Brasil e no exterior (12 no Brasil e 3 no exterior) Capacidade de refino instalada no Brasil e no exterior

15 2,244 milhões bpd

formam a cadeia de fornecedores, não está inserida neste processo”, frisa, afirmando que o arcabouço institucional precisa ser ajustado para que a estrutura industrial existente possa ter um papel mais relevante na exploração do pré-sal.

Ele salienta ainda que o aprimoramento da política de conteúdo local é um elemento importante, pois, além de criar mercado, deve indicar prioridades que são importantes para direcionar investimentos e mobilizar recursos públicos e privados. “É fundamental, que a política seja revista a partir de uma percepção estratégica de longo prazo, com ênfase no apoio ao desenvolvimento tecnológico e à expansão da capacidade produtiva que prepare nossa indústria para ser relevante e competitiva mundialmente no futuro.”

Para o gerente executivo de política industrial da CNI, a política de Conteúdo Local é um fator necessário, mas não é suficiente. “Ela precisa, necessariamente, ser acompanhada por uma política industrial consistente, que integre instrumentos de financiamento, subvenção, e contemple o aprimoramento dos regimes tributários vigentes.”

Desenvolvimento integrado “A exploração e produção em águas ultraprofundas e no pré-sal, que tornaram a Petrobras referência mundial vão possibilitar o desenvolvimento da indústria como um todo”, acredita Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, presidente do Sistema Firjan (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro).

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A grande expectativa do mercado é a expansão da produção do petróleo do pré-sal, “com a interação dos elos da cadeia de fornecedores, em especial no estado do Rio de Janeiro, por concentrar a operação da Bacia de Campos”.

Ele reconhece que a petroleira tem tido papel importante na transmissão de conhecimento, preocupação com a sustentabilidade e na geração de emprego e renda, entre outros. “A expectativa é que ela continue contribuindo para o desenvolvimento da indústria, mirando sempre os casos de sucesso mundiais e se afastando dos casos em que os desdobramentos positivos não foram concretizados.”

Gouvêa Vieira destaca que o estado do Rio de Janeiro tem um ambiente já desenvolvido tecnologicamente. “Estamos nos fortalecendo como um hub tecnológico, ao concentrar centros de pesquisa e desenvolvimento de empresas no Parque Tecnológico da Ilha do Fundão, ao lado do Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Miguez de Mello (Cenpes), da Petrobras.”

O dirigente da Firjan aponta alguns aspectos mercadológicos que representam um desafio para a expansão da indústria local.

“Uma questão central é a mobilidade, seja urbana, seja referente ao transporte de carga, seja na

transmissão de dados via rede de telecomunicações. Atreladas a isso, estão todas as questões associadas a logística e infraestrutura, e especificamente no que diz respeito ao escoamento do óleo, tendo em vista a distância do ponto de produção até a costa do estado.”

Gouvêa Vieira assegura que a indústria tem e continuará tendo papel importante no desenvolvimento da cadeia produtiva e do próprio setor de óleo e gás. No âmbito industrial, ele destaca que, em parceria com o governo e outros importantes players do setor, a Firjan vem desenvolvendo projetos como a estruturação de um cluster para subsea e a constituição de um polo de navipeças. “Esses projetos são movimentos para aumentar a competitividade do setor e pautam o desenvolvimento de uma política industrial”, pontua.

A perspectiva é a continuidade do desenvolvimento da indústria de petróleo e gás no estado do Rio. “Vamos trabalhar com foco em várias linhas de ação para o setor nos próximos anos, começando pelo tratamento do pleito industrial alinhado ao ritmo de crescimento do setor – competitividade com sustentabilidade”, pontua.

Outra prioridade, segundo Gouveia, é o redimensionamento das necessidades regionais, pensando o estado do Rio a partir dos investimentos do setor, com o objetivo de impulsionar as potencialidades locais. “Vamos buscar ainda a ampliação da atuação com organizações nacionais e mundiais tanto para capacitação industrial quanto para formação de capital humano, consolidando a atração de investimentos no estado”, conclui o dirigente.

A entidade também está atenta para outro gargalo: qualificação. “O Sistema Firjan, através do Senai Rio, tem atuado fortemente na qualificação dos profissionais para o setor de óleo e gás”, argumenta, afiançando que a federação sempre teve forte atuação na qualificação contínua das indústria fluminense.

A gente compartilha da mesma inspiração.

Há 60 anos, a Petrobras se inspira na capacidade de superação do brasileiro, transformando o impossível em realidade. Uma inspiração para seus parceiros que também acreditam que é possível construir um Brasil cada vez melhor.

“É uma grande honra para a SAP ter a maior empresa brasileira como cliente. Com muita satisfação, felicito a Petrobras por suas conquistas ao longo dos últimos 60 anos. Espero que a nossa parceria continue contribuindo para o crescimento e o sucesso da Petrobras.”

Jim Snabe, SAP AG Co-CEO

“Parabenizo a Petrobras pelos seus 60 anos de atividades e por sua trajetória de sucesso, construída com base na inovação. Agradeço a confiança depositada na SAP e reitero nosso compromisso, como parceiros, de continuar contribuindo com soluções inovadoras para a melhoria dos processos de negócios da empresa.”

Diego Dzodan, Presidente SAP América Latina do Sul - SAP SoLA

“A oportunidade de fazer parte da história da Petrobras há 14 anos e de ser um parceiro de soluções de tecnologia de gestão empresarial é motivo de muito orgulho para a SAP. A visão inovadora, que faz parte dos 60 anos de sucesso da empresa, também acompanha a nossa trajetória e possibilita uma parceria estreita e duradoura. Desejo à Petrobras um futuro ainda mais promissor.”

Valeria Soska, Managing Partner SAP Brasil

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Foto: Agência Petrobras

petrobras 60 anos

Postos de serviço e abastecimento no Brasil Postos de serviço no exterior Volume de vendas de derivados, etanol, biodiesel e gás natural no Brasil em 2012 Volume de vendas de derivados, etanol, biodiesel e gás natural no primeiro semestre de 2013

8.507 866 2,725 milhões bpd 2,851 milhões bpd

Curvas de aprendizado A qualificação é um dos aspectos destacados por Paulo Godoy, presidente da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib). Para que a indústria brasileira aproveite as oportunidades que estão começando a surgir com o desenvolvimento das reservas de petróleo e gás natural no pré-sal, ele frisa que há um conjunto de fatores que precisam ser enfrentados e melhorados. “Os recursos humanos serão cada vez mais prioritários. O Brasil ainda forma poucos engenheiros, se compararmos tanto com nossas necessidades quanto com nosso potencial. Com a escassez, em momentos de crescimento da economia e dos investimentos, percebemos a disputa acirrada pelos bons profissionais, com habilidades de conduzir de forma bem-sucedida os projetos e os negócios”, diz o dirigente, afirmando que é preciso formar mais técnicos, de qualidade, em diversas competências.

“Há programas muito bons nesse assunto, como o Prominp, e precisamos insistir nessa iniciativa, que visa fortalecer diversos aspectos da cadeira fornecedora de bens e ser46

TN Petróleo 91

viços, seja treinamento ou desenvolvimento tecnológico, entre outros”, reconhece. “Mas, ainda temos que empreender ações para formar mais pessoas para as áreas de projetos, uma das carências do Brasil.”

Outro desafio apontado por Godoy é reduzir as “curvas de aprendizado” para o desenvolvimento e produção nacional para diversos tipos de equipamentos e navios. “Temos que ampliar fortemente nossos índices de produtividade e qualidade para competir com os melhores centros fabris instalados no mundo que fornecem para as áreas de óleo e gás”, afirma.

Na visão do presidente da Abdib, o financiamento da atividade fabril – seja para indústrias interessadas em investir ou necessidades de fluxo de caixa – ainda requer ações para que muitas empresas, sobretudo as pequenas e médias, não sejam prejudicadas ou sufocadas pela falta de crédito em condições adequadas. “As reservas localizadas no pré-sal abrem um leque enorme de oportunidades, mas temos de ser mais céleres e eficientes em reduzir nossas deficiências para que haja mais encomendas à indústria local, mais empregos e mais desenvolvimento de tecnologia”, conclui.

Parâmetros internacionais Na rota de competitividade, a Associação Brasileira de Engenha-

ria Industrial (Abemi), entidade que agrega empresas de engenharia, fabricantes de bens de capital e de construção e montagem (EPC) – muitas delas responsáveis pelos grandes empreendimentos da indústria petrolífera, de plataformas a refinarias – defende a adoção de parâmetros internacionais.

“A Petrobras é e continuará sendo a grande indutora do desenvolvimento da engenharia industrial brasileira”, afirma Antonio Müller, presidente da Abemi. Segundo ele, a petroleira tem tido um papel estratégico, dando o suporte necessário para que as empresas possam buscar a liderança no desenvolvimento de novas tecnologias em projeto, construção e montagem, visando ter maior competitividade no mercado internacional.

Lembrando que a associação foi uma das fundadoras do Centro de Excelência em EPC, que tem buscado aprofundar a discussão em torno de parâmetros de excelência neste segmento, Müller frisa: “É importante que a Petrobras aplique normas internacionais de excelência em seus empreendimentos e que o as empresam busquem atingir índices internacionais.”

O dirigente da Abemi argumenta que é necessário vencer alguns desafios para o setor manter o crescimento e ter sua capacitação reconhecida pelo mercado. O primeiro é a falta de investimento continuado e sustentável. “A indústria precisa ter uma visão clara, de longo prazo do setor, para poder investir em tecnologia e qualificação de recursos humanos, bem como ter uma organização competitiva e continuada em implantação de empreendimentos”, pontua.

Ele defende também aumento do ‘conteúdo local competitivo’. Para que isso ocorra, é necessário dar à indústria brasileira oportunidade de desenvolver tecnologia e de ter

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Foto: Agência Petrobras

petrobras 60 anos

Número de termelétricas próprias Capacidade de geração elétrica em usinas próprias e em participações

18 6.625 MW

deverão ser revistos. “A começar pelo custo Brasil. Também é importante que tenhamos marcos regulatórios mais previsíveis do que os atuais, visando a redução de prazo e custo”, salienta. E vê como positiva a parceria colaborativa entre empresas do segmento de óleo e gás, operadoras, centros de pesquisa e universidades. “Isso é importantíssima para o desenvolvimento de tecnologia e de melhores práticas para o segmento”, conclui o presidente da Abemi.

Política industrial

a responsável por aportar o transferidor de tecnologia.”

Muller pondera que, para aumentar a competitividade da indústria, vários aspectos institucionais

O marco regulatório não é visto como problema, para o diretor executivo de Petróleo, Gás, Bioenergia e Petroquímica da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e

Financiando a inovação

precisam desenvolver alguns pontos relativos à gestão e governança, que é justamente o que vai permitir a continuidade e sustentabilidade de seus negócios. “Isso daria maior conforto à financiabilidade da cadeia, que é um ponto crítico para a definição dos custos dos projetos.”

Silveira frisa, ainda, que previsibilidade de demanda pressupõe a existência de contratos firmes que permitam ao empresário investir sabendo que será contemplado com vendas líquidas e certas. “Os planos de negócios das companhias demonstram que a demanda existe, mas a forma de relacionamento com a cadeia de fornecedores e subfornecedores, baseada em grande parte em compras esporádicas, ainda não permite o pleno desenvolvimento de uma indústria de fornecimento sustentável”, pondera.

Ele observa que como maior operador, a Petrobras é também a maior demandante de bens e serviços. Fato que, “aliado à política de conteúdo local, potencializa a criação de uma cadeia de fornecimento forte, sustentável e competitiva, que pode ajudar a perenizar este setor da economia”, avalia. É importante, portanto, que a Petrobras “ajude a criar as condições para que esta cadeia possa investir, assumindo o risco deste mercado, porém sabendo que a demanda da petroleira é firme e previsível”.

uma atuação de destaque em desenvolvimento de projeto básico.

“Portanto, é importante que o projeto básico seja contratado junto à empresa brasileira e que esta seja

Duas importantes instituições de apoio e fomento à inovação também acreditam no potencial de expansão da indústria brasileira, movido a petróleo e gás, sobretudo do pré-sal. “O pré-sal é uma oportunidade única para o país e é preciso aproveitá-la da melhor forma possível, para que haja o desenvolvimento tecnológico dessa indústria, com bases sustentáveis e competitivas de longo prazo, para que ela possa competir de forma global”, afirma o superintendente de Óleo e Gás do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Rodrigo Bacellar. “Esse é o grande objetivo. E todos os setores vêm trabalhando nesse sentido, desde a parte regulatória, passando pelos financiadores e todos os players do mercado”, salienta ele.

Bacellar pontua que o setor de óleo e gás hoje tem um grande volume de recursos voltados para inovação, provenientes do percentual da participação especial das empresas e de linha de financiamento do próprio banco e da Agencia Brasileira de Inovação (Finep), 48

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que atuam através do Inovapetro. “A previsão é que o BNDES destine mais de R$ 3 bilhões para inovação”, observa, frisando que o poder de compra da Petrobras também é decisivo para incentivar outras empresas a investir em produtos melhores. “Sendo assim, a Petrobras também fomenta o crescimento e modernização da indústria.”

Citando a criação do Cenpes e tudo que a instituição gerou em termos de inovação e capacidade técnica para a companhia e toda a cadeia produtiva, Bacellar acredita que a contribuição mais importante da Petrobras para a próxima década é o “transbordamento dessa cultura da inovação”.

Para o superintendente de Petróleo, Gás e Indústria Naval da Caixa, Antonio Gil Padilha Bernardes Silveira, alcançar a competitividade, investir cada vez mais em inovação, assim como o desenvolvimento da gestão e da governança de empresas que experimentam um rápido crescimento, requer escala, p rev i s i b i l i d a d e .

Em geral, aponta, as empresas estão tecnicamente preparadas, mas ainda

TN Petr贸leo 91

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Equipamentos (Abimaq), Alberto Machado. O que falta é política industrial definida, para o país produzir e exportar produtos de alto conteúdo tecnológico e, em consequência, de alto valor agregado. “Isso é fundamental para tornar a indústria nacional competitiva. E que seja uma política com regras claras: com o nível adequado de informações, com margens que permitam novos investimentos e ampla oportunidade de participação nos empreendimentos e operações do setor de petróleo e gás”, detalha.

Foto: Agência Petrobras

petrobras 60 anos

Número de empregados próprios do Sistema Petrobras

85 mil

Número de empregados próprios da holding

62 mil

Citando os gargalos já apontados por outros dirigentes, Machado

defende a ‘ reabilitação’ da engenharia nacional para que os projetos possam ser desenvolvidos no Brasil, com especificação de itens que estejam disponíveis no país, eliminando projetos com tecnologias proprietárias que atrelam o suprimento a fornecedores estrangeiros predefinidos e minando, na origem, as possibilidades de aumento de conteúdo local. “A despeito dos crescentes índices de conteúdo local, muitos setores da cadeia de valor ainda não têm conseguido experimentar o aumento de demanda decorrente das operações e, principalmente, dos crescentes investimentos anunciados”, explica.

De acordo com o dirigente da Abimaq, existem desafios tecnológi-

Sustentabilidade tecnológica O modelo da rede temática de óleo e gás implantado é fundamental para que a indústria se mantenha tecnologicamente atualizada, na opinião de Ricardo Reimer, presidente da SAE Brasil “O progresso tecnológico global na área de energia e de transportes é enorme, sendo prioritário continuar a investir nesses setores. Para isso, também é fundamental a ampliação da formação de recursos humanos capazes de possibilitar ao Brasil manter-se em posição de destaque no mundo”, diz o dirigente.

Ele também defende que a indústria nacional precisa de um choque de competitividade, com saltos tecnológicos específicos nos distintos setores e com a redução Custo Brasil, através de melhorias substanciais na infraestrutura de transporte e logística e na formação de recursos humanos.

“As companhias internacionais podem contribuir muito com o aporte de conhecimento tecnológico e de gestão atualizados, capital dirigido à exploração eficiente e sustentável dos recursos naturais. É fundamental, portanto, 50

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que essa cultura de cooperação seja ampliada entre os atores locais, sem perder de vista a cooperação internacional”, conclui Reimer.

Para o presidente da Associação Brasileira de Tecnologia em Petróleo, Gás e Energia (Abratep), Marcos Cleyton Santos, a diversidade da indústria nacional e a disponibilidade de recursos naturais dão ao país excelentes oportunidades para se desenvolver de forma sustentável, combinando crescimento econômico, inclusão social e conservação ambiental. “A priorização das preocupações com a sustentabilidade na agenda estratégica das empresas e dos governos é uma realidade. Para além de casos isolados de sucesso, as repercussões dessa atitude são sentidas em setores inteiros da economia.

Avanços ainda são necessários, mas o caminho já está identificado e não há retorno possível”, afirma.

Marcos Santos observa que os cenários futuros apontam que países fora da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Económico ou Econômico (OCDE),

incluindo o Brasil, serão responsáveis pela maior parte do consumo adicional de energia global, em função da expectativa de desenvolvimento econômico dessas regiões.

“Com a descoberta do pré-sal, as reservas brasileiras de hidrocarbonetos alcançarão volumes muito significativos, os quais sustentarão a autossuficiência do país por várias décadas”, agrega.

De acordo com Santos, a constante busca da eficiência no uso de recursos e a necessidade de aumentar a competitividade industrial estão na pauta de todas as áreas. “Incentivos à inovação e ao desenvolvimento científico e tecnológico são estratégicos para a transição a modelos mais sustentáveis de produção”, frisa, observando ainda que são importantes também as estratégias para aprofundar as ações coordenadas internamente na indústria nacional e desta com os governos e as organizações da sociedade civil. “A disseminação de práticas sustentáveis por meio das cadeias de suprimento e o incentivo para que as empresas assumam o protagonismo de iniciativas de gestão integrada dos territórios são ferramentas poderosas”, conclui.

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Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

petrobras 60 anos

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cos a superar, tanto do ponto de vista das operadoras quanto das demais empresas que integram a cadeia de valor do setor. “O Brasil ainda carece de um fortalecimento na geração de tecnologia, que passa por maior integração do mercado fornecedor com a academia e institutos de C&T e pela viabilidade da obtenção de recursos a serem repassados diretamente para as empresas”, afirmou.

Mas ele vê avanços, afirmando que a disponibilização de pessoal qualificado, apesar de ser de grande complexidade, pois envolve deficiências de formação que vêm desde o ensino básico, está sendo equacionada. “O fato de os empreendimentos do setor apresentarem longo tempo de maturação, permite que sejam adotadas medidas para o desenvolvimento das carreiras necessárias.”

Ele considera bem-sucedido o modelo de cooperação em P&D seguido pela Petrobras, utilizando os recursos para C&T provenientes de campos com participação especial.

“Temos mais de 50 redes tecnológicas envolvendo mais de cem entidades de ensino e pesquisa, a maioria desenvolvendo projetos relacionados à Petrobras.” Mas quando se trata dos demais elos da cadeia, segundo ele, esse relacionamento ainda é incipiente. “No Brasil ainda existe pouco investimento em inovação dentro das empresas”, conclui Alberto Machado.

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petrobras 60 anos

Um horizonte de 30 anos Uma década sem igual na história da indústria brasileira do petróleo, os últimos dez anos tiveram como um dos principais marcos dessa verdadeira revolução, que mobilizou toda a cadeia produtiva de óleo e gás, a retomada da indústria naval.

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Foto: Agência Petrobras

Foto: Divulgação Keppel Fels

I

mpensável ainda no limiar do novo século, a reativação, crescimento e expansão física do parque produtivo naval, depois de longo período de estagnação, é uma realidade incontestável, a despeito dos desafios que o setor ainda tem a superar para assegurar a sustentabilidade desse setor, que hoje emprega mais 70 mil trabalhadores diretos.

“Realizamos em dez anos o que muitos países levaram o dobro”, destaca Ariovaldo Rocha, presidente do Sindicato da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval). “E a cada ano a construção naval brasileira se torna mais competitiva”, agrega.

O dirigente afir ma que em todos os países onde existe a construção naval, ela é um projeto do Estado, com apoio da sociedade.

“Para ela são direcionados incentivos, subsídios, recursos a fundo perdido para desenvolvimento de tecnologia. E os governos pagam a formação de recursos humanos nos estaleiros, nas universidades e nas escolas técnicas”, pontua, afiançando que a construção naval brasileira está se desenvolvendo na direção certa.

Rocha assinala que se no final dos anos 1990 a Petrobras tinha a preocupação de ficar totalmente dependente dos estaleiros internacionais, no início da década de 2010, dispõe de um parque produtivo naval com capacidade local para atender uma demanda estratégica. “Essas metas

têm sido atingidas”, frisa, reconhecendo que os desafios existem e devem ser superados. “Hoje, já existe uma indústria naval local em condições de realizar parcerias internacionais, coisa que dez anos antes não havia.

Os estaleiros precisam ter continuidade nas encomendas e volume para realizar ganhos de escala na produção. Essa é a direção que estamos caminhando”, assegura Rocha.

De acordo com o presidente da Sinaval, os desafios diagnosticados são praticamente os mesmos em

todos os países: desenvolvimento de novas tecnologias, inovação nos processos, qualificação de recursos humanos, marcos regulatórios apropriados, correlação realista entre impostos e produtividade.

“Existem questões que precisam ser mudadas, entre elas a guerra comercial nas fronteiras internacionais. A mudança é o ambiente cotidiano. Não existem cenários fixos e sim possíveis. É isso que assistimos hoje”, pontua, salientando que temas como o conteúdo

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Política de Estado Rocha admite que não há nada equivocado no fato de a Petrobras executar uma política de Estado de conteúdo local para construir localmente capacidade produtiva de parte da sua demanda. “A maioria dos países tem políticas parecidas. As tendências indicam um futuro em que a tecnologia e a qualidade dos recursos humanos serão os elementos principais. A esses elementos, o capital, o dinheiro dos investidores, recorrerá para realizar seus projetos”, assegura. E acredita que a chamada “indústria nacional offshore”, fomentada pelos investimentos da Petrobras, coloca o Brasil na direção da nova fronteira de desenvolvimento, que são as riquezas e desafios do mar.

“Estudos internacionais apontam que a indústria marítima será o novo foco de investimentos, com a expansão do transporte marítimo e o aumento da atividade de mineração, no subsolo marinho”, pontua, observando que a indústria eólica offshore é uma realidade na Europa. “A produção de óleo e gás offshore é o principal fator im-

Foto: Divulgação

local recebem críticas “típicas da batalha dos interesses comerciais”.

Foto: Agência Petrobras

petrobras 60 anos

pulsionador para a construção de um novo setor produtivo e de uma nova categoria de profissionais altamente qualificados”, afirma, apontando a indústria da construção naval como um exemplo deste processo.

“Os planos e projetos apontam para uma continuada expansão da atividade de pesquisa e desenvolvimento de tecnologia para o segmento

offshore, envolvendo universidades e centros de pesquisa em diversas regiões do país”, diz Rocha, afirmando que ilhas de produção de petróleo e gás serão projetadas e desenvolvidas, e sistemas complexos offshore e subsea exigirão soluções inovadoras.

“Tudo isso movimenta uma rede de fornecedores locais e internacionais, que terão uma colaboração cada vez mais estreita, criando valor e oportunidades.”

O presidente da Sinaval observa que parte relevante da demanda da Petrobras por plataformas, sondas e navios de assentamento de dutos é atendida por estaleiros

Segurança redobrada com a Amazônia Azul A sustentabilidade da indústria offshore está respaldada em operações cada vez mais seguras, na opinião do vice-almirante Cláudio Portugal de Viveiros, diretor de Portos e Costas (DPC), lembrando que nesta e nas próximas décadas, o contínuo crescimento das atividades petrolíferas vai se dar em águas cada vez mais profundas e mais afastadas da costa.

“Com o advento do pré-sal, em águas ultraprofundas, já nos limites de nossa Amazônia Azul, acreditamos que a Petrobras poderá dar uma grande contribuição para a evolução do setor petrolífero, com os consequentes benefícios para o país, dando ênfase àquilo que sempre fez, investindo com muito profissionalismo, competência e determinação, para o surgimento de novas tecnologias, respaldadas por 56

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segurança na sua aplicação”, afirma o diretor da DPC. E salienta que foi graças ao desenvolvimento e à manutenção de uma estrutura técnica e profissional de elevado nível, capaz de desenvolver e aplicar tecnologias inovadoras, adequadas, exequíveis e aceitáveis, permitindo a exploração, produção e transporte do petróleo e seus derivados, em ambiente marinho, que a Petrobras se consolidou no cenário internacional como uma das maiores companhias petrolíferas do mundo.

“Sabemos do elevado nível de riscos envolvidos no exercício de tais atividades, sendo imprescindível reduzi-los,

mantendo-os em patamares aceitáveis, permitindo um contínuo crescimento e desenvolvimento das atividades petrolíferas, em águas jurisdicionais brasileiras, de forma sustentável e segura”, afirmou o vice-almirante Viveiros. “E isso só é possível por meio do permanente, crescente e contínuo desenvolvimento e aplicação de uma política prioritária de segurança, meio ambiente e saúde.”

Para o diretor da DPC, há dois desafios prioritários para a evolução contínua desta indústria: “Os tecnológicos, que abrangem novas tecnologias de exploração, produção, segurança, logística de pessoal, material, abastecimento e distribuição, e a necessidade de um esforço concentrado para formação de mão de obra especializada, em todos os níveis, em quantidade e qualidade necessária ao atendimento das necessidades”, conclui.

Visão de futuro da indústria de óleo e gás internacionais. “Os estaleiros locais estão começando a atender uma parcela dessa demanda”, ressalva, lembrando que um estaleiro é um ativo produtivo de grande flexibilidade, capaz de construir plataformas e navios de diversos tipos.

Pontuando que se trata de uma indústria globalizada, que no Brasil abrange grandes grupos empresariais brasileiros e internacionais, sócios e controladores de estaleiros, ele afiança que ninguém está realizando investimentos pensando em 2020. “Eles estão vendo muito além”, garante, observando que hoje há uma colaboração internacional inédita, com cascos de plataformas sendo convertidos em estaleiros internacionais enquanto que a integração dos módulos de processo é realizada no Brasil.

“Estamos num cluster com a Coreia do Sul, China, Cingapura, Japão e com a Noruega, para citar alguns países. Esse sistema, que agrega ca-

pacidades produtivas e tecnológicas, tem diante de si as perspectivas de um mercado mundial, no qual já começam a surgir as demandas de outros países, como da África”, conclui Ariovaldo Rocha.

Cadeia produtiva Presidente da Associação Brasileira das Empresas do Setor Naval e Offshore (Abenav), Augusto Mendonça reconhece que grande parte dos materiais e equipamentos utilizados na construção de uma plataforma vem sendo atendida com competência e competitividade pela indústria brasileira, mesmo em uma economia com uma das mais altas tributações do mundo. “O Brasil tem um parque industrial complexo e é exportador de vários materiais e equipamentos utilizados também na construção de embarcações e plataformas”, diz ele, afirmando que menos de 30% desses itens ainda não possui fabricantes nacionais, demandando a importação dos mesmos.

A OTZ Engenharia parabeniza a Petrobras pelos seus 60 anos de vida e se orgulha em fazer parte desta história.

Criada em 2002, a OTZ Engenharia é uma empresa multidisciplinar de Projetos & Consultoria atuante em setores como Óleo & Gás, Energia, Química & Petroquímica, Papel& Celulose, Naval e Infraestrutura. Elabora projetos Conceitual, Básico, FEED e Executivo, possuindo importantes alianças tecnológicas no Brasil e exterior.

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“Mas, para continuar respondendo pela parcela maior, a indústria nacional precisa melhorar sua competitividade, de forma a atender as necessidades do mercado em termos de preço, boa qualidade e prazo dos cronogramas, que são sempre um grande desafio”, assegura o dirigente da Abenav.

Lembrando que o modelo adotado no Brasil é inspirado em países como o Reino Unido e Noruega, que aproveitaram os recursos gerados pelo petróleo para promover o desenvolvimento da indústria desse setor, ele afirma que é fundamental a articulação entre as fontes de pesquisa, desenvolvimento e inovação, as ações para qualificação de recursos humanos (estas devem entender a real necessidade da indústria) e o desenvolvimento de infraestrutura para se desempenhar de maneira eficiente.

“As empresas vêm investindo bastante nesses fatores, pois sabem que existe um grande mercado pela frente e o Brasil precisa aproveitar esse

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Parabenizamos a Petrobrás pelos 60 anos de sucesso, inovação e contribuição para o desenvolvimento do Brasil e da indústria de petróleo e gás!

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petrobras 60 anos momento para desenvolver o setor para torná-lo sustentável”, pontua.

“Ou seja, torná-lo competitivo mundialmente, fazendo com que seus estaleiros e, por consequência, a cadeia de fornecedores tenham competitividade em termos de preço e prazo frente às empresas internacionais.”

Apoio estratégico Ronaldo Lima, presidente da Associação Brasileira das Empresas de Apoio Marítimo (Abeam), concorda que os desafios da indústria de óleo e gás no campo tecnológico são grandes, em especial no desenvolvimento das reservas do pré-sal.

E pontua que é justamente pelas distâncias das operações, a mais de 300 km da costa, que o desenvolvimento do apoio marítimo, com o

crescimento da frota mais moderna e equipada para as novas necessidades, torna-se crucial.

Ele engrossa o coro de vozes, de diferentes setores, que aponta o Custo Brasil como um dos grandes desafios, que precisa ser combatido com eficiência e vontade política, para que a indústria brasileira possa competir no mercado internacional. “Alguns pontos que interferem diretamente no apoio marítimo são os elevados custos operacionais das embarcações, a inexistência de índices de custos do apoio marítimo que possibilite

A expansão física do parque produtivo naval, que hoje se estende literalmente do Nordeste ao Sul do país, comprova a consolidação da retomada dessa indústria. “Existem muitos investimentos em novos estaleiros que, devido às características de sua curva de aprendizado, precisam de tempo para se consolidar”, pontua o vice-presidente de marketing do E s t a l e i ro Va rd , Marcelo Arantes.

“Mas é necessário que o mercado mantenha o ritmo de encomendas e permita que isto aconteça, evitando hiatos como ocorreu com a crise de 2008”, acrescenta.

O investimento do grupo Vard na implantação de um novo estaleiro no Nordeste e o segundo em Pernambuco, no Complexo Industrial de Suape, é exemplo dessa nova configuração da indústria naval. Vizinho de muro do Estaleiro Atlântico Sul (EAS), o Vard Promar, novo nome do Estaleiro STX Promar após a aquisição do STXosv pelo grupo Fincantieri, contribui para dar forma ao polo naval pernambucano.

“Este novo estaleiro está dimensionado para atender a atual demanda 58

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Foto: Divulgação Vard

Parque naval expandido

e preparado para a futura expansão do mercado”, afiança o executivo. Em junho, o estaleiro deu a partida em suas operações, com o corte da chapa de aço do primeiro navio do empreendimento, que segue em construção em simultâneo.

Arantes afirma que a consolidação da própria indústria petrolífera brasileira depende da projeção e realização de investimentos contínuos no setor e do uso do parque produtivo local, dentre eles a construção naval, que vem se renovando e qualificando uma nova geração de profissionais. “A sustentabilidade dessa expansão depende do planejamento estratégico e da realização e continuidade dos investimentos da Petrobras, de modo a permitir que a indústria naval possa avançar neste período, respeitando sua curva de aprendizado, até estar devidamente consolidada”, pondera.

O executivo explica que a demanda do setor offshore movimenta parte

a atualização dos contratos, a falta de estaleiros para reparo, fato que deverá se agravar ainda mais com o aumento previsto da frota e a instabilidade e complexidade da legislação tributária”, pontua Lima.

Em termos de estruturação do setor, ele frisa que a consciência nacional da necessidade do crescimento do setor de petróleo com sustentabilidade tem sido responsável pelo surgimento de organizações como a Organização Nacional para Indústria do Petróleo (Onip), ações governamentais como o Prominp, novos cursos e especializações nas universidades. “O ambiente de cooperação entre o governo e as entidades privadas também é essencial para o crescimento da produção do petróleo”, conclui. expressiva da indústria naval, especialmente aquela dedicada à construção de plataformas e sondas. No entanto, desde a crise de 2008, houve redução no ritmo das encomendas aos estaleiros dedicados à construção de embarcações de apoio offshore. “Ao invés de construir novas embarcações no Brasil, foi dada preferência à contratação de embarcações estrangeiras, cujo preço de afretamento estava reduzido devido à baixa demanda do mercado mundial”, explica Arantes. Segundo ele, passada a crise, as embarcações estrangeiras estão deixando o país em busca de mercados mais atraentes, deixando uma lacuna.

“A indústria offshore voltou aos estaleiros nacionais para construção de novas embarcações. A perspectiva atual está centrada no atendimento desta demanda interna, com o desenvolvimento e a capacitação da indústria naval nacional”, afirma Arantes, observando que esse crescimento depende de fatores externos ao setor, como a estabilidade política e o investimento em infraestrutura, bem como da manutenção do conteúdo local. “Assim estaremos incentivando não apenas o crescimento interno, mas também atraindo o investimento estrangeiro e, com ele, propiciando a absorção de novas tecnologias”, conclui o vice-presidente do Estaleiro Vard.

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petrobras 60 anos

Soluções com tecnologia local Empresas nacionais e companhias estrangeiras instaladas no Brasil aliam suas expertises em parcerias que buscam desenvolver tecnologia de ponta para os desafios locais com perspectivas de disponibilizá-las no mercado internacional.

A

transferência de tecnologia tem sido, há mais de duas décadas, a grande batalha da indústria brasileira, nos mais diversos segmentos, no processo de globalização da economia.

Essa questão ganhou nova dimensão com o aquecimento da indústria brasileira de petróleo e gás, que vem alavancando o desenvolvimento do parque produtivo local e também da pesquisa e desenvolvimento no país.

“Essa é, com certeza, uma das grandes contribuições da Petrobras e do setor petrolífero: impulsionar a cadeia nacional de fornecedores a buscar soluções com tecnologia nacional”, afirma o diretor comercial e de marketing da multinacional FMC Technologies, José Mauro Ferreira.

Ele observa que existe um grande movimento em função da demanda gerada que está impulsionando o crescimento da indústria de óleo e gás no país. “A maioria dos investimentos se dá em águas profundas, o que faz gerar mais encomendas para empresas do setor, possibilitando a criação de mais empregos e a geração de negócios para a cadeia de fornecedores”, afirma, e cita como exemplo desse processo o Separador Submarino de Água-Óleo (SSAO), desenvolvido pela FMC no Brasil e em parceira com a Petrobras.

O processo permite aumentar a recuperação do óleo e produção em longa distância com a redução da 60

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quantidade de água que chega à plataforma e ampliação da capacidade de tratamento de óleo, além de simplificar os sistemas de produção das plataformas offshore. “É o primeiro modelo no mundo para águas profundas”, frisa Ferreira. Ele pondera que o grande desafio agora, do ponto de vista da indústria, é aumentar a escala dessas demandas para a alavancada da produção nacional, com a introdução de novas soluções tecnológicas.

“Combinar a velocidade com que precisamos atender os projetos da Petrobras com a qualificação e capacitação de mão de obra é também desafiador. As demandas têm sido crescentes, é grande o volume de encomendas para uma mão de obra ainda escassa”, ressalva. “Em geral, o grande diferencial está mais em conseguir atender à demanda do que no desenvolvimento da própria tecnologia”, diz ele, agregando que algumas soluções ainda devem ser desenvolvidas num futuro próximo para outros segmentos. “Como, por exemplo, para equacionar os desafios da logística para áreas distantes de produção.”

Ferreira pontua que um dos grandes desafios do conteúdo local é expandir a cadeia de fornecedores existentes no país, aumentar suas capacidades e promover a vinda de fornecedores estrangeiros. “Os fornecedores estrangeiros alegam que têm receio em relação aos impostos e taxas de câmbio e que não têm condições de avaliar o impacto que isso pode gerar em seus negócios”, explica. Ele vê como uma grande

oportunidade a chegada de novas operadoras para aquisição de blocos nos leilões da ANP, gerando mais negócios para a indústria no Brasil.

“Além de toda a movimentação da Petrobras para duplicar sua produção, as novas operadoras irão gerar aumento da demanda... e com conteúdo local”, diz o diretor comercial e de marketing da FMC. Ele destaca que a cultura de cooperação da Petrobras com a indústria, que resultou na implantação de um grande parque tecnológico no Rio de Janeiro, vem desde o início da história da petroleira. “O pré-sal é o resultado dessa cultura e representa novos desafios e novas soluções. É preciso agora pensar em novos modelos em que parte dos investimentos em P&D poderia, por exemplo, ser direcionado aos centros de pesquisas, através de redes temáticas”, aponta.

Investimentos na expansão Outra parceira tecnológica da Petrobras, a norueguesa Aker Solutions também acredita que a indústria brasileira de petróleo e gás tem condições de aproveitar as oportunidades geradas pelo pré-sal, assim como pelo incremento da produção dos campos existentes, dando suporte ao país para tornar-se não somente produtor e exportador de petróleo como também de tecnologia.

“Do contrário, não estaríamos investindo grande volume de recursos em duas novas plantas de nível mundial, com enorme capacidade de produção”, afirma o presidente da Aker Solutions no Brasil,

Visão de futuro da indústria de óleo e gás tornar a indústria mais competitiva”, afirma o executivo. “Mas, sinceramente, em termos de tecnologia, a indústria já provou nos últimos 20 anos que sempre acaba desenvolvendo as respostas necessárias. Precisamos agora trabalhar os outros itens, que trarão competitividade e a escala necessária ao desenvolvimento dos novos campos do pré-sal.”

Araújo aponta que o modelo de parceria com universidades e centros de pesquisa, que não era comum no passado, tende a trazer enormes benefícios para a indústria brasileira. “Acredito firmemente que o modelo projetado pela ANP, que promove uma grande quantidade de recursos financeiros para pesquisa no Brasil, por empresas e projetos ligados a universidades, está no rumo certo para tornar o país um dos principais cenários de desenvolvimento tecnológico do mundo”, salienta, concluindo: “Em nenhum outro lugar existe a mesma quantidade de recursos para pesquisa

como acontece aqui. Hoje, isso é uma característica única no mundo.”

Competição tecnológica Melquisedec Santos, diretor da Subsin, empresa nacional de base tecnológica que teve origem em uma incubadora, concorda que há um cenário único no país, em função não somente dos investimentos em P&D, mas também das parcerias entre os setores públicos e privados e as universidades. “É um modelo salutar para o setor”, afirma, ponderando que os resultados podem ser melhorados.

“Um dos desafios é saber como pequenas e médias empresas de tecnologia podem acessar o sistema Petrobras”, diz ele, explicando que as exigências para empresas de base tecnológica se cadastrarem na Petrobras são as mesmas de companhias

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Luis Araújo. “Esperamos utilizar a nossa fábrica de equipamentos submarinos, em Curitiba (PR) em sua capacidade plena, atendendo não somente a Petrobras, mas também operadoras internacionais que são nossos clientes no exterior.”

Ele reconhece que o Brasil apresenta muitos desafios ao crescimento da indústria de óleo e gás nacional, “começando pelo difícil e confuso cenário tributário, que traz enormes riscos para as empresas que operam no mercado nacional, passando por diversos gargalos atuais como logística, custos elevados e escassez de recursos humanos qualificados”.

E observa que tudo isso compõe o Custo Brasil, não havendo, portanto, apenas um ou outro ponto a ser equacionado. “Há, sim, uma conjuntura que devemos trabalhar forte para

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petrobras 60 anos de grande porte. “Isso acaba sendo um impeditivo para essas empresas de terem oportunidade de colocar seus desenvolvimentos tecnológicos no mercado.”

O executivo lembra, ainda, que as empresas competem com universidades na prestação de serviços para o Cenpes, Centro de Pesquisa da Petrobras, que tem de seguir a Lei de Licitações. “Muitas vezes seus pesquisadores preferem contratar universidades, dado que a burocracia na contratação de universidades é mínima”, diz ele, observando que isso gera um problema para as empresas de bases tecnológicas, formadas por egressos do meio acadêmico que buscam oportunidades como empreendedores.

Mais além dessas questões, ele acredita que brasileiras como a Subsin têm muito a contribuir para viabilizar a exploração do pré-sal. “Sem dúvida são inúmeros os desafios do ponto de vista tecnológico, financeiro e político.

A Petrobras possui tecnologia para exploração do pré-sal. Entretanto, algumas tecnologias configuram-se como estado da arte e, consequentemente, seu custo é elevado”, desataca Santos. “Dessa forma, o desenvolvimento tecnológico se faz necessário no sentido de se encontrar tecnologias que apresentem bom equilíbrio custo-benefício.”

Outro desafio, segundo ele, é a redução das intervenções do governo na companhia, o que aumentaria sua competitividade. “A intervenção governamental na Petrobras é clara, seja do ponto de vista político ou financeiro”, frisa.

Melquisedec Santos sugere que, para que sejam aproveitadas todas as oportunidades proporcionadas pelo pré-sal, é fundamental que haja uma visão de futuro, de planejamento de longo prazo por parte do governo, da indústria e também da Petrobras. “Sem o estabelecimento de bases consolidadas para o setor de óleo e gás no Brasil, o setor ficará à mercê de governos e de oscilações naturais que essa 62

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indústria oferece em nível mundial”, conclui.

Competitividade A consolidação de novas tecnologias para exploração e produção de petróleo em ambientes desconhecidos até há poucos anos, como a camada do pré-sal, será um dos principais desafios a serem superados e uma das grandes conquistas do Brasil no cenário mundial, na opinião do presidente da italiana Prysmian Group da América do Sul, Armando Comparato Junior.

“As empresas instaladas no país vão contribuir para o desenvolvimento, em parceria com a Petrobras, de uma tecnologia nova e avançada, produzida com elevado conteúdo local. O que habilitará, a todas as empresas desta cadeia, a disputar em condições competitivas em novos mercados no exterior ”, aposta o executivo.

Para ele, além da já reiterada qualificação de recursos humanos, sobretudo profissionais de P&D, os desafios que a indústria deve olhar como prioridade são a disponibilidade de capital para realizar investimentos muitas vezes com elevado risco tecnológico, logística, capacidade de resposta a necessidades urgentes, planejamento e adaptação a mudanças constantes. Daí a importância, na visão dele, de se reforçar a cultura da cooperação. “O envolvimento de toda a cadeia é fundamental”, afirmou, lembrando que essa tem sido a filosofia de trabalho da própria Prysmian. “Temos muitas parcerias com centros de pesquisa e desenvolvimento, forte interação com os fornecedores de matérias-primas, para desenvolvimentos de novos materiais que atendam aos rigorosos requisitos que se fazem necessários hoje”, observou Comparato.

Esse relacionamento se estende aos fabricantes de máquinas, com os

quais buscam desenvolver os equipamentos adequados aos processos requeridos e integração total com entidades certificadoras. “A Prysmian tem buscado também soluções logísticas que viabilizam o atendimento imediato das necessidades do cliente”, conclui o executivo.

Cuidados ambientais Esta tem sido uma preocupação constante do grupo suíço Clariant, que fornece soluções químicas para a Petrobras há quatro décadas. “Garantir que o maior volume de negócios e atividades seja tratado dentro de um escopo ainda mais rigoroso de segurança de trabalho e ambiental, com menor nível de acidentes, emissão de poluentes é um desafio. Por isso, o desenvolvimento de soluções químicas cada vez mais compatíveis com o meio ambiente é um dos focos da companhia”, afirma Carlos Tooge, vice-presidente da Clariant Oil & Mining para a América Latina.

Ele afirma que a Petrobras promove o desenvolvimento tecnológico sustentável e prima por defender relações sustentáveis de médio e longo prazo. “É fundamental continuar investindo em projetos de desenvolvimento de tecnologias que favoreçam a exploração, o tratamento e o refino em condições logísticas e ambientais favoráveis”, acrescenta o executivo, observando que, dentro da própria indústria de petróleo, dobrar uma produção de 2 milhões para 4 milhões de barris/dia representa um grande esforço em várias frentes. “Um deles é a logística, para transportar pessoas, equipamentos e produtos químicos essenciais para as atividades de exploração e produção, para alto-mar, a mais de 300 km da costa, dentro de condições ótimas de segurança, meio ambiente e eficiência de tratamento”, pontua.

Do ponto de vista da indústria química, Carlos Tooge salienta que

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petrobras 60 anos os desafios vão desde o desenvolvimento de novas tecnologias químicas (equipamentos e processos) para assegurar maiores índices de eficiência em ativos de produção, principalmente offshore (tanto no pré-sal, como em campos maduros ou de óleo pesado) à qualificação de profissionais, para que tenham as competências necessárias, em tempo e forma suficientes para atender à demanda.

Essa é uma das razões que levaram o grupo suíço a instalar no Rio de Janeiro um Centro Tecnológico com foco no pré-sal brasileiro e demais cenários de E&P em águas profundas, em operação desde o ano passado. “Mais recentemente, a Clariant inaugurou um novo laboratório de P&D de catalisadores para as indústrias químicas e de petróleo e gás no município de Suzano (SP), que deve servir de apoio para a empresa atender à demanda latino-americana”, agrega o vice-presidente da Clariant para a América Latina.

“Atuamos em toda a cadeia de valor.

Por isso, nossas expectativas são otimistas. Temos muito que contribuir para superar estes desafios”, finaliza.

Centro técnico Pesquisa e desenvolvimento de soluções e suporte técnico são também prioridades da norte-americana Ecolab, que comprou a empresa conterrânea Nalco, para atuar mais forte

no setor de energia e tratamento de água – e com isso mais que dobrou seu tamanho no mercado brasileiro.

“O pior cenário, para qualquer segmento da indústria, é ter oportunidades e não ter recursos humanos qualificados para implementá-las”, frisa Francisco Fernandez, gerente regional de vendas da Ecolab, que surpreende ao afirmar que as grandes desco bertas de petróleo no país se ajustam ao Custo Brasil e ao marco regulatório atual.

Fer nandez aponta que o modelo de parceria que compartilha conhecimento e melhores práticas em forma de redes ou JIPs (Joint Improvement Partnership) é a melhor forma de se resolver desafios da indústria.

“Para nós, esse modelo tem uma única característica – a vontade de crescer do ser humano no aspecto de conhecimento e, é claro, economicamente. Lembremos que quem faz a indústria, as universidades, os centros de P&D são “pessoas” com essa vontade de crescer ”, aponta o gerente. É dentro dessa filosofia que a Ecolab/Nalco abriu um novo laboratório de Energia, em Campinas, para desenvolver pesquisas localmente, em parceria com clientes, universi-

dades e outras instituições. “Unindo a expertise de cada setor é possível maximizar e acelerar o desenvolvimento de soluções, promovendo uma extração mais eficiente para toda a cadeia”, observa.

A empresa também reforçou sua posição no mercado, aliando o respaldo internacional da Ecolab com um forte componente local, ao inaugurar um centro técnico especializado para atender o setor de energia, com profissionais altamente qualificados no Brasil.

“Investimos em pessoas de forma significativa, pois sabemos que o crescimento do segmento pode vir a enfrentar desafios de mão de obra qualificada nos próximos anos. Dessa forma, ajudamos a promover o crescimento da indústria e a disseminação de conhecimento”, afiança o gerente da Ecolab.

Otimista quanto aos demais desafios, ele observa que as descobertas no pré-sal, assim como em outros cenários, já têm planos de desenvolvimento elaborados com base na tecnologia disponível hoje. “Acredito que a tecnologia atual, com algum desenvolvimento adicional, e a infraestrutura de P&D existentes no país vêm diminuindo muito o desafio tecnológico”, avalia.

Contudo, isso dependerá também da evolução da indústria de fornecedores, voltada para atender a demanda em curto prazo: “Aqui, a dosagem certa do conteúdo local pode influenciar

Juntos há mais de 50 anos, o Grupo Bravante, um dos maiores do mercado brasileiro de petróleo e gás, atuante nos setores de apoio marítimo e portuário, proteção ambiental, construção e reparo naval, parabeniza a Petrobras pelos 60 anos de conquistas.

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Apoio Marítimo - Apoio Portuário Proteção Ambiental - Hidroclean - Estaleiro São Miguel

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petrobras 60 anos positivamente nos resultados”, conclui o gerente da Ecolab.

Modelo saturado Considerada o motor de impulso de toda a cadeia de fornecimento da indústria de óleo e gás, a Petrobras encara desafios condizentes com os de uma empresa madura e apta a guiar um mercado que se reorganiza. “O principal desafio está relacionado à competitividade brasileira, tanto no âmbito interno quanto internacional”, diz o CEO da Chemtech, Gildeon Luiz dos Santos Filho.

Ele observa que o modelo de crescimento econômico brasileiro, nos últimos anos, tem se baseado muito em exportação de commodities, aumento de crédito, programas sociais de transferência de renda, aumento do consumo interno, levando a um grande volume de empregos gerados em segmentos de baixa produtividade. “No entanto, esse modelo está dando sinais de saturação”, pontua. “Sendo assim, o desafio passa a ser encontrar um novo caminho que permita ao país continuar crescendo sem depender desses mesmos fatores”, salienta o executivo.

E isso passa por investimentos em infraestrutura, em parceria com a iniciativa privada, tendo como base a utilização da engenharia nacional, de forma a desenvolver localmente tecnologia e toda a cadeia de suprimentos associada, retendo o conhecimento no país. “A cooperação na nossa indústria é fundamental, porque a complexidade dos projetos no setor é hoje cada vez maior, o que traz também a necessidade de competências adicionais”, finaliza o CEO da Chemtech.

Novas oportunidades “A questão da produtividade é prioritária para o desenvolvimento da indústria vinculada ao mercado 66

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de upstream. E isso somente será resolvido com o aprendizado que está sendo fomentado pela Petrobras, buscando fornecedores com soluções locais e investindo em pesquisa e desenvolvimento no mercado brasileiro”, destaca Welington Cintra, gerente da Unidade de Negócios de Óleo e Gás da ABB no Brasil.

“Essa cultura de cooperação tem sido aplicada, juntamente com a ANP, mobilizando a iniciativa privada e universidades no sentido de desenvolver novas parcerias, dando alternativas para as novas oportunidades que surgem. Isso é muito importante para a indústria nacional”, observa, acrescentando que esse movimento ainda está em fase inicial.

Outro aspecto importante, segundo ele, é o papel que a Petrobras tem no desenvolvimento da infraestrutura vinculada à indústria naval como a criação de estaleiros, para ampliar a capacidade portuária, aeroportuária e dos terminais de petróleo do Brasil.

“O potencial do pré-sal é um bom exemplo para uma visão positiva do que o futuro proporciona para essa indústria. Acredito que seremos um grande produtor e exportador de petróleo, e, com a Petrobras no comando desse processo, teremos uma tecnologia líder de mercado, sobretudo em águas profundas”, conclui Cintra.

Risco elevado É nessa maré de desenvolvimento que navega a indústria naval offshore, principalmente em decorrência do desenvolvimento do pré-sal e expansão das fronteiras exploratórias.

Até 2020, o setor tem uma expressiva carteira de encomenda que lhe dá garantia para continuar suas atividades. “É preciso entender que a indústria naval e a de shipping têm características diferentes que não são necessariamente congruentes, e a indústria naval atende a ambas.

A internacionalização deste setor deve levar em consideração as reais necessidades dos diferentes mercados para que ela se estruture de

forma a atender os segmentos nos quais ela efetivamente pode ser um competidor crível em nível internacional”, alerta o diretor comercial do Bureau Veritas, Sérgio Mello.

Qualquer investimento visando um mercado para o qual não se está preparado é um risco muito elevado, opina ele.

Mello destaca que o caminho para elevar a competitividade passa pela inclusão de mecanismos de diálogo e trabalho colaborativo, com a utilização mais generalizada, por exemplo, de projetos do tipo JIP / Joint Industry Project.

Gerenciamento Esta é a palavra-chave para a Petrobras superar os desafios dos próximos anos, na opinião de Pedro Cortonesi, gerente de Vendas da Eaton na América do Sul, a começar pela imensa carteira de projetos.

“Em nenhum outro mercado a expressão ‘tempo é dinheiro’ pode tão bem ser exemplificada. Por isso, executar pro jetos dentro do seu cronograma e dentro do seu budget é fundamental”, afirma.

Gerenciar a demanda por equipamentos junto à indústria brasileira é outro desafio. “Sondas de perfuração, equipamentos de completação, unidades de produção, em grandes volumes e em tempos recorde, que não são tradicionalmente uma característica desse mercado, mas passaram a ser uma necessidade da Petrobras.

Como adaptar essa cadeia de fornecedores a essa demanda?”, questiona Cortonesi.

O executivo pontua que outro desafio, do qual pouco se tem falado na mídia, é a necessidade de aumento do refino, em especial pelo fato de as importações de derivados

Visão de futuro da indústria de óleo e gás de petróleo – sobretudo gasolina e diesel –, comercializados a preço de mercado e internamente vendidos a preços inferiores ao seu custo, terem reduzido capacidade de caixa para continuar investindo na E&P. “Mesmo com a Refinaria Abreu Lima (Renest) e o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) entrando em operação, ainda estaremos aquém das necessidades de derivados para suportar nossa frota de carros e caminhões num cenário de crescimento, mesmo modesto, do PIB se considerarmos que o principal modal ainda é o rodoviário e que não se faz uma refinaria em menos de quatro a cinco anos”, frisa Cortonesi.

Por último, ele lembra que não menos desafiadora é alinhar expectativas de mercado (acionistas) com as expectativas governamentais, de usar a demanda da empresa por equipamentos como politica de desenvolvimento industrial (conteúdo local), tendo o Custo Brasil como barreira, enfrentando

ainda, o já discutido ‘apagão’ de recursos humanos qualificados.

Atuação conjunta “O governo tem um papel importante na garantia da competitividade da indústria brasileira, pois depende dele a redução de custos, para que as companhias fabricantes de manufaturados, que agregam alto valor aos produtos comercializados, possam competir em igualdade de condições com seus competidores internacionais”, afirma o diretor de vendas da WEG Automação, Helcio Makoto Morikossi.

Obser vando que o desenvolvimento consolidado pela indústria petrolífera tem tido a participação de empresas nacionais, tanto no fornecimento de equipamentos como no de engenharia, o executivo também defende a

continuidade e ampliação do modelo de parceria público-privado. “A WEG, tem vários desenvolvimentos completados por solicitação da Petrobras e com apoio de agências de fomento do governo, como BNDES e Finep, dentro do Prominp”, diz Morikossi .

Conversores de frequência para bomba submersa de petróleo, cubículos de média tensão para plataformas offshore e geradores de dois polos (de turbina a gás e a vapor) são alguns exemplos desta parceria que permitiram à WEG ter uma solução nacional técnica e comercialmente compatível com os padrões internacionais.

Nova geração Concorda com ele o vice-presidente do Geomercado Brasil da Baker Hughes, Benjamin Laura, para quem os desafios decorrentes das grandes descobertas no pré-sal

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estão sendo tratados de forma proativa no Brasil, ainda que infraestrutura continue a ser um ponto delicado, na medida em que o setor avança para novas oportunidades. “O modelo de parceria tem sido importante inclusive para aumentar o foco em petróleo e gás nas universidades e escolas técnicas. Esta nova geração de profissionais ajudará a indústria a satisfazer aspirações de crescimento significativas e a superar os desafios com soluções técnicas inovadoras”, afirma o executivo.

Segundo Benjamin Laura, “o pré-sal é uma grande e animadora oportunidade para o Brasil tornar-se um dos principais produtores e exportadores de petróleo do mundo”.

Intercâmbio de experiências Ricardo Alves, diretor da Locar, empresa de locação de equipamentos da construção civil, também aposta nessa oportunidade. “Sabemos que os principais desafios são o desenvolvimento tecnológico em prospecção em águas ultraprofundas e a fabricação de equipamentos próprios para viabilizar essas operações”, destaca.

Ele agrega a essa lista a expansão e capacitação da indústria naval para ofertar produtos de forma mais competitiva, frente ao Custo Brasil, e também um esforço na formação de mão de obra especializada nos vários segmentos desta cadeia produtiva.

“Penso que as parcerias têm ajudado nesse sentido, além de reforçar o intercâmbio de experiências em tecnologia. Mas dada a dimensão do potencial petrolífero do pré-sal, temos pela frente um grande desafio.”

Prospecção avançada Visão de futuro foi o que levou a Geoquasar Geophysical Services, uma das poucas empresas 100% brasileiras que atuam nesta área, a se antecipar às demandas futuras do mercado de petróleo e gás, por 68

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Foto: Agência Petrobras

petrobras 60 anos

conta dos 142 blocos arrematados na 11ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em maio.

Atenta ao potencial de serviços que os quase R$ 6 bilhões de recursos do programa exploratório mínimo exigido pela ANP, a Geoquasar fez uma prospecção prévia da infraestrutura existente nestas locações, visitando cada um dos blocos licitados em terra firme.

“Temos boas expectativas, pois dispomos de todos os subsídios necessários para apresentar propostas bem estruturadas e mais competitivas”, afirma o CEO da Geoquasar, Marcos de Almeida, que estruturou a empresa justamente na época das vacas magras em levantamentos sísmicos (período em que o país não teve leilões de blocos exploratórios).

Almeida acredita que a aposta foi certa, a despeito dos desafios enfrentados nos últimos anos. Prova é a infraestrutura novinha em folha da empresa, com sede na Barra da Tijuca, Zona Oeste do Rio de Janeiro, e uma nova base operacional em Catu, Bahia, para atender ao aquecido mercado nordestino.

De olho também no setor de mineração, no qual vem crescendo o uso de sísmica terrestre 3D, Almeida observa que o mercado ganhou muito esses anos, graças aos investimentos realizados pela Petrobras, principalmente em pesquisas novas fronteiras.

“Ela é líder em investimentos, geofísica, geologia, petrofísica e engenharia”, pontua o executivo.

Concordando com outros empresários que a política regulató-

ria, os altos juros, a carga tributária são desafios a serem superados pelo país, além da atratividade das economias emergentes no cenário mundial de óleo e gás, o CEO da Geoquasar afirma que o modelo de cooperação tem que ser revisto, para beneficiar mais empresas.

“Existem inúmeras empresas e profissionais que poderiam contribuir cada vez mais para a evolução do setor, mas este é um jogo que precisa ser mais democratizado”, conclui o executivo.

Impacto nos custos Também é crítica a visão de Alessandro Diniz, líder da Vertical Óleo e Gás da Imagem, empresa que atua na área de geoinformação, fornecendo serviços para praticamente todas as etapas da indústria de óleo e gás: desde a exploração e monitoramente ambiental até o transporte, refino e distribuição.

O maior desafio da Petrobras e de todo o setor, segundo ele, é adaptar, desenvolver e aprimorar tecnologias para exploração e produção das descobertas na área do pré-sal. “O que implica uma enorme complexidade logística e ambiental, para citar apenas dois aspectos”, frisa.

Diniz destaca ainda que os desafios vão bem além da exploração e produção, pois os volumes esperados na explotação do pré-sal, somados aos campos já em produção, vão demandar grandes investimentos, sobretudo nas áreas de transporte e refino.

Diniz considera relevantes os desafios já mencionados, sobretudo os relacionados aos investimentos no desenvolvimento da infraestrutura, mas considera que é fundamental também que haja uma relação mais equilibrada entre a Petrobras e o governo, sócio majoritário da petroleira, e que se reflete em todo o mercado.

Visão de futuro da indústria de óleo e gás

“No modelo atual, a empresa tem sua capacidade competitiva seriamente impactada, sobretudo quando o governo impede a Petrobras de repassar o aumento das importações para o preço dos combustíveis. Talvez esteja aí o principal desafio para os próximos anos”, afirma.

Para ele, a questão do conteúdo local pode ser vista de duas formas.

“No curto prazo, causa impacto nos custos e nos cronogramas de desenvolvimento dos projetos. Por outro lado, no médio e talvez longo prazo, vai promover a produção e consolidação de conhecimento e preparar o setor em geral, para os próximos anos”, analisa.

Eficiência em foco “Como fornecedora de tecnologia de ponta, a SAP vê a inovação como um diferencial para ajudar o país a se projetar como um dos principais fornecedores de petróleo do mundo, contribuindo para o desenvolvimento econômico sustentável”, afirma Valéria Sosk a, vice-presidente de vendas da gigante alemã SAP Brasil, reconhecendo que a Petrobras é pioneira na adoção de novas tecnologias em busca de eficiência.

Ela concorda que os desafios, “base de todas as atividades da empresa, são críticos para o desenvolvimento sustentável da petroleira”, assim como a falta de mão de obra qualificada em diversos níveis. Por isso considera fundamental aprimorar o modelo de cooperação. “É um modelo bem-sucedido na formação de infraestrutura e na garantia dos

mecanismos de viabilização de recursos”, avalia.

“O desafio agora é a gestão da rede, para fazer essa infraestrutura funcionar, porque envolve players sem hierarquia entre si. É necessário grande cuidado para se obter o resultado desejado, em tempo e custo negociado”, afirma a executiva da SAP. Para ela, um debate mais amplo dos marcos regulatórios e a participação de outras empresas atuantes no mercado é fundamental para gerar oportunidades que levem o Brasil a assumir, cada vez mais, um papel de liderança neste setor.

Investimento contínuo Para o diretor de Marketing da Sisgraph para América do Sul, Fernando Luis Schmiegelow, outra empresa de base tecnológica, “o contínuo investimento em P&D, aliado às políticas de conteúdo local formam uma composição essencial para o desenvolvimento econômico e social do Brasil”.

Por isso, considera vital a empresa colocar em prática os investimentos previstos no seu plano de negócios, de forma a assegurar a competitividade do setor offshore brasileiro.

Lembrando o ‘apagão’ de duas décadas na indústria naval e offshore, ele observa que essa retomada naturalmente traz alguns obstáculos. “Superados esses obstáculos, com certeza voltaremos a ser uma das potências mundial”, afirma. “O que é preciso é que as operadoras e demais companhias venham para o Brasil com uma visão de longo prazo, trazendo tecnologia e know-how e investindo na

formação de mão de obra”, conclui Schmiegelow.

Combinação de sucesso Concorda com ele o vice-presidente sênior da Aveva para a América Latina, Santiago Pena, apontando inovação e mão de obra qualificada como os fatores chaves para o fenômeno do Brasil importador de combustíveis para o país autossuficiente e exportador de petróleo.

“Esse fenômeno demanda uma mudança de mentalidade organizacional, aumento na eficiência e da produtividade de cada um dos membros da empresa para que ela atinja níveis de excelência internacional. É aí onde o país e a indústria em geral têm que investir e focar para conseguir fazer essa transição com sucesso”, afirma.

Lembrando que o desafio do pré-sal ainda está em uma fase embrionária, ele afiança que o sucesso do setor passa invariavelmente pela parceria entre empresas, centros de pesquisa e universidades, como é o caso da Petrobras com a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). “A combinação de fatores como essa integração entre academia e cadeia produtiva é que levam historicamente um segmento ao sucesso”, frisa.

“A parceria e participação das universidades, centros de pesquisa, empresas de tecnologia, conjuntamente com a Petrobras tem sido e continua sendo um modelo fundamental para manter a evolução acelerada que a indústria precisa para atingir as metas dos próximos anos”, completa.

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petrobras 60 anos

Engenharia nacional

reafirma sua excelência

Presente em grandes projetos em várias partes do mundo, a engenharia nacional já passou por todas as fases, da euforia ao desespero, na visão de muitos que, nas últimas seis décadas, acompanharam a trajetória desse setor da economia que tem ajudado, literalmente, a construir o Brasil.

A

engenharia está indissoluvelmente vinculada à própria história da indústria brasileira de petróleo e gás. Sem tirar o mérito das dezenas de formações que ajudaram a petroleira a conquistar uma posição de destaque no cenário mundial, a companhia é continuamente apontada como uma ‘empresa de engenheiros’. E de engenheiros de todas as áreas, incluindo aqueles que se especializaram em geologia na Universidade Petrobras.

Muitos dos que integraram seus quadros estão nas grandes empresas de engenharia do país que vem, com esforço, reiterando sua excelência e capacidade de reinventar-se, atuando em centenas de projetos dessa cadeia produtiva de petróleo e gás, que abrange a indústria naval e offshore.

Da conceituação de projeto e engenharia básica à execução, comissionamento e operação assistida de grandes empreendimentos, uma legião de engenheiros civis, navais, químicos, elétricos, eletrônicos, mecânicos, de produção, do trabalho, de manutenção, entre outras áreas desta ciência, estão executando tarefas para garantir a operabilidade desta indústria que responde hoje por uma parcela significativa do PIB. Tanto em terra firme, em plantas industriais, malhas de dutos, terminais e estaleiros, como no mar, em operações offshore.

A postos “A indústria brasileira de suporte e de prestação de serviços para as atividades de óleo e gás está preparada para as metas de produção anunciadas pela Petro70

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bras”, afirma Felipe Lima, diretor-presidente da Promon Engenharia, uma das companhias brasileiras com chancela em vários projetos da área de energia.

Revisitando a lista de desafios elencada pela cadeia produtiva, o executivo também defende o “equacionamento da questão da paridade dos preços dos derivados

e do gás natural a fim de assegurar a saúde financeira da Petrobras na próxima década”.

Frisando que o crescimento da produção de petróleo e derivados e o desenvolvimento do pré-sal exigirá grande volume de recursos financeiros – “que indiretamente também ajudará o Brasil a crescer em taxas mais elevadas” –, Lima observa que a Petrobras precisa equacionar tanto a tecnologia quanto o custo dessa produção, para não haver divergências em relação aos índices previstos.

Um duto para o futuro Embora existam muitos desafios de mercado a serem superados, os tecnológicos certamente se destacam, pelo fato de que as dificuldades de exploração e produção são crescentes, já que o “óleo fácil” aparentemente acabou. E isso se aplica a todas as etapas da cadeia petrolífera, incluindo uma que é estratégica para levar o petróleo para o mercado consumidor: a dos transportes.

E quando se fala em transportes, o que vem à mente, mais além de navios petroleiros, é a imensa malha de dutos, submarinos e terrestres, que a expansão da indústria de óleo e gás vai demandar.

E os desafios nessa área começam pelos próprios materiais com que são feitos os dutos. “Precisamos de novos materiais, mais leves, resistentes e viáveis economicamente, que contribuam para a longevidade e maior integridade das instalações de produção, transporte e processamento, bem como o desenvolvimento de equipamentos para operação subsea,

objetivando reduzir os custos das plataformas e aumentar a segurança operacional”, destaca Raimar van den Bylaardt, presidente do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT).

Segundo ele, a construção de dutos submarinos (offshore) é um dos exemplos dos desafios a se enfrentar e para os quais o CTDUT – criado e apoiado por empresas do setor, como a Petrobras – vem se preparando para dar o suporte tecnológico necessário às empresas que atuam neste setor.

“A Petrobras tem muito a contribuir nesse sentido, dada a sua expertise no campo de tecnologias de materiais, produtos e processos, contribuindo também para a ampliação do conteúdo local (produção de bens e serviços no país) nesse segmento”, observa.

Visão de futuro da indústria de óleo e gás E reafirma a posição da indústria de petróleo como geradora de inovação. “Em um país como o Brasil, que tem incentivos e recursos escassos para o desenvolvimento tecnológico e para as pesquisas, a Petrobras, em minha opinião, é um dos maiores catalisadores deste tema em nosso país e, portanto, tem um papel determinante nesse processo”, assegura Lima.

Incentivos Concorda com ele o presidente da UTC Engenharia, Ricardo Ribeiro Pessôa, para quem a indústria do petróleo, principalmente na exploração e produção do pré-sal, pode dar uma importante contribuição para o desenvolvimento do país. “Mas para isso é necessário dotar o seRaimar destaca que, neste processo, é fundamental a cultura da cooperação. “A formação de redes temáticas tem se desenvolvido no país a partir de alguns mecanismos de fomento como o Fundo Setorial do Petróleo (CTPetro)”, salienta.

E lembra ainda os investimentos das concessionárias, em especial os da Petrobras, como resultado da Cláusula de Investimentos em P&D constante dos contratos de concessão, firmados entre a ANP e as operadoras.

“Este alinhamento de interesses em busca de soluções para os desafios tecnológicos da indústria, demonstra claramente que o novo modelo de compartilhamento de conhecimentos e instalações é fundamental para que o país alcance liderança mundial na produção de óleo e gás em águas profundas e também dos reservatórios do pré-sal”, avalia.

Um exemplo disso, segundo ele, é a criação do Programa de Inovação para Conteúdo Local, que está sendo organizado pelo Instituto Brasileiro do

tor de condições de financiamento e incentivos, além da exigência de conteúdo local responsável”, salienta o executivo. “Nosso problema é desenvolver tecnologia e para isso é necessário mais incentivo.”

Reconhecendo que a Petrobras “foi e continuará sendo a grande indutora do setor de construção industrial e do desenvolvimento tecnológico desse segmento e da engenharia brasileira, por ter sempre incentivado o parque supridor”, Pêssoa diz que é preciso fazer alguns ajustes para aproveitar todas as oportunidades que o pré-sal oferece. “O marco regulatório relacionado ao pré-sal precisa ser ajustado para que esta nova fronteira tenha todas as chances de sucesso.”

Pesa nisso também a interação mais forte entre indústria e universidade. “Este é um modelo bem-sucedido de parceira, conduzido e liderado pela Petrobras, que tem como grande desafio transferir para

a indústria nacional o aprendizado da rede instalada (centros e universidades)”.

Petróleo (IBP) e seis grandes empresas de exploração e produção, com a finalidade de incentivar e financiar o desenvolvimento e fabricação de produtos inovadores, no país, com vistas ao aumento do conteúdo local.

indústria seria o desenvolvimento de tubos sem costura, em ligas de aços inoxidáveis de alta resistência à corrosão produzidos 100% no Brasil.” E afirma que a eficiência do modelo de parcerias no desenvolvimento de inovação ainda leva um tempo para ser comprovado.

“Consideramos que bases sólidas foram criadas, especialmente pela proximidade com as universidades e a abertura da Petrobras para processos de cooperação em desenvolvimentos com fornecedores internacionalmente reconhecidos”, diz o executivo da empresa que inaugurou o Vallourec Competence Center Rio, no Parque Tecnológico, na Ilha do Fundão, com o objetivo de reforçar ainda mais a eficiência na cooperação entre a Petrobras, rede universitária e indústria: “Com isso, estendemos a nossa capacidade de P&D no país, onde já tínhamos um Centro de P&D em Belo Horizonte (MG) e um Centro de Competência em Paraopeba (PA), dedicado a pesquisas de silvicultura”, informa.

Parceira até debaixo d’água – Esta tem sido a atuação da Vallourec, grupo francês que tem diversos empreendimentos no país, e tem investido em novos materiais para a confecção de dutos, entre outros. Mas os desafios são grandes. “Entre eles, a adequação das necessidades tecnológicas e de mercado, garantindo exploração segura e integridade total dos projetos (através do uso de tecnologias de primeira linha e garantia de qualidade infalível), mantendo custos e conteúdo nacional alinhados com as políticas governamentais”, afirma João Perez, superintendente de Tubos Petrolíferos da Vallourec no Brasil.

O executivo vai mais além: “Um exemplo significativo na nossa

Qualidade + produtividade Esta é, segundo o engenheiro naval Fábio Fares, CEO da Forship Engenharia, o mote da nova fase da indústria naval e offshore. Mas bem que pode ser aplicada em toda a cadeia produtiva de óleo e gás, que busca ganhar maior competitividade.

“Acreditamos que esta busca pela competitividade abre oportunidades enormes para todas as empresas de engenharia, especialmente para a Forship, que tem expertise reconhecida tanto em comissionamento como na operação & manutenção de ativos offshore”, pontua Fares. Para ele, a melhoria da segurança e da eficiên-

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petrobras 60 anos cia operacional são questões estratégicas para a indústria petrolífera.

O dirigente da empresa criada justamente no apagão da indústria naval e que hoje atua em diversos segmentos, incluindo a mineração, lembra que a Forship nasceu exatamente há 15 anos, no momento em que o setor de óleo e gás passava por uma profunda mudança, com a flexibilização do mercado.

“A fundação da Forship foi pensada e implementada justamente em função das expectativas que se abriam naquele horizonte e também para atender a demanda crescente da Petrobras por novas unidades de produção a partir da conversão de cascos de petroleiros em estaleiros no exterior”, observa Fares, lembrando que a engenharia do comissionamento era uma cultura ainda nova no Brasil, trazida pela Petrobras.

“Consolidamos esta cultura ao participar praticamente de todos

os projetos de conversão das primeiras unidades de FPSO e FSOs, a partir de 1998, criando valor em metodologia e sistema de gestão, acompanhando as diversas etapas de execução destes projetos até a partida da operação de muitos deles. O que nos tornou empresa-referência em inovação e liderança em comissionamento, comprometida com a operabilidade do ativo industrial”, frisa o executivo.

Isso habilitou a empresa a participar dos principais empreendimentos que ajudaram a consolidar a retomada da indústria naval, que entra agora em uma nova fase, de busca da excelência e da competitividade, impulsionada pelos projetos que vão agilizar o desenvolvimento do pré-sal.

“Há um ‘mar ’ de oportunidade para a engenharia nacional, sobretudo para a Forship, que tem o comissionamento como principal

característica em seu DNA. Temos o domínio dos diversos processos que podem assegurar maior competitividade em projetos navais e offshore”, afiança.

Confiança no mercado E sse é um po nto c ha v e na visão de futuro de Luiz Eduardo Rubião, CEO da Radix, em um cenário de grandes petro leiras querendo se estabelecer de forma significativa no país, empresas nacionais tentando se consolidar e fornecedores estrangeiros querendo abrir novos mercados, enquanto que fabricantes locais buscam ganhar um lugar ao sol para sobreviver. “Tudo isso acontecendo num momento de

Revisões no marco regulatório Pontuais revisões em leis e políticas públicas no setor de petróleo e gás são vistas por juristas dos principais escritórios do país como fundamentais para o futuro da indústria ao longo dos próximos anos, principalmente a partir do pico da produção do petróleo do pré-sal.

Sócio do escritório de advocacia L. O. Baptista, Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira, Agel, especialista nas áreas de energia, biocombustíveis e petróleo e gás, Rogério Miranda acredita que a lei que obriga a Petrobras a operar todas as áreas do pré-sal possa ser, no futuro, prejudicial para a companhia, pois ela não terá a opção de escolher os projetos nos quais deseja participar, tirando o foco de investimentos em outras áreas.

“Essa alteração na lei daria mais fôlego para o desenvolvimento de todos os demais segmentos de negócio 72

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da Petrobras que, como empresa líder, tem a responsabilidade de abrir novos caminhos para o futuro”, afirma. A entrada de outras empresas do setor em condições iguais às da estatal na operação de áreas no pré-sal pode ajudar tanto a petroleira quanto a indústria como todo.

Para Pedro Dittrich, do Tozzini Freire Advogados, os investidores precisam estar confiantes com relação à indústria e ao país. “Para isso, capital interno e externo precisarão ser aplicados no Brasil, sustentados pela estabilidade das regras, do cenário político e econômico interno e também geopolítico. Esses itens são essenciais para garantir o crescimento da Petrobras e atrair o investimento de empresas estrangeiras”, indica.

Crítico da obrigatoriedade de conteúdo local nos projetos, Rogério Miranda diz que essa determinação

poderia ser revista, tornando-se uma opção natural do concessionário, mediante incentivos econômicos, como a dedução de pagamento de participações ao governo, o que poderia aumentar o investimento de outras empresas no setor.

Esse estímulo governamental também é visto com bons olhos por Luiz Quintans, do G Ivo Advogados. Para ele, a realização de mais leilões, redução de custo e melhoria na infraestrutura farão com que a visão das empresas internacionais quanto ao futuro da exploração e produção de petróleo no Brasil seja a mais positiva possível.

“O que falta para a indústria nacional se tornar ainda mais competitiva são políticas públicas adequadas. Se o governo fizer o que deve ser feito, em termos de infraestrutura e redução de custos, a indústria crescerá muito”, finalizou.

muitas incertezas e de altos e baixos no setor ”, diz ele.

Rubião avalia que a principal contribuição da Petrobras na próxima década poderá estar associada a se encontrar um caminho de razoável consistência que permita dar a todos os players um pouco da confiança que foi perdida nos últimos tempos. “A reversão de expectativas é um problema sério. Todos conseguem se adaptar a cenários mais pujantes ou mais modestos, mas os saltos entre estes cenários podem quebrar as empresas mais fracas e amedrontar as maiores”, adverte o executivo.

Em relação aos recursos humano, Rubião frisa que o principal desafio é o treinamento das pessoas. “Tivemos um período com pouquíssimos projetos no país e, naturalmente, ficamos com um gap de experiência, mas isso pode ser suplantado com um investimento sério (não apenas do governo, mas, principalmente, das empresas) na capacitação dos recursos humanos.”

Outro aspecto observado pelo executivo da Radix é a dificuldade de assimilar a tecnologia. “Ainda somos muito fracos em levar a tecnologia para o dia a dia de nossas vidas. Ainda demoramos e, muitas vezes, fracassamos quando queremos colocar uma inovação no mercado. Em especial num setor conservador como o de óleo e gás, que exige que as soluções tenham sido pré-testadas por muito tempo

Foto: Agência Petrobras

Visão de futuro da indústria de óleo e gás

antes de se tornarem uma solução aceita por todos”, afirma.

Para ele, a cooperação entre empresas e universidades ainda é muita tímida em nosso país. “Há uma preocupação exagerada com as patentes e a propriedade intelectual e uma dificuldade de aproximar verdadeira e profundamente as universidades das empresas”, diz o executivo.

Segundo ele, e geral, as empresas querem para si a propriedade intelectual. “A universidade, por seu lado, não quer ficar simplesmente a ver navios (ou FPSOs)”, diz ele, acrescentando que há uma expectativa muito grande em relação ao desempenho do parque tecnológico do Fundão (RJ).

“Vamos ver como as coisas vão funcionar por lá. Se as empresas só foram pra lá pensando em benefícios fiscais, a coisa não vai ter muito futuro”, conclui.

Empresa + universidade Ricardo Vahia, diretor da Amec Kromav, defende que as parcerias entre a indústria, empresas de projeto e as universidades é de suma importância e deve ser mais utilizada pelo mercado. “Já participamos de diversos projetos conjuntos com as universidades de São Paulo (USP) e a federal do Rio de Janeiro (UFRJ), e os resultados foram muito bons. Mas ainda precisamos consolidar esse tipo de parceria para que ela seja mais contínua.”

Eficiência também e a preocupação do executivo, fato que tem relação direta com a qualificação de mão de obra. “Os profissionais mais experientes estão se aposentando e a nova geração, muito competente por sinal, ainda não tem a experiência necessária. Isso afeta, de novo, a eficiência”, destaca Vahia.

Ele aponta que é fundamental aproveitar todas as oportunidades que vêm sendo geradas pela indústria de óleo e gás, em função das descobertas do pré-sal. “Acredito que estamos no caminho certo, mas só o tempo confirmará”, diz ele. “Essa é uma indústria em evolução contínua. Basta olhar a evolução tecnológica que permitiu a maior exploração e o mais bem-sucedido aproveitamento econômico do “shale gas” pelos EUA.”

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Fotos: Divulgação Coppe

coppe 50 anos

LabOceano

LNCD

Bioetanol

Câmera Hiperbárica

Super Computador Coppe 74

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LNCD

LabSonar

NIFD

Coppe gera conhecimento

há 50 anos por Rodrigo Miguez

Modelo para instituições de ensino e pesquisa na área de engenharia no Brasil e no exterior, o Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia (Coppe), da Universidade Federal do Rio de Janeiro ajudou a criar a pós-graduação no Brasil. Criada em 1963 pelo engenheiro Alberto Luiz Coimbra, ao longo de cinco décadas tornou-se o maior centro de ensino e pesquisa em engenharia da América Latina.

C

om mais de 13 mil mestres e doutores formados em seus 13 programas de pós-graduação em nível de mestrado e doutorado, a excelência acadêmica de ensino da Coppe faz com que seja uma das instituições mais procuradas pelos futuros doutores do país, principalmente na área de engenharia.

Hoje, a Coppe possui em seu quadro 349 professores, que aperfeiçoam mais de 2.900 alunos, entre mestrandos e doutorandos. Um dos pontos importantes é a presença estrangeira em suas salas – 118 alunos no mestrado e 111 no doutorado.

Segundo o professor Luiz Pinguelli Rosa, diretor da entidade, o modelo da Co ppe é o da pós-graduação brasileira, em razão do sucesso e do pioneirismo no jeito de fazer. A integração entre pesquisa e ensino é lembrada por Rosa como um dos pontos positivos da instituição com o passar dos anos, reunindo professores, pesquisadores e alunos de pós-graduação de

diferentes programas de mestrado e doutorado.

Para Pinguelli Rosa, a agilidade em todos os processos da Coppe é outro fator de garantia do sucesso em um tempo mais curto, o que não costuma acontecer em outras universidades pelo Brasil. Ele é um crítico do processo burocrático que emperra e atrapalha o funcionamento da UFRJ e demais universidades públicas brasileiras.

O sucesso da Coppe mundo afora se deve muito aos laboratórios que não param de surgir. Atualmente, a instituição conta com 124 deles, nos quais seus 88 pesquisadores desenvolvem soluções tanto para indústrias de petróleo e gás, quanto para o dia a dia do cidadão comum, com as pesquisas em mobilidade urbana e biocombustíveis.

A relevância dos laboratórios pode ser constatada desde o início, com o Laboratório de Processos de Separação de Membranas, que está completando 45 anos e foi o primeiro da Coppe e o primeiro também a ter contrato com uma empresa, no caso, a Petrobras, em 1968. Para se ter uma ideia, até 2012, a Coppe já tinha assinado

12.700 contratos com empresas e órgãos do governo.

Para dar continuidade aos seus programas de pesquisa e às comemorações dos seus 50 anos, a Coppe inaugurou três laboratórios voltados para o estudo do escoamento de óleo e gás, vinculados ao seu Programa de Engenharia Mecânica (PEM). Eles fazem parte do Núcleo Interdisciplinar de Dinâmica dos Fluidos (NIDF) e ficam localizados em uma área de 5.400 m², no Centro de Tecnologia 2 (CT2), no campus da UFRJ. Esse é o primeiro núcleo no país a reunir em um só local um conjunto de laboratórios que estudam de forma complementar e integrada o processo de escoamento de óleo e gás.

O NIDF é formado pelos laboratórios de Separadores Compactos (LSC), de Escoamentos Multifásicos em Tubulações (LEMT) e de Tecnologia de Engenharia de Poços (LTEP), onde serão realizados estudos e ensaios relacionados a processos de perfuração, completação e intervenção de poços de petróleo, elevação artificial e separação primária.

Os resultados desses estudos podem ajudar a Petrobras a elevar a produção de óleo e gás, fazendo TN Petróleo 91

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coppe 50 anos

a empresa reduzir, por exemplo, o tempo de separação de óleo e água.

O trabalho desenvolvido nos novos laboratórios tem como finalidade buscar soluções para a exploração de petróleo e gás no pré-sal e águas ultraprofundas.

Já no novo prédio do Laboratório de Métodos Computacionais em Engenharia (Lamce) está instalado o maior supercomputador da América Latina, formado por 7.200 processadores, e que será usado para fazer as simulações que envolverem plataformas, sistemas de engenharia de exploração, hidrodinâmica e geodinâmica, bacias e reservatórios.

O objetivo desse megaprojeto é antecipar problemas e soluções na exploração de petróleo e gás no pré-sal, para tornar as operações mais rápidas, baratas e eficientes.

O supercomputador, operado pelo Núcleo Avançado de Computação de Alto Desempenho (Nacad), tem sido utilizado em projetos de P&D com a Petrobras e suas parceiras, sobretudo em simulações em FPSOs; simulações de correntes de turbidez; testes de novos simuladores de reservatórios; paralelização de simuladores de migração reversa no tempo e inversão direta de ondas em sísmica de profundidade; e novas ferramentas de visualização de alta resolução.

Em todos esses projetos participam equipes multidisciplinares dos programas de Engenharia Civil, Mecânica e Sistemas e Computação, além da equipe de apoio do Nacad.

Em sua maioria esses projetos envolvem o desenvolvimento de programas de alto desempenho efetuados por professores, pós-doutores e alunos de doutorado, mestrado e iniciação científica da Coppe e da Escola Politécnica da UFRJ. Entre os principais laboratórios com atuação destacada no setor de petróleo e gás estão o Laboratório de Tecnologia Submarina (LTS); o Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, 76

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Números do Coppe Total de títulos concedidos 10.037 mestres 3.377 doutores Produção acadêmica 13.414 dissertações e teses (até 2012); 360 dissertações de mestrado (em 2012); 172 teses de doutorado(em 2012); 1.773 artigos científicos (em 2012) Interação com a sociedade (governos, empresas e sociedade civil) 12.700 contratos (até 2012); 103 patentes depositadas (até julho 2013); 18 softwares registrados (até julho 2013); 47 marcas (até julho 2013) Infraestrutura e recursos humanos (em 2012) 13 programas de pós-graduação stricto sensu (mestrado e doutorado); 349 professores doutores; 2.910 alunos (1.603 mestrandos e 1.307 doutorandos) - sendo 118 estrangeiros no mestrado e 111 no doutorado; 88 pesquisadores pós-doutores; 350 funcionários; 124 laboratórios; uma incubadora de base tecnológica; uma incubadora tecnológica de cooperativas populares; um núcleo de atendimento em computação de alto desempenho (Nacad) Corrosão e Soldagem (LNDC); e o Núcleo Interdisciplinar de Dinâmica dos Fluidos (NIDF).

Petrobras: 36 anos de parceria Muitos desses laboratórios e projetos desenvolvidos pela Coppe foram viáveis e se tornaram reais graças à parceria com a Petrobras, que vem trabalhando junto com a instituição há 36 anos.

O primeiro convênio Coppe-Petrobras foi assinado em 1977, e previa a formação de recursos humanos e o desenvolvimento dos programas computacionais que

permitiriam à petroleira projetar suas próprias plataformas. Depois desse convênio, o primeiro assinado entre uma universidade e uma empresa no Brasil, a parceria de sucesso não parou mais e hoje é referência internacional.

O trabalho em conjunto foi um dos pontos principais para o desenvolvimento das tecnologias de exploração de petróleo em águas profundas nas últimas décadas. Hoje, outros programas da Coppe, como os de Engenharia Mecânica, Química e Metalurgia, se juntaram ao programa de Engenharia Civil e de Engenharia Naval e Oceânica na execução de projetos para a Petrobras. A cooperação gerou até agora mais de dois mil projetos de pesquisa.

“A parceria da Coppe com a Petrobras é um exemplo de sucesso, que deve servir como modelo para outros setores industriais da economia brasileira”, afirma Segen Estefen, diretor de Tecnologia e Inovação da Coppe/UFRJ. Para ele, o modelo de sucesso Petrobras-Coppe pode e deve ser replicado, desde que a indústria e a universidade consigam harmonizar conhecimento e experiência de campo de forma estruturada.

Hoje, a Coppe mantém parcerias e realiza projetos de pesquisa e desenvolvimento para uma série de empresas do Brasil e do exterior na área de óleo e gás. O Laboratório de Estruturas e Materiais Fernando Luiz Lobo Carneiro (Labest) desenvolve projetos para a Halliburton, o Laboratório de Métodos Computacionais em Engenharia (Lamce) vem desenvolvendo projetos para a Sinochem Petróleo Brasil, a Pemex e a BG Brasil. Já o Laboratório de Tecnologia Submarina (LTS) tem entre seus clientes empresas como Che-

vron, Sinochem, Tenaris, Vallourec e GE Oil & Gas. Para Orlando Ribeiro, gerente geral de Pesquisa e Desenvolvimento em Engenharia de Produção da Petrobras, a Coppe é uma dos maiores parceiras da empresa na área de desenvolvimento tecnológico. Além da proximidade física do campus da UFRJ, um fato que une as duas entidades é que muitos profissionais que estão hoje na Petrobras são oriundos da Coppe.

Ribeiro opina que a montagem do Parque Tecnológico da UFRJ com empresas que são fornecedores da Petrobras melhora ainda mais esse relacionamento com a Coppe. “Você tem os três pilares: a demanda da Petrobras, a capacidade da universidade e a capacidade produtiva das empresas que vão fornecer produtos e serviços.”

Com a parceria já consolidada, o convênio entre a Coppe e a Petrobras já não precisava mais de formalidades, e foi encerrado no começo dos anos 1990. Mas os acordos entre as duas entidades continuam firmes.

Tecnologia a favor das águas profundas As décadas de 1980 e 90 foram palco de uma revolução na exploração e produção de petróleo no Brasil, quando sucessivos recordes de produção foram quebrados, levando a Petrobras a retirar petróleo de 2.000 m de profundidade. Em todo esse processo, havia a participação de pesquisadores da Coppe no desenvolvimento de novas tecnologias de exploração e produção em grandes profundidades.

Foto: Agência Petrobras

coppe gera conhecimento há 50 anos

Para conseguir esse nível de profundidade na Bacia de Campos, foi preciso abandonar as plataformas fixas e passar a utilizar as estruturas flutuantes. Primeiro com plataformas semissubmersíveis e depois com navios-plataforma (antigos petroleiros convertidos).

Nesse processo, aumentou a participação dos pesquisadores do Programa de Engenharia Naval e Oceânica da Coppe, que se juntaram aos pioneiros da Engenharia Civil.

Com os conhecimentos de hidrodinâmica, eles ampliaram o conhecimento específico sobre o mar brasileiro.

Um exemplo típico de desafio vencido pela Petrobras com a ajuda da Coppe foi a substituição do aço por poliéster nas linhas de ancoragem. Mais leve, o poliéster permitiu

à estatal ultrapassar a barreira dos 600 m de lâmina d’água. Para se ter uma ideia do ganho que isso representou, se essas linhas fossem de aço, elas ocupariam quase toda a capacidade de flutuação da plataforma.

A Coppe fez a análise de confiabilidade do novo material, o que permitiu à Petrobras convencer as agências classificadoras de risco a aceitá-lo. A partir daí, todas as linhas de ancoragem passaram a ser de poliéster, resolvendo o problema da ancoragem. Assim, a Coppe está envolvida em vários projetos importantes nessa área, como o desenvolvimento de procedimentos computacionais e técnicas de supercomputação para análise de dados de exploração e de sismografia.

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coppe 50 anos

Além disso, a instituição está empenhada no desenvolvimento de técnicas de fabricação, instalação, teste e manutenção de dutos flexíveis, fundamentais para a exploração em águas profundas, local muito sujeito a oscilações. Outra tecnologia importante feita nos laboratórios da Coppe são as técnicas de robótica, para operação a distância e em segurança de equipamentos e procedimentos operacionais, muito importantes para a exploração de petróleo a mais de 7.000 m de profundidade.

Investimentos Para comemorar os 50 anos de fundação, a Coppe preparou este ano um planejamento de inaugurações de diversos novos laboratórios e espaços de desenvolvimento de novas soluções. Mais recentemente, em agosto, a instituição deu início às atividades da estação de reúso de águas, que foi construída com o intuito de colocar em funcionamento modernos e eficientes métodos de reutilização de água e tratamento de efluentes com o emprego de membranas.

A nova estação permitirá eliminar dos efluentes todos os contaminantes, como substâncias orgânicas e matais, além de evitar o desperdício e diminuir o impacto do descarte de efluentes nocivos ao meio ambiente. O projeto teve investimento de R$ 4 milhões da Petrobras, que também modernizou a infraestrutura do Laboratório de Processos de Separação com Membranas e Polímeros (PAM).

Outro equipamento finalizado recentemente é o Centro de Excelência em Gás Natural (CEGN), o maior da América Latina, que tem o objetivo de otimizar o processamento do gás natural da camada do pré-sal. Com investimento de R$ 30 milhões feito pela Petrobras, o CEGN terá o desafio de separar o CO 2 do gás natural por meio de membranas. A intenção é reinjetar o CO2 no poço, aumentando a produção de petróleo. O processo por membranas representa uma inovação tecnológica já que, tradicionalmente, a separação é feita apenas pelo processo de absorção.

Foto: Divulgação

LabOceano: 10 anos

Tanque Oceânico Em funcionamento desde abril de 2003, o Laboratório de Tecnologia Oceânica (LabOceano) é considerado um marco na área de pesquisa e inovação do setor de óleo e gás no país.

Projetado com a finalidade de realizar ensaios de modelos de estruturas e equipamentos usados nas atividades offshore, a piscina gigante com profundidade de 15 m e 23 milhões 78

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de litros de água é o tanque mais profundo no mundo, e consolidou a Coppe e o Brasil no desenvolvimento de tecnologias de águas profundas.

Com mais de cem simulações de plataformas e embarcações em alto-mar, o LabOceano está equipado com sofisticados sistemas geradores de ondas multidirecionais, inclusive com geradores de correntes e ventos.

Além do setor de óleo e gás, a Coppe também está envolvida com tecnologias nas áreas de biocombustíveis e mobilidade urbana, como o ônibus a hidrogênio (H2+2), e o trem de levitação magnética (o Maglev-Cobra), que flutua sobre trilhos, e deve começar a circular no ano que vem, em um trajeto entre os dois prédios dos centros de tecnologia da UFRJ. Outros projetos encampados pela Coppe são a produção de biocombustíveis de segunda geração, a usina para geração de energia a partir das ondas do mar, os habitats submarinos que estimulam a criação de peixes em áreas impactadas pela indústria do petróleo, e um sistema inédito de observação para monitorar os oceanos.

Incubadoras de empresas Parte importante da história da Coppe é a criação, em 1994, da Incubadora de Empresas, localizada no campus da UFRJ e que faz parte do Parque Tecnológico. Ao longo dos anos, a incubadora já permitiu Entre os ensaios em escala reduzida que são feitos no tanque estão testes com equipamentos e estruturas oceânicas e costeiras, modelação numérica de cascos de estruturas flutuantes e submersas, e análise de dados.

Segen Estefen considera que o Laboratório de Tecnologia Oceânica da Coppe/UFRJ vem trazendo, ao longo dos últimos dez anos, contribuições significativas para o setor de óleo e gás e para o desenvolvimento da exploração de petróleo na camada do pré-sal. “A Coppe certamente se orgulha do LabOceano e considera que esse é um dos principais projetos relacionados à área de petróleo já conduzidos no país”, afirmou.

Hoje, além da Petrobras, o LabOceano conta com parcerias com empresas como Bluewater, Ecovix, FloaTEC, SBM Offshore, Shell, Subsea 7, o Consórcio Rio Paraguaçu, entre outras.

coppe gera conhecimento há 50 anos a entrada de mais de uma centena de serviços e produtos inovadores no mercado.

Um desses fr utos é a PAM Membranas Seletivas, a primeira empresa de produção de membranas na América Latina.

A companhia nasceu como um spin off do Laboratório de Processos de Separação por Membranas da Coppe. Depois de quatro anos, se transferiu, em 2009, para uma sede própria, dentro do Parque Tecnológico.

A companhia tem como foco a produção de membranas, módulos e permeadores para microfiltração e ultrafiltração. Essas membranas são produzidas na forma de fibras ocas ou capilares, a partir de polímeros de engenharia, com elevada resistência mecânica, térmica e química. Hoje, a empresa presta serviços para grandes companhias como a Petrobras, Votorantim, Embrapa e DuPont.

Quem também vem se destacando no setor offshore e que saiu da Incubadora da Coppe é a AmbiDados.

Criada em 2006, a empresa atua na prestação de serviços de consultoria na área de Instrumentação Oceanográfica e Análise de Dados Oceânicos, com destaque para correntes oceânicas, ondas e marés. E mais: a companhia também está presente na área de levantamentos do relevo submarino (batimetria) e em campanhas de monitoramento ambiental.

Com a Petrobras como principal cliente, a Ambidados tem no seu portfólio serviços prestados para a Devon Energy, para o Laboratório de Tecnologia Submarina, para a Ambipetro, entre outras.

De olho no mercado internacional O reconhecimento mundial e os contatos com as diversas multinacionais instaladas no parque tecnológico da UFRJ fazem com a Coppe já vise

à internacionalização da instituição que está ficando cada vez maior com o passar dos anos. “Não há dúvida de que a internacionalização da Coppe constitui tema muito relevante no momento atual. A chegada a esse patamar é um objetivo natural”, comenta Segen Estefen.

De acordo com Segen, as articulações com as grandes empresas internacionais instaladas no Parque Tecnológico da UFRJ demandam capacidade da Coppe de desenvolver atividades com outros grupos, no país e no exterior. Ele adiantou que há interesse especial da instituição na abertura de escritórios na Inglaterra, na Noruega e nos Estados Unidos, onde estão as sedes mundiais de alguns parceiros comerciais importantes da Coppe.

Essa nova etapa por que passa a instituição só mostra que ela ainda tem muito a dar para a indústria e, claro, para a academia brasileira e mundial.

Criado em janeiro de 2009, com o apoio da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), o Centro China-Brasil de Mudança Climática e Tecnologias Inovadoras para Energia é uma cooperação tecnológica e acadêmica entre a Coppe e a Universidade de Tsinghua, da China, com foco em soluções nas áreas de mudança climática e tecnologias voltadas para a energia. Os projetos desenvolvidos relacionam-se a biocombustíveis, captura e armazenamento de carbono e tecnologias em águas profundas, áreas de interesse estratégico para ambos os países.

O acordo de cooperação entre as duas entidades visa formar recursos humanos, por meio do intercâmbio de alunos de doutorado, professores e pesquisadores; e formular sugestões de estratégias e ações para subsidiar decisões dos governos brasileiro e chinês nas áreas de energia e meio ambiente.

Foto: Divulgação

Parceria com a China para inovação energética

Hoje, há pesquisas em andamento no segmento de águas profundas, em parceria com a China University of Petroleum, com foco em sistemas submarinos para águas profundas; comportamento dinâmico de estruturas flutuantes; segurança e proteção ambiental nas operações offshore.

A parceria também tem como meta a inclusão de empresas brasileiras e chinesas do setor de petróleo em iniciativas conjuntas no campo do desenvolvimento tecnológico.

Já no setor de biocombustíveis, a principal linha de atuação está na pesquisa experimental para obtenção de formas inovadoras de produção de novos produtos.

Outro projeto importante da cooperação entre as duas entidades é o da captura e armazenamento de carbono (CCS), que consiste em pegar o dióxido de carbono (CO2) reduzido na queima de combustíveis fósseis em usinas termelétricas, refinarias de petróleo e outras instalações, bem como o transporte e armazenamento do CO2.

O objetivo é fazer um levantamento das tecnologias disponíveis e em desenvolvimento para captura e armazenamento de CO2 proveniente de usinas termelétricas (UTEs) a carvão, especialmente na China, que é uma grande consumidora de carvão. A partir daí, tecnologias serão identificadas para aplicação nos setores elétrico e de combustível no Brasil. Em seguida será feito um mapeamento de pesquisa e desenvolvimento que indicará as tecnologias mais adequadas para P&D de termelétricas a carvão no Brasil, entre outras soluções.

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coppe 50 anos

Pesquisando para o futuro das

cidades

P

ara tirar proveito dos 8.500 km de litoral do Brasil, a Coppe, em parceria com a Tractebel, está realizando testes na recém-construída usina, no porto de Pecém, no Ceará, que pretende aproveitar o movimento das ondas do mar para a geração de energia elétrica.

Idealizada e projetada no Laboratório de Tecnologia Submarina da Coppe, a usina já colocou o Brasil no seleto grupo de países, entre eles a Noruega, que estão testando diferentes conceitos tecnológicos para gerar energia através das ondas em grande escala a custos viáveis.

O grande diferencial da tecnologia brasileira é o uso de um sistema de alta pressão para movimentar a turbina e o gerador, um conceito desenvolvido e patenteado pela Coppe. Estima-se que o potencial energético das ondas no Brasil seja de 87 gigawatts, e testes indicam que é possível converter cerca de 20% desse potencial em energia elétrica, o que equivale a 17% da capacidade total instalada no país.

Outra importante tecnologia que vem sendo desenvolvida, mais especificamente no laboratório Bioetanol da Coppe/UFRJ, é o etanol de segunda geração ou Etanol 2G, produzido a partir da biomassa dos resíduos da agroindústria. O Etanol 2G pode ser a solução para a dificuldade de abas-

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Nos últimos anos, a Coppe tem voltado seus esforços para desenvolver tecnologias que atendam não apenas a indústria, como também o dia a dia do cidadão comum.

Por isso, além do setor de óleo e gás, a Universidade está debruçada em três projetos que podem mudar conceitos nas suas respectivas áreas.

Maglev Cobra

tecimento em algumas épocas do ano do etanol comum, que tem apenas uma parte da sua energia aproveitada durante o processamento da cana.

Por isso, os pesquisadores da Coppe estão desenvolvendo esse novo etanol utilizando o processo de hidrólise, ou seja, a ‘quebra’ das moléculas de celulose e extrair a glicose do bagaço e da palha da cana, que, depois de fermentada, se converte em álcool. O resíduo do processo, rico em lignina, pode ser utilizado nas usinas para cogeração de energia, uma tecnologia já estabelecida

no país. Outra contribuição da Coppe é a tecnologia de membranas que será empregada em diferentes etapas de separação e concentração dos biomateriais envolvidos no processo.

Dentre as facilidades desse novo combustível está justamente a sua produção, que seria feita in loco nas próprias usinas, evitando o transporte do bagaço e da palha por longas distâncias. Porém, o alto custo ainda é um entrave para a entrada no mercado do etanol de segunda geração.

Por fim, uma das grandes novidades que deve sair dos laboratórios da Coppe para as ruas do campus da UFRJ ainda este ano, é o Maglev Cobra, o primeiro veículo urbano de passageiros por levitação magnética.

Com obras de implantação já iniciadas, o Maglev Cobra será utilizado,

coppe gera conhecimento há 50 anos em fase de testes, no deslocamento entre os Centros de Tecnologia 1 e 2.

Funcionando à base de supercondutores e ímãs permanentes, o projeto mostra-se uma alternativa viável às construções de mobilidade urbana mais caras e poluentes, como o metrô

e o ônibus. A levitação supercondutora se baseia em forças estáveis, o que dispensa complexos aparatos de controle e segurança para garantir a estabilidade de funcionamento do trem.

Concebido em módulos, com capacidade para 20 em cada um,

podendo ser ampliado de acordo com a demanda, o Maglev Cobra foi projetado para correr a 70 km por hora, e é uma das grandes apostas da Coppe/UFRJ para o futuro da mobilidade urbana nas grandes cidades brasileiras.

Com o intuito de implementar modernos e eficientes métodos de reutilização da água e o tratamento de efluentes com o uso de membranas, a Coppe/UFRJ inaugurou a Estação de Reúso de Águas (ERA) do seu Programa de Engenharia Química (PEQ).

Localizada em uma área anexa ao complexo de laboratórios do Programa de Engenharia Química da Coppe, a estação modelo é composta por cinco unidades de processamento, acoplando de modo flexível diversas tecnologias. Ali se fará o tratamento dos efluentes dos laboratórios do PEQ, que ocupam área de cerca de 2.500 m2, e a recuperação superior a 90% da água. A estação piloto poderá servir de modelo para a implementação de similares em outros setores do campus que necessitam de soluções mais eficientes para seus efluentes.

A estação permitirá eliminar dos efluentes todos os contaminantes, como substâncias orgânicas e metais, que resultam das atividades realizadas nos laboratórios. E contribuirá para evitar o desperdício, diminuindo o impacto do descarte de efluentes nocivos no meio ambiente.

Fotos: Divulgação

Coppe inaugura estação de reúso de águas

Parceira da Coppe no estudo do reúso, a Petrobras investiu R$ 4 milhões no projeto que visou a modernização da infraestrutura do Laboratório de Processos de Separação com Membranas e Polímeros (PAM), o que incluiu a implantação da Estação de Reúso de Águas do PEQ. Um dos interesses da Petrobras no projeto é

o fato de a companhia estar aplicando a reutilização da água em suas refinarias e se interessa em aprimorar o processo. “O reúso é uma necessidade em função do crescimento da demanda por água, tanto por parte da população como para uso industrial. Dessa forma, o desafio é buscar tecnologias que tratem a água de forma eficiente e a baixo custo”, explica o professor Cristiano Piacsek Borges, coordenador do PAM/Coppe.

A Coppe completa 50 anos e o Laboratório de Processos de Separação com Membranas comemora 45 anos de existência! O laboratório foi o primeiro com atividades experimentais da instituição.

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Bahia,

onde tudo começou

Berço da indústria de petróleo nacional, a Bahia tem uma posição de destaque na história brasileira de óleo e gás, uma vez que foi lá que tudo começou há 75 anos, quando foi encontrado petróleo por um poço perfurado no bairro de Lobato, na Grande Salvador, em 1938. Desde então, a Bahia mostrou sua vocação natural para o petróleo: possui até hoje a segunda maior refinaria de petróleo do país, a Refinaria Landulfo Alves (RLAM), em Mataripe; e conta com o maior complexo petroquímico integrado do hemisfério Sul – o Polo Industrial de Camaçari. Com o Estaleiro Enseada do Paraguaçu, em Maragogipe, inaugura-se uma nova fase para a indústria baiana, agora no setor naval e offshore.

Ou seja: sempre movida a petróleo. por Maria Fernanda Romero

A

descoberta de petróleo na Bahia representou um marco no desenvolvimento econômico do estado, após a decadência da indústria açucareira no país. O recôncavo baiano experimentou transformações na sua matriz produtiva. O fato impactou também outras atividades, como a criação de gado, a navegação e a produção de madeira. A antiga paisagem rural passou a conviver com sondas de perfuração e outros equipamentos típicos da exploração e produção de petróleo.

No segmento de Exploração e Produção (E&P) de petróleo e gás, o estado contabiliza cerca de nove bacias sedimentares e nele trabalham cerca de 30 empresas concessionárias responsáveis por 2,3% de toda a produção de óleo e 15,5% da produção nacional de gás.

O segmento de petróleo e gás tem importância histórica para a Bahia. O estado já ocupou o primeiro lugar no ranking nacional em termos de reservas e produção, posição que foi reduzindo gradativamente. Um conjunto de novos fatos – surgidos no cenário

nacional e local nos últimos anos, dentre eles a descoberta do pré-sal, o ressurgimento da indústria naval/offshore e as perspectivas de exploração de shale gas e shale oil começou a reverter as expectativas negativas que tomavam conta do setor no estado.

Segundo dados da Rede Petro Bahia, o mercado de óleo e gás representa cerca de 70% do mercado industrial baiano – considerando as atividades de E&P, química e petroquímica representam a maior parcela de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) recolhido pelo estado da Bahia.

Em termos de participação na economia baiana, o setor é um dos mais importantes, representando 55% do valor da produção mineral do estado, 32% do valor da transformação

industrial e quase 30% da arrecadação de ICMS. Apenas o segmento “Derivados de Petróleo” lidera, com 35% do total, a pauta de exportações baianas, superando os segmentos “Químicos e Petroquímicos” e “Automotivo”.

Dada a sua importância para o desenvolvimento sustentável do estado, o segmento é um dos contemplados pela Política Industrial da Bahia, cujas estratégias e proposições foram publicadas em 2011 e atualmente encontra-se em fase final a elaboração um conjunto de instrumentos legais e programas que serão a base para o desenvolvimento do setor no estado. A Política Industrial da Bahia foi construída por meio de uma parceria que envolveu a Secretária da Indústria, Comércio e Mineração do Estado (SICM), a Federação das Indústrias do Estado da Bahia (Fieb), o Instituto Euvaldo Lodi (IEL/BA) e a Petrobras.

No início deste ano, o Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC) lançou um plano de desenvolvimento para setor de petróleo, gás e naval da Bahia. O Programa de Desenvolvimento de TN Petróleo 91

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capital de energia

PE PI

AL

SE TO Camaçari

Salvador

ganização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), que visa à promoção de ações para fortalecimento da cultura de cooperação, desenvolvimento de fornecedores e ampliação da capacidade produtiva, desenvolvimento tecnológico, inovação, acesso a mercados e elaboração de planos de negócios ou modelos de sustentação dos investimentos privados.

Com a Abdi, o MDIC também trabalha na busca de apoiar o desenvolvimento de três empresas de médio e grande portes na Bahia para fornecer para a cadeia.

Comitê de Petróleo e Gás

GO Números do estado

Oceano Atlântico

Municípios: 417 Capital: Salvador Área total: 567.295,669 km² População: 15,044 milhões Alfabetizados: 83% MG Expectativa de vida: 72,3 anos IDH: 0,660 PIB (2012): R$ 154 milhões Renda per capita (2011): R$ 11.000 Principais atividades: petróleo e gás, turismo, indústria naval e petroquímica

Fornecedores para a indústria de petróleo, gás e naval baiana é conduzido em convênio com o IEL/BA, com o objetivo de promover ações de extensionismo industrial e empresarial em 30 empresas de pequeno e médio porte que atuam no setor.

O programa envolve a elaboração de diagnósticos, planos de melhoria e consultorias customizadas para atender as demandas evidenciadas no diagnóstico, como a obtenção de certificações necessárias para fornecer bens ou serviços para esta indústria.

De acordo com João Rossi, coordenador geral de petróleo, gás e naval do MDIC, a iniciativa vem contribuir para a qualificação de empresas de pequeno e médio porte para começarem a atuar na cadeia 84

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de petróleo, gás e naval ou para ampliarem sua participação.

“Atualmente, o programa se encontra nas fases de diagnóstico da demanda junto às empresas-âncoras, bem como de definição dos critérios para seleção das 30 empresas de pequeno e médio porte que serão atendidas. Essa seleção deverá ocorrer até o final do ano e o projeto tem previsão para terminar no final de 2015”, afirma.

Outro projeto do MDIC para o setor no estado é o Plano de Desenvolvimento de Arranjos Produtivos Locais (APLs), em parceria com o Governo do estado, a Fieb e diversas instituições nacionais como o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Petrobras, Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (Abdi), Confederação Nacional da Indústria (CNI), Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) e Or-

Também nesta direção de desenvolver as competências de petróleo e gás no estado, o Sistema Federação das Indústrias do Estado da Bahia (Sistema Fieb) criou em 2004 um Comitê de Petróleo e Gás com o objetivo de prover informações estratégicas e apoiar a mobilização e integração da indústria baiana no processo de expansão do setor no país. A Fieb contribui para atrair investimentos e maximizar a participação das empresas locais nos novos projetos deste setor industrial.

O Sistema é composto pelas instituições: Fieb (órgão de representação institucional do Sistema Fieb); Cieb; Serviço Social da Indústria – Sesi; Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial – Senai; e Instituto Euvaldo Lodi (IEL).

Fabiana Carvalho, gerente de inovação e projetos especiais do IEL, explica que atualmente o Comitê se reúne mensalmente para debater os mais diversos assuntos ligados às oportunidades de desenvolvimento de negócios destes mercados, para que a Bahia se consolide como um importante polo nacional de tecnologia e inovação nessa área industrial.

“Durante o ano são promovidos ainda seminários e palestras sobre temas

de interesse do setor, sempre buscando prover sugestões e informações estratégicas para apoio à mobilização e integração da indústria baiana no processo de expansão dos setores de petróleo, gás natural e construção naval/offshore, na Bahia e no Brasil”, afirma.

O Comitê é composto por 18 membros e outros convidados, dentre eles: representantes de empresas produtoras de óleo e gás, inclusive Petrobras; fornecedores de bens e serviços; refinarias; Bahiagás; universidades e outras instituições como a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Onip e Sebrae.

Os focos de atuação prioritária do Comitê são: estimular parceria da Fieb com o setor empresarial e com o governo visando à ampliação de investimentos locais em novos projetos industriais em óleo e gás; estimular o aumento contínuo da participação de empresas fornecedoras locais de bens e serviços nos novos projetos de E&P, processamento e distribuição de gás natural, refino, transporte e estocagem, bem como nos de construção naval/offshore; articular ações voltadas para a realização sistemática pela ANP de leilões de oferta de blocos exploratórios onshore e offshore, bem como de áreas com acumulações marginais, no estado.

A gerente do IEL comenta ainda que o instituto desenvolve dois projetos que visam o desenvolvimento de fornecedores para a cadeia de petróleo, gás e naval. O primeiro, em parceria com a Petrobras, como empresa-âncora, tendo prestado instrutorias e consultorias a 15 empresas com o objetivo de capacitar e certificá-las em critérios preestabelecidos pela âncora.

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Bahia, onde tudo começou

Produção de óleo e gn na Bahia: óleo: 44.224 bbl/d gn: 11.643 Mm³/d total: 100.772 boe/d Bacia do Recôncavo: óleo: 43.563 bbl/d gn: 2.511 Mm³/d total: 59.360 boe/d Principais campos em produção na Bahia: três offshore e 94 onshore Fonte: ANP, julho 2013

E outro, em parceria com o MDIC com o objetivo de fortalecer a competitividade e inserção das indústrias baianas (pequenas e médias, atuais e potenciais) na cadeia, tendo o EEP como a empresa-âncora e que irá atender até 30 empresas, de modo a qualificá-las para preencher os requisitos técnicos e exigências do estaleiro.

MPEs Outro agente importante que ajuda a ampliar o conteúdo local baiano no fornecimento para os empreendi-

Medicina do trabalho

segurança do trabalho

• PCMSO • ExamEs médicos E complEmEntarEs no mEsmo lOCal • atEndimEnto médico bilínguE • agilidadE na libEração do aso • gEstão do absEntEísmo E inss • ambulatório EmprEsa • mais dE 1000 clínicas crEdEnciadas no brasil • cErtificado dinamarquês, libEriano, Etc

• avaliaçõEs ambiEntais • ppra, pcmat, pca, ppr, ppp – WEb • gEstão do fap - nEtp • pEriculosidadE, insalubridadE • análisE Ergonômica • Espaço confinado, nr 10, cipa • trEinamEntos

sisteMa de gestÃo ocuPacional integrado – Web • rElatórios Em tEmpo rEal • controlEs E gEstão rEmota

mentos e operações do setor, é o Sebrae, que possui desde 2005 um convênio com a Petrobras para a inserção competitiva e sustentável de micro e pequenas empresas (MPE), na cadeia produtiva do petróleo, gás, energia e naval. O convênio já investiu mais de R$ 7 milhões na capacitação de pequenas empresas fornecedoras para se adequar aos requisitos das grandes empresas do setor.

“Temos ações para melhorar o ambiente de negócios para essas empresas, como a estruturação e consolidação da Associação Baiana de Empresas Fornecedoras da Cadeia de Petróleo (RedePetro Bahia), articulação com o sistema financeiro para desenvolver linhas específicas para essas empresas, articulação com os governos estadual e municipais para estimular os negócios na região”, diz Aline Lobo, gestora do projeto de petróleo no Sebrae Bahia.

De acordo com a gestora, nos últimos anos, o Sebrae fez um levantamento nas regiões próximas às atividades do setor no estado de MPEs relacionadas com as principais demandas da Petrobras e identificou mais de 2 mil MPEs efetivas e potenciais fornecedoras para o setor. “Sabemos que podem existir mais empresas no estado que atendam às demandas surgidas com os grandes investimentos, mas hoje essas duas mil empresas têm sido o nosso foco de atuação”, acrescenta.

O Sebrae Bahia também realiza rodadas de negócios entre grandes empresas compradoras e pequenas BREvE

EM

MACAÉ

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capital de energia fornecedoras, promove atividades relacionadas ao desenvolvimento tecnológico do setor, contribuindo com o aumento do conteúdo local para novas tecnologias; assim como, apoia a participação das MPEs em eventos e feiras do setor dentro e fora do país.

A RedePetro Bahia, associação de empresas fornecedoras de bens e serviços aos segmentos de exploração, produção, refino, petroquímica, transporte e distribuição de óleo e gás, também congrega as MPEs do setor no estado.

Com 65 empresas associadas, a RedePetro tem como principal foco a geração de negócios para os seus associados através do ganho de competitividade, isto é, viabilizando encontros de negócios; aumen-

tando a visibilidade das empresas locais; facilitando a comunicação e inter-relacionamento, fomentando a capacitação, certificação e inovação tecnológica.

Sediada na capital, Salvador, possui um conselho consultivo formado por empresas-âncora, petroleiras, operadoras, instituições de governo, instituições acadêmicas e outras entidades com interesses no setor petroleiro baiano.

Geraldo Queiroz, secretário executivo da Rede Petro Bahia, acredita que alguns dos principais desafios da Rede neste mercado tem sido articular as empresas associadas à rede para formação de consórcios, objetivando ações de parceria na execução de grandes projetos e serviços na área de petróleo e gás e conseguir agregar

O Senai Bahia, em parceria com a Petrobras, apoiado no Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), criou um centro de treinamento para operações de E&P com qualificação e capacitação de profissionais nas funções de operadores e técnicos. A área na instituição tem por objetivo desenvolver competências, capacitações e infraestrutura tecnológica para atender todas as empresas da cadeia produtiva do segmento de petróleo.

Além do portfólio específico para as atividades principais do setor, o Senai Bahia oferece diversos cursos de qualificação e aperfeiçoamento, como por exemplo: operação de sondas de perfuração, de produção, sonda offshore, sonda-torrista, sonda-plataformista; técnico em fluidos de perfuração e completação de petróleo, etc.); cursos técnicos e de pós-graduação (Engenharia do Petróleo).

Especificamente para a área naval, o Senai trabalha junto a Fieb na instalação de um Centro de Formação Profissional para atender as demandas do Polo Naval, tendo como principal objetivo formar profissionais para atuar na fabricação de navios, plataformas e sistemas

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Foto: Divulgação

Qualificação é prioridade

e dispositivos embarcados com capacitação in loco.

Para a área de óleo e gás, a Faculdade de Tecnologia Senai Cetind, instituição de ensino superior particular, mantida pelo Senai e sediada na cidade de Lauro de Freitas, possui uma sonda didática, torre didática para trabalho em altura, equipamentos utilizados nas operações de E&P, além de simuladores, laboratórios de fluidos e geologia. Todos disponí-

as empresas sob forma de Plano de Desenvolvimento de Arranjos Produtivos Locais (APLs) para ter acesso aos benefícios fiscais, infraestrutura e facilidades em financiamento.

“Temos hoje diversas parcerias para execução de projetos conjuntos. Dentre eles, parceira com a Associação Brasileira de Corrosão (Abraco) para execução de cursos na área de pintura industrial; com a Ufba e Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado da Bahia (Fapesb) para desenvolvimento de produtos e processos na área; e Universidade Salgado de Oliveira (Universo) e o Centro Universitário Estácio da Bahia (Estácio FIB), para oferecimento de cursos técnicos de interesse das empresas da rede”, informa. veis para aulas práticas dos cursos ofertados.

Atualmente a faculdade desenvolve projetos junto a órgãos de fomento à pesquisa, fundos setoriais do Ministério de Ciência e Tecnologia (MCT), Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), entre outros órgãos, em parceria com empresas e organizações com forte base tecnológica. Há também a participação ativa de seus pesquisadores em redes cooperativas de pesquisa, envolvendo diversas universidades e empresas regionais e nacionais, aliados ao estabelecimento de intercâmbios para transferência de tecnologia com institutos de pesquisa renomados mundialmente.

Além disso, o Serviço Social da Indústria (Sesi) oferece diversos serviços e programas para as indústrias de petróleo e gás na área de educação (básica e continuada), lazer e cultura, responsabilidade social e saúde.

Atendendo a uma demanda da Petrobras, o Sesi criou um Programa de Desenvolvimento de Fornecedores da Engenharia (PDFE), com o objetivo de oferecer capacitação em Sistema de Gestão em Segurança, Meio ambiente e Saúde (SMS) para empresas inscritas no cadastro da empresa. O PDFE é executado também no âmbito do Prominp.

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capital de energia

Grandes patrimônios baianos

C

om o crescimento da produção de óleo no município de Candeias, na Bahia, o Conselho Nacional do Petróleo (CNP), um órgão federal, decidiu investir na região. O local escolhido foi o terreno da antiga fazenda Porto Barreto, em Mataripe, às margens da Baía de Todos os Santos. Em 17 de setembro de 1950, a unidade entrava em operação, com capacidade instalada de 2,5 mil barris por dia e foi responsável por manter, durante quase três décadas, a Bahia como o único estado produtor de petróleo no Brasil, chegando a suprir 25% da demanda nacional.

Segundo a Petrobras, sua implantação marcou o início de um novo ciclo de desenvolvimento para a Bahia e para o Brasil e possibilitou o desenvolvimento do primeiro complexo petroquímico planejado do país e maior complexo industrial do hemisfério Sul, o Polo Petroquímico de Camaçari. Atualmente, a RLAM é a maior exportadora do estado da Bahia, e também a maior contribuinte de ICMS. Uma das primeiras unidades de refino do Brasil, a RLAM tem capacidade para processar 306 mil barris de petróleo/dia. Na refinaria, o petróleo é transformado diariamente em 34 produtos presentes no cotidiano, das mais diversas formas. Além de gás liquefeito de petróleo (GLP), gasolina, diesel e lubrificantes, conhecidos do consumidor final, a refinaria é a única produtora nacional de parafina food grade,

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REFINARIA LANDULPHO ALVES - RLAM

Localização: São Francisco do Conde / Fundação: 1950 / Área total: 6,5 km² Capacidade média: 306 mil bpd Unidades de processo: 26 Gasolina automotiva: 7.204.193; Querosene de aviação: 560.449; Óleo diesel: 13.747.423; Solventes: 9.639; Nafta: 3.112.958; Óleo combustível: 13.996.506; GLP: 2.156.542; Asfalto: 208.423; Lubrificantes: 193.831; Parafina: 252.330; Outros: 792.841 Total: 42.235.135 Produção em barris de óleo equivalente (bep) Fonte: Agência Nacional do Petróleo (ANP); elaboração FIEB/SDI

utilizada na fabricação de chocolates e chicletes.

A RLAM também é a única refinaria da Petrobras que produz N-parafina (C10-C13), matéria-prima usada na produção de detergentes biodegradáveis.

Neste processo produtivo é obtido também o C13+, produto com alto valor de mercado que é utilizado como fluido de perfuração nas unidades da área de E&P da Petrobras e que tem sido bastante demandado pelo pré-sal.

Sua área total é de 6,5 km², além disso possui 26 unidades de processo, entre as quais a maior unidade de craqueamento catalítico de resíduos da América Latina.

A unidade possui uma fábrica de asfalto, parques de armazenamento para petróleo e derivados, estações de carregamento rodo-viário, uma estação de medição para produtos acabados, uma

central termelétrica, uma estação de tratamentos de efluentes industriais e um sistema de tratamento de águas. Desde 2011, a refinaria produz Diesel S-10.

De acordo com a unidade da Petrobras na região, este ano entrarão ainda em operação duas unidades de hidrodessulfurização de gasolina (HDS) e uma unidade de geração de hidrogênio (UGH), possibilitando que a RLAM atenda às exigências ambientais que entrarão em vigor no próximo ano, com capacidade para produção de 8.000 m³/dia de gasolina com volume máximo de enxofre de 50 ppm.

Atualmente a refinaria está desenvolvendo um projeto para eliminar gargalos logísticos, que vai ampliar a tancagem e a construção de novas interligações na área de transferência e estocagem. “A RLAM também se prepara para exportar parafina micro. Recentemen-

Foto: Agência Petrobras

O estado da Bahia abriga há 63 anos em Mataripe, a Refinaria Landulpho Alves (RLAM), a segunda maior refinaria em capacidade instalada e complexidade, entre as 13 em operação no Brasil. A refinaria começou a ser construída no fim dos anos 40, antes mesmo da criação da Petrobras. Na época, o debate sobre o melhor modelo para exploração, produção e refino do petróleo no país mobilizava a atenção da opinião pública.

Bahia, onde tudo começou Foto: Agência Petrobras

Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados - Fafen Localização: Polo Petroquímico de Camaçari Capacidade instalada: 1,5 mil toneladas de amônia e uréia, 110 toneladas de ácido nítrico e 110 de hidrogênio por dia. Área: 280.000 m².

Principais produtos: amônia, ureia, ácido nítrico, hidrogênio e gás carbônico.

te terceirizamos a transformação da parafina de líquido para pequenos grãos (forma de lentilha), atendendo à norma para o escoamento da produção para países da Europa e América Latina, e garantindo assim o seu ingresso no mercado externo”, informou ainda a estatal.

No segmento de exploração e produção, os trabalhos da Petrobras na Bahia estão focados em novas tecnologias para aumentar o fator de recuperação dos reservatórios, de forma a prolongar ao máximo a vida útil dos campos existentes e na busca de novas acumulações de petróleo e gás nas áreas sob contrato, bem como buscar, nos futuros leilões, novas concessões exploratórias, principalmente nas bacias marítimas.

Na atividade de refino o foco é a modernização e ampliação da RLAM, visando à adequação da produção de diesel e gasolina. Outra vertente de investimentos foca no abastecimento de gás natural, com a construção do terceiro terminal de gás natural liquefeito (GNL) da empresa.

A previsão total de investimento da Petrobras na Bahia, no período 2013-2017 é de US$ 5,29 bilhões – em média, US$ 1,06 bilhão por ano, até 2017, enquanto no período de 2008-2012 a média foi de US$ 697 milhões por ano.

Parte dos investimentos destina-se à construção e montagem de equipamentos para ampliar instalações de superfície, como dutos e edificações, de modo a assegurar a maximização da produção de petróleo e gás natural.

“Esses investimentos abrangem a ampliação das estações de coleta e tratamento de petróleo, bem como de dutos de escoamento da produção nas áreas de Fazenda Bálsamo, Araças, Buracica; ampliação das estações e dutos de injeção de água nas áreas de Fazenda Bálsamo, Araças, Buracica e Dom João; construção de uma estação de compressão de gás para o campo de Manati; e outros projetos relacionados à infraestrutura operacional, a exemplo de sistemas de modernização de instalações de produção e automação de poços”, detalha a Petrobras.

De acordo com a companhia, atualmente operam na Bahia sete sondas de perfuração e 22 sondas de produção terrestres (SPT). Em dezembro de 2012 operavam no estado, 11 sondas de perfuração e 26 SPTs. Também na Bahia, a Petrobras investiu na implantação de um complexo para produção de biocombustíveis, envolvendo a Usina de Biocombustíveis de Candeias e o apoio à produção

de matérias-primas oleaginosas, principalmente originárias da agricultura familiar.

Outro importante empreendimento baiano que atende o setor na região é o Polo Industrial de Camaçari, considerado o maior complexo petroquímico integrado do hemisfério Sul e um dos cinco maiores empreendimentos privados do país, que conta com mais de 90 empresas, petroquímicas, químicas e indústrias de outros segmentos.

A maioria das empresas do Polo está interligada por dutovias à Unidade de Insumos Básicos da Braskem, que recebe derivados de petróleo da Petrobras, principalmente a nafta, em sua Unidade de Insumos Básicos de Camaçari e os transforma em petroquímicos básicos (eteno, propeno, benzeno, tolueno, butadieno, xilenos, solventes e outros).

Estes produtos e também utilidades como energia elétrica, vapor, água e ar de instrumento são fornecidos às unidades produtivas da própria Braskem e às indústrias vizinhas, de segunda geração, que, por sua vez, fabricam os petroquímicos intermediários e alguns produtos finais.

O complexo possui um etenoduto com mais de 400 km de extensão que interliga a unidade de insumos básicos da Braskem em Camaçari às suas fábricas de Cloro-soda e PVC

TN Petróleo 91

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capital de energia

POLO DE CAMAÇARI Fundação: 1978 Localização: 50 km de Salvador Empresas: mais de 90 empresas químicas, petroquímicas e de outros ramos de atividade como indústria automotiva, de celulose, metalurgia do cobre, têxtil, fertilizantes, energia eólica, bebidas e serviços.

Investimento global: superior a US$ 16 bilhões Novos investimentos: acima de US$ 6,2 bilhões até 2015.

Capacidade instalada: 12 milhões de t/ano de produtos químicos e petroquímicos básicos, intermediários e finais.

Faturamento: aproximadamente US$ 15 bilhões/ano.

Colaboradores: 15.000 diretos e 30.000 através de empresas contratadas.

Fotos: Divulgação

Empresas no polo de Camaçari

ABB; Acqua Service; Acrinor; Air Products; Ambev; Arembepe Energia; Bahiagás; BSC; Basf; BMD; Braskem; Bridgestone; Ceped; Cetrel; Cetrel Lumina; Chesf; Cibrafertil; Columbian; em Alagoas, fazendo a conexão entre os polos Industrial de Camaçari e Cloroquímico daquele estado.

A Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados da Petrobras (Fafen-BA) em Camaçari foi a pioneira na implantação do Polo e na fabricação de ureia no país.

Iniciou sua produção em 1971 e durante esse período elevou a Petrobras ao título de maior pro-

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TN Petróleo 91

Continental; Copenor; Daxoil; Deten; Dow Brasil; Du Pont; EDN; Elekeiroz; Emca; Energética Camaçari; Fafen Energia; Fertilizantes Heringer; Ford; Imbe; IPC; ITF Chemical; Kordsa; Limpec; Linde Gases; Log In; Millennium; Monsanto; Netlog; Newsul; Oleoquímica; Oxiteno; Paranapanema; Peroxy; Petrobras Fafen; Petrobras/ Bacam; Petrobras/Gás; Petrobras/ Transpetro; Petrobras/UTE Bahia; Proquigel; QGN; Quantas Biotecnologia; Saint Gobain; Sansuy; Tequimar; Thyssenkrupp; Tigre; Unigel; Vamtec; Vopak; White Martins. dutora nacional de fertilizantes nitrogenados. Atualmente tem capacidade para produzir 1,5 mil toneladas de amônia e ureia, 110 toneladas de ácido nítrico e 110 de hidrogênio por dia. Em julho do ano passado, a Petrobras implantou o projeto Arla 32 na fábrica, com capacidade de produção de 200 mil m³/ano.

Braskem - Camaçari Fundação: 1978 Produção anual: 5 milhões de toneladas de produtos petroquímicos e resinas termoplásticas Unidades industriais: 6 Colaboradores: 1.900 diretos e 4.200 mil terceirizados.

Portifólio amplo e variado, desde insumos básicos a químicos intermediários e resinas termoplásticas.

capital de energia

Projetos em potencial A construção do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TRBA) é o principal projeto em andamento no estado. A obra está em fase de construção civil, tendo iniciado a montagem eletromecânica. Segundo a Petrobras, a previsão para a conclusão das obras é outubro deste ano.

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TN Petróleo 91

Terminal de Regaseificação de gnl da bahia - trba Localização: Baía de Todos os Santos Capacidade de regaseificação: 14 milhões de m³/dia de gás natural Investimento: US$ 706 milhões Entrada em operação: outubro de 2013

Fotos: Agência petrobras

TRBA terá capacidade de regaseificação de 14 milhões de m³/ dia de gás natural – o que representa metade do que pode ser importado da Bolívia. O empreendimento tem o objetivo de garantir o suprimento de gás para o mercado brasileiro por meio da regaseificação de GNL importado, dando confiabilidade a tal suprimento.

Outra obra significativa é a construção do Estaleiro Enseada de Paraguaçu (EEP), em Maragogipe, que começará a operar em 2014 e será concluído no primeiro semestre de 2015. A dragagem e a terraplenagem já foram concluídas e, atualmente, estão sendo construídas oficinas de estrutura e outfiting, além do dique seco. O empreendimento prevê cerca de R$ 2,6 bilhões de investimento, o maior feito pela iniciativa privada nos últimos dez anos na Bahia.

Com área útil total de 1.192.000 m² e terreno de aproximadamente 1.752.000 m², o estaleiro se dedicará à construção e à integração de unidades offshore, como plataformas, FPSOs e sondas de perfuração. A implantação do empreendimento gerará cerca de cinco mil vagas diretas com o início de suas operações.

O EEP iniciará suas atividades com o contrato de US$ 4,8 bilhões com a Sete Brasil para a construção de seis navios-sonda, que têm como objetivo explorar o petróleo na camada do pré-sal, em lâminas d’água de 3.000 m.

Entre os seis navios-sonda, quatro serão entregues até 2018 (Ondina, Pituba, Boipeba e Interlagos) e as outras duas até 2020 (Itapema e Comandatuba).

Cabe registrar também a chegada ao estado do grupo chinês Bomcobras em 2012, que está

Foto aérea da construção do TRBA

instalando uma fábrica de sondas em Camaçari, com investimento superior a R$ 100 milhões, bem como do grupo americano Cameron, mediante a aquisição da Vescon (tradicional fabricante baiana de válvulas) e da instalação da DaxOil,

refinaria privada de capital nacional, com capacidade para processar até 2.000 barris de petróleo por dia, constituindo-se numa alternativa para os pequenos produtores de petróleo da região comercializarem sua produção.

Bahia, onde tudo começou

Números do Estaleiro Enseada do Paraguaçu - EEP

Outra perspectiva de negócios é a oportunidade de a Bahia se transformar numa base logística para a exploração e produção do petróleo na margem equatorial. O último leilão da ANP licitou blocos nessa região, que hoje não possui infraestrutura para suportar essa atividade e demandará bens e serviços do Sudeste.

Fotos: Divulgação EEP

Área: 1.752.000 m² Área industrial: 750.000 m² Área total edificada: 1.192.000 m² (coberta). Área de estocagem matérias-primas: 120.000 m².

Cais de acabamento: 750 m (calado de 12 m).

Dique seco: 360 x 130 x 12 m, com duas portas batel.

Pórticos: 2 x 850 ton de capacidade Especialidade: construção e integração de unidades offshore, como plataformas, FPSOs e sondas de perfuração.

Esses equipamentos terão que ser transportados por via marítima e a Bahia se localiza no meio do caminho entre o mercado fornecedor e os blocos da margem equatorial, ou seja, o estado é um candidato natural a sediar essa base logística e aumentar as oportunidades de negócios para a indústria baiana.

TN Petróleo 91

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capital de energia

Mercado promissor de energia A Bahia foi o primeiro estado do país a utilizar o gás natural como combustível, na década de 1940. Desde aquela época houve uma intensa expansão da indústria de gás natural, que foi impulsionada com a implantação do Polo Petroquímico de Camaçari no final da década de 1970, sendo o gás um dos principais energéticos utilizados. Hoje a disponibilidade de gás natural é um importante indutor para a economia baiana, pois permite a atração de novas empresas e confere competitividade àquelas já implantadas. De acordo com dados da ANP, a produção do estado é de cerca de 8 milhões de m³/dia.

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TN Petróleo 91

Fotos: Divulgação

O

gás natural representa 15,5% da matriz energética baiana, conforme dados do Balanço Energético do Estado da Bahia. É uma das maiores participações entre os estados da União, e maior que a média nacional.

Além disso, um terço de todo o consumo de energia da indústria baiana provém do gás natural.

O estado conta com a Companhia de Gás da Bahia (Bahiagás), que distribui cerca de 4 milhões de m³/dia de gás natural para diversos segmentos. A empresa possui cerca de 700 km de gasodutos de distribuição e continua investindo na expansão da sua rede a cada ano.

Segundo Makyo de Araújo Felix, gerente de mercado e pós-venda da Bahiagás, o mercado de gás natural na região está em grande expansão em virtude da entrada de novas indústrias no estado, como JAC Motors, Basf (Polo Acrílico) e Cervejaria Petrópolis, entre outras indústrias, e pela expansão de vendas nos segmentos comercial e residencial nas principais cidades baianas.

Felix pontua que a Bahiagás está em processo de implantação do gasoduto que interligará a cidade de Itabuna à cidade de Ilhéus, no sul do estado. O projeto possibilita-

rá o atendimento com gás natural do Complexo Industrial de Ilhéus e de seu centro urbano, além do futuro Porto Sul e sua Zona de Processamento de Exportações (ZPE).

No final de agosto deste ano, foram assinados os contratos com as empresas envolvidas. O gasoduto possui 36 km e investimento de cerca de R$ 45 milhões e sua conclusão está prevista para o segundo semestre de 2015.

“Também estamos realizando investimentos na região metropolitana de Salvador, Feira de Santana e Alagoinhas para expandir a rede de dutos. Outro projeto em estudo é o fornecimento de gás natural para o sudoeste do estado, região

rica em minérios e com grande potencial industrial”, ressalta.

Recentemente a Bahiagás firmou uma parceria com o Senai para o desenvolvimento dos profissionais da área de gás, que já está em sua segunda turma; e uma parceria com a Faculdade de Tecnologia Senai Cimatec para um estudo de eficiência energética. Além disso, o gerente da Bahiagás conta que a distribuidora tem trabalhado também com grandes empresas da área de cogeração para desenvolver mais essa utilização no estado.

A previsão do Plano Plurianual da Bahiagás 2013-2017 é um crescimento de cerca de 30% nas vendas, motivado pelos investimentos de cerca de R$ 50 milhões a cada ano, para levar o gás natural às diversas regiões do estado.

Outro fato importante é o grande potencial de shale gas que a Bahia possui, segundo estudos da ANP, que indicam 20 trilhões de pés cúbicos.

A agência divulgou que até o final do primeiro semestre deste ano deve ter uma avaliação mais ampla sobre o volume de gás, contudo, é muito provável que deva superar essa marca atual.

O potencial está concentrado nas bacias de Recôncavo e Tucano, região que já tem muitos estudos técnicos porque possui seis mil poços perfurados.

Foto: Divulgação

Bahia, onde tudo começou

Cluster eólico A Bahia tem se consolidado como um dos principais polos de geração de energia eólica no país. É o único estado do Nordeste que vendeu projetos nos leilões dos últimos quatro anos, atraindo conceituadas indústrias do setor. São 87 projetos de usinas eólicas no território baiano e uma carteira de investimentos em projetos de energia eólica no valor de R$ 8,5 bilhões.

Os projetos da região foram responsáveis por 38% dos 1,5 mil gigawatts de energia comercializados no 5º Leilão de Energia Reserva. Foram arrematados 567,2 megawatts em 28 projetos localizados principalmente nas regiões de Sobradinho e Caetité, onde já existem outros empreendimentos do tipo em andamento.

A Chesf é a responsável por quase metade dos projetos em solo baiano. Em parceria com a Brennad Energia, vai implantar três parques em Sento Sé e outros oito em parceria com as empresas Sequoia Capital e Casa Forte, no município de Pindaí.

O valor médio dos projetos eólicos contratados na Bahia ficou em R$ 107,04 por MWh, o mais baixo do país. A região receberá o projeto considerado mais competitivo, do Consórcio EGP/Serra Azul, que ofertou energia a R$ 98,5 por MWh. A Bahia vem se consolidando também como o grande parque industrial de equipamentos para o setor. A empresa espanhola Gamesa anunciou investimentos

Parque Eólico de Brotas de R$ 100 milhões na ampliação de sua fábrica em Camaçari. A nova unidade vai passar a fabricar naceles (caixa do rotor do aerogerador), com capacidade instalada de 400 megawatts/ano. A nova linha de produção deve entrar em operação no início de 2015.

Já a francesa Alstom e a Renova Energia anunciaram parceria para fornecimento de equipamentos no valor de cerca de €450 milhões, que vão gerar até 1,2 GW em empreendimentos no estado.

Os parques vão representar uma capacidade instalada de 513 MW, como parte do acordo entre as empresas de um total de 1.200 MW. Este é um dos maiores contratos eólico onshore do mundo.

As turbinas serão fabricadas na planta da Alstom em Camaçari e serão entregues a partir de 2015. Inaugurada em novembro de 2011, a fábrica – a pri-

meira da empresa na América Latina começou suas atividades com um turno de trabalho, gerando 300 MW por ano.

Recentemente, um segundo turno de trabalho foi iniciado passando a produção para 600 MW por ano.

Para Roberto Miranda, diretor de desenvolvimento de negócios da Alstom Brasil, a duplicação dos turnos mostra como o mercado está crescendo e traz grandes oportunidades. “Os ventos da região são ideais para produção de parques eólicos e incremento da geração de energia limpa e sustentável”, indica.

Além do trabalho de capacitação de mão de obra e melhorias na fábrica em Camaçari, a Alstom está presente no complexo eólico de Brotas, de 90 MW, para o qual fornece 57 aerogeradores.

O investimento na fábrica de Camaçari foi de R$ 50 milhões.

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TN Petróleo 91

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anp 15 anos

Evolução por Beatriz Cardoso, Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez

Responsável pela regulação do setor que responde por cerca de 12% do Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis (ANP) completa 15 anos de atividades buscando se reinventar para conduzir um mercado que, nos últimos anos, teve as regras do jogo alteradas.

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Fotos: TN Petróleo

contínua O

primeiro leilão do pré-sal marca uma nova fase para a ANP, que, uma vez encerrado o certame, vai ter sob sua gestão o primeiro contrato de partilha, dentro de um marco regulatório que foi alterado substancialmente nos últimos cinco anos, por conta das descobertas de grandes reservas no pré-sal.

A agência reguladora, que passou a maior parte de sua existência

gerenciando contratos de concessão, a partir de agora terá de administrar um sistema múltiplo, no qual partilha e cessão onerosa para a Petrobras concorrem com os velhos e tradicionais contratos firmados em mais dez leilões.

Mas isso não preocupa a diretora-geral da entidade, Magda Chambriard, que garante que as companhias estrangeiras já estão acostumadas a lidar com contratos de partilha no mundo inteiro. “To-

das elas têm um contrato de concessão num lugar e de partilha no outro”, frisa.

A única diferença é a governança da Pré-Sal Petrobras, que vai gerir os ativos e o grupo empreiteiro. “A questão da governança está estipulada no contrato, tampouco é nova, pois baseia-se no Joint OpeTN Petróleo 91

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anp 15 anos Rodadas de Licitação

Rodada 1 1999

Bacias Sedimentares

Rodada 2 2000

Rodada 3 2001

Rodada 4 2002

Rodada 5 2003

Rodada 6 2004

Rodada 7 2005*

Rodada 9 2007

Rodada 10 2008

Rodada 11 2013

8

9

12

18

9

12

14

9

7

11

Blocos Licitados

27

23

53

54

908

913

1.134

271

130

289

Blocos Arrematados

142

12

21

34

21

101

154

251

117

54

Blocos Onshore Arrematados

0

9

7

10

20

89

210

65

54

87

Blocos Offshore Arrematados

12

12

27

11

81

65

41

52

0

55

Proporção blocos arrematados / blocos licitados

44,44%

91,30%

64,15%

38,89%

11,12%

16,87%

22,13%

43,17%

41,54%

49,13%

Área Licitada (Km2)

132.178

59.271

89.823

144.106

162.392

202.739

397.600

73.079

70.371

155.813

54.660

48.074

48.629

25.289

21.951

39.657

194.651

45.614

48.030

100.372

Área Onshore Arrematada

0

10.227

2.363

10.620

697

2.846

186.916

32.195

48.030

64.998

Área Offshore Arrematada

54.660

37.847

46.266

14.669

21.254

36.811

7.735

13.419

0

35.374

4.895

2.577

1.695

2.669

179

222

351

270

541

539

15

2

19

33

807

759

883

154

76

147

Área Arrematada (km2)

Tamanho Médio dos Blocos (Km2) Blocos não Arrematados

77.518

11.197

41.194

118.817

140.441

163.082

202.949

27.465

22.341

55.441

Bônus de Assinatura (R$)

Área não Arrematada

321.656.637

468.259.069

594.944.023

92.377.971

27.448.493

665.196.028

1.085.802.800

2.109.408.831

89.406.927

2.823.205.650

Bônus de Assinatura (U$)

180.919.420

261.670.338

240.794.910

33.883.387

9.153.312

222.061.400

484.070.677

1.140.652.588

37.942.169

1.407.591.190

PEM (UT)

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

33.671

131.137

195.741

169.436

128.707

400.088

PEM (R$)

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

363.504.000

2.046.787.422

1.797.411.000

1.367.382.000

611.154.000

6.902.399.200

PEM (milhões de U$)

N.A.

N.A.

N.A.

N.A.

121.218.508

683.276.000

801.318.582

739.405.180

259.359.192

3.441.391.634

Conteúdo Local Médio – Etapa de Exploração

25%

42%

28%

39%

79%

86%

74%

69%

79%

62,32%

Conteúdo Local Médio – Etapa de Desenvolvimento e Produção

27%

48%

40%

54%

86%

89%

81%

77%

84%

75,96%

Empresas que manifestaram interesse

58

49

46

35

18

30

52

74

52

71

Empresas que pagaram a Taxa de Participação

42

48

44

33

14

27

45

66

43

68

Empresas Habilitadas***

38

44

42

29

12

24

44

61

40

64

3

4

5

4

3

8

19

30

24

17

Empresas Nacionais Habilitadas Empresas Estrangeiras Habilitadas

35

40

37

25

9

16

25

31

16

47

Empresas que apresentaram ofertas

14

27

26

17

6

21

32

42

23

39

Empresas Nacionais que apresentaram ofertas

1

4

4

4

2

7

14

25

18

12

Empresas Estrangeiras que apresentaram ofertas

13

23

22

13

4

14

18

17

5

27

Empresas Vencedoras

11

16

22

14

6

19

30

36

17

30

Empresas Vencedoras Nacionais

1

4

4

4

2

7

14

20

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12

Empresas Vencedoras Estrangeiras

10

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18

10

4

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16

5

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6

6

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5

1

1

6

11

2

6

Novos Operadores

* Considerando-se apenas os blocos com riscos exploratórios. ** Referente a valores após a efetiva assinatura dos contratos de concessão. *** Considera-se Habilitada a empresa que cumpriu todos os requisitos para apresentação de oferta (qualificação + pagamento da taxa de participação + garantia de oferta) N.A. Não se aplica

rating Agreement (JOA), o contrato de praxe, com cláusulas reguladas pela Associação Internacional dos Negociadores de Petróleo. Essa indústria tem 150 anos. A gente não está inventando nada”, declara Chambriard.

Mas há questionamentos.

De acordo com Marilda Rosado, sócia fundadora da MRA Advogados, no novo marco regulatório, definido pelas Leis 12.351/2010, 98

TN Petróleo 91

12.304/2010 e 12.276/2010, “as competências regulatórias e fiscalizadoras da ANP foram estendidas para o âmbito das contratações pelo regime de partilha de produção e pelo regime de cessão onerosa, no entanto, de forma mais restrita”.

No entanto, ela lembra o diálogo promovido pela ANP com os diversos agentes da cadeia de produção.

“Importante notar a transparência e o comprometimento adotados pela ANP ao longo dos últimos 15 anos.

A agência preocupou-se em promover mudanças no marco regulatório, as quais decorreram das discussões e das questões agendadas para os workshops sobre aspectos técnicos, jurídicos e tributários promovidos

Evolução contínua pela ANP”, diz. “Alguns desses assuntos envolviam outros órgãos governamentais, e a ANP assumiu as suas funções ao tentar chegar a um acordo que atendesse a todos os interesses e questionamentos”, comprova Rosado.

Teste de fogo As mudanças nas regras do jogo são mais um dos muitos desafios enfrentados pela ANP, que tem buscado se reinventar a cada novo evento.

A começar pelos próprios leilões de licitações de blocos exploratórios, iniciados em 1999, quando o país e a indústria petrolífera estavam aprendendo a andar sem os ‘arreios’ do monopólio.

No ano seguinte ao da primeira licitação, que abriu as portas do mercado brasileiro para nada menos que dez companhias internacionais, a ANP teve de exercer a função que lhe daria o codinome de ‘xerife do mercado’: em janeiro de 2000, cerca de 1,3 milhão de litros de óleo bruto

vazam de um duto da Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), localizado na Baixada Fluminense.

A mancha de óleo se espalhou pela Baía de Guanabara, cartão-postal do Rio de Janeiro, e se estendeu por uma faixa de mais de 50 km2, atingindo a primeira unidade de conservação de manguezais do país, a Área de Proteção Ambiental (APA) de Guapimirim, em Magé.

O dano ambiental, que tem sequelas até hoje, gerou multa de R$ 2 milhões à Petrobras. Em contrapartida, resultou em investimentos pesados em novas tecnologias e processos, e na melhoria da gestão de segurança, culminando com a criação, no mesmo ano, do Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional (Pegaso) da Petrobras.

Considerado na época o maior programa ambiental desse tipo no mundo, o Pegaso implicou uma série de investimentos e a Petrobras, entre 2000 e 2008, destinou cerca

de R$ 4,2 bilhões a suas instalações fluminenses. Hoje a petroleira mantém nada menos que dez Centros de Defesa Ambiental (CDAs) instalados na costa brasileira, um dos quais na Baía de Guanabara.

Sob a fiscalização da ANP, na última década a Petrobras implantou um sofisticado Centro Nacional de Controle Operacional (CNCO), que monitora e controla toda a malha de dutos espalhada pelo país – com análise permanente de volume, vazão, pressão, temperatura e densidade dos produtos transportados e outros dados que podem indicar alguma anormalidade e, consequentemente, implicar em algum risco.

Nesse período, o mercado amadureceu, junto com a ANP. “Em 15 anos, dobramos as reservas e a produção no país. Atingimos a marca de 15 bilhões de barris de petróleo em reservas provadas, e estamos produzindo 2 milhões de barris de petróleo por dia”, contabilizou Magda Chambriard. “E os investimentos

TN Petróleo 91

99

anp 15 anos

Levantamentos geofísicos por tipo – 2003-2012

Fonte: ANP/SDT e SEP

Levantamentos geofísicos

Tipo 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Sísmica 2D (km)

3.756

8.061

306

4.003

3.161

4.645

7.522

Sísmica 3D (km²)

1.401

2.387

5.592

2.965

8.991

6.176

Gravimetria (km)

7.068

–

4.809

30.468

– 32.789

Gravimetria (km²)

–

62

–

28.650

–

–

Magnetometria (km)

–

–

4.809

55.772

78

119

2.139

804

467

82

75.890

32.471

Sísmica 3D (km²)

0.110

13.931

14.246

32.527

Gravimetria (km)

13.539

– 209.985

23.682

12/11%

487

7.688

5.168

–32,78

13.106

11.412

6.748

1.586

–76,49

15.643

–

7.580

9.855

–

–

–

–

–

–

33.743

–

7.459

9.855

–

Dados Exclusivos

Dados Não Exclusivos Sísmica 2D (km)

Gravimetria (km²) Magnetometria (km) Magnetometria (km2)

2.107

3.805

29.787 12.297 4.800

12.012

–

–

–

–

32.655 29.459 123.878

36.539

4.800

3.512

244.273 33.379 22.570 54.634

5.742 390.656 6.703,82 23.312

140,83

45.210 371.295

721,27

– – – – 234.045 48.050 169.020 371.455

119,77

258.568 68.787

–

–

–

–

–

–

–

Sísmica 2D (km)

–

–

–

–

–

–

–

Gravimetria (km)

–

–

–

–

–

–

–

Gravimetria (km²)

–

–

–

–

–

–

–

893.541

9.680

–

–

–

–

–

–

835

1.088

30,28

156.138 123.894

1.196

–99,03

–

–

–

– 707.164 111.868 – 1.136.880 –

1.240

-98,89

–

–

Dados de Fomento

Magnetometria (km)

–

–

–

–

–

–

Magnetometria (km2)

–

–

–

–

–

–

em exploração e produção, das 78 empresas concessionárias, somam cerca de US$ 40 bilhões anuais”, pontua. O fato é que o Brasil, segundo o anuário estatístico de 2013 da BP, referência mundial no setor de energia, hoje tem a 12ª maior produção de petróleo do mundo (2,15 milhões de boed) e é o 15º em reservas provadas, incluindo todos os integrantes da poderosa Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo). “Também estamos entre os países com um dos maiores acervos do mundo de suas bacias sedimentares, com dados geológicos, físicos e sísmicos, além de amostras, testes e perfis de poços de óleo e gás”, afirma a diretora-geral da ANP.

Dura aprendizagem Mas nem tudo são flores na trajetória da agência que teve de enfrentar um trágico acidente em seus primórdios: um ano após o vazamento que impactou a Baía de Guanabara,

100

TN Petróleo 91

a agência e a Diretoria de Portos e Costas (DPC) se deparam com uma dura tarefa: investigar e apurar as responsabilidades do acidente ocorrido com a P-36, que resultou na morte de 11 das 175 pessoas a bordo, e no afundamento da unidade de produção do campo de Roncador, na Bacia de Campos.

Os laudos preparados pela ANP e a DPC – órgão da Marinha do Brasil responsável pela fiscalização de todas as atividades marítimas na costa brasileira, incluindo plataformas offshore – atestam que o acidente foi causado por “não conformidades quanto a procedimentos operacionais, de manutenção e de projeto” da plataforma, que estava produzindo em torno de 85 mil barris, na época, em uma profundidade de 1.200 m.

A instituição fortalecia assim a prática da atuação conjunta com outros órgãos na orientação e controle das atividades que norteiam a exploração e produção de hidrocarbonetos.

Parceria que também abrange órgãos ambientais e instituições de ensino superior – estas para formação técnica/especialização de pessoal.

Com a Marinha, por meio da DPC, a agência assinou, em novembro de 2001, convênios para fiscalizar as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural na costa marítima brasileira. Essa atividade prevê, inclusive, perícias periódicas nas unidades flutuantes com o objetivo de garantir a segurança operacional de todas as operações, de forma a prevenir riscos de novos acidentes.

Crescem as atividades exploratórias A criação da ANP trouxe também um incremento de informações geológicas, pois a avaliação do potencial das bacias sedimentares do país, que antes era tarefa institucional da Petrobras, passou a ser da agência, o que trouxe consistência e fomentou o

Evolução contínua mercado de exploração, beneficiando toda a cadeia.

Prova disso é que desde 2009 existem licitações na área de sísmica 2D, de reconhecimento de fronteiras exploratórias e bacias, como Parnaíba, Acre, Paraná e Parecis – regiões que foram foco da 11ª rodada, e que continuam no topo das prioridades para as próximas rodadas da ANP. “A valorização da atividade sísmica para o Programa Exploratório Mínimo (PEM) além de ajudar as empresas de serviços sísmicos, contribuiu para o maior conhecimento das áreas licitadas”, diz Stephane Dezaunay, gerente para o Brasil da PGS. Para dar continuidade ao trabalho que vem sendo feito nesses 15 anos, a agência se empenha em aplicar R$ 1,8 bilhão até 2014 (investimento iniciado em 2007), em estudos geológicos de 22 bacias sedimentares. Esses recursos fazem parte do Plano Plurianual de Estudos de Geologia e Geofísica (PPA) da ANP, que está inserido no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do Governo Federal.

De suma importância para os próximos leilões, ao elucidar o direcionamento de investimentos, o PPA visa à aquisição de dados geológicos e geofísicos nas bacias sedimentares brasileiras, com foco principalmente nas bacias de fronteira exploratória, onde ainda há pouco conhecimento sobre o potencial, mas é um dos pontos de atenção dos trabalhos da ANP nos últimos anos.

Na opinião de Marcos de Almeida, da Geoquasar, os investimentos feitos pela ANP em levantamentos sísmicos têm ajudado a valorizar os ativos, melhorando o nível das rodadas e alavancando as empresas de serviços.

“O foco da ANP no levantamento de informações traz grandes benefícios. Primeiro, por gerar maior conhecimento, especialmente em áreas com pouca informação disponível; segundo, por contribuir para o crescimento das empresas de serviços; e, por último, com esta iniciativa, a ANP esta atraindo mais investimentos por parte das concessionárias no momento dos leiloes”, pontua.

Ainda segundo Almeida, a agência está no caminho certo, ao investir fortemente na área de sísmica para avaliação de novos locais de exploração, sobretudo nas regiões onshore e na margem equatorial. Para ele, o plano plurianual da ANP tem dado importante contribuição para a expansão do volume total de atividades sísmicas.

Celso Magalhães, presidente da Georadar, compartilha da mesma opinião. Para ele, o rumo da agência está bem planejado, já que algumas lacunas no setor, deixados pela retração na exploração terrestre pela Petrobras, são preenchidas pelo fomento à exploração que hoje está sendo exercido pela ANP. “A ANP não é somente um agente regulador, mas sim um agente capaz de fomentar o mercado com estudos e iniciativas em áreas carentes por informações básicas e novas tecnologias”, comenta.

Mais recurso para P&D No intuito de gerar tecnologia com forte conhecimento científico agregado no país, os contratos de concessão para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil estabelecem a obrigação de o concessionário realizar despesas qualificadas como pesquisa, desenvolvimento e inovação nas áreas de interesse e temas relevantes para o setor.

O montante, equivalente a 1% da receita bruta dos campos em que é

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anp 15 anos

Reservas provadas 1 de petróleo, por localização (terra e mar), por estado – 2003-2012 Local

Estado

Reservas provadas de petróleo (milhões de barris) 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

12/11%

Amazonas

Terra

110,6

100,0

91,9

96,7

102,7

107,6

114,0

104,4

102,6

104,8

2,18

Ceará

Terra

5,7

6,8

6,3

5,5

8,4

10,4

15,3

15,4

14,1

16,6

17,12

Mar

67,1

70,1

71,3

69,5

57,5

58,9

58,9

47,8

49,1

46,3

-5,83

Terra

260,3

250,2

259,4

263,0

264,6

265,1

266,3

254,6

252,1

277,8

10,18

Mar

71,6

67,4

80,7

79,6

98,1

98,1

105,4

120,5

121,0

117,1

-3,16

Terra

11,4

10,9

11,8

11,3

8,7

6,9

5,8

5,2

10,5

6,3

-40,15

Mar

1,4

1,6

1,2

0,9

0,7

0,6

0,7

0,8

0,7

0,6

-20,20

Sergipe

Terra

220,0

223,3

230,0

226,6

231,8

226,4

242,4

250,7

246,3

240,1

-2,55

Mar

21,1

36,1

37,8

38,1

34,6

35,0

26,2

31,6

28,4

32,3

13,53

Bahia

Terra

211,6

214,8

228,6

241,1

216,1

228,6

241,9

241,1

255,9

239,9

-6,24

Mar

2,2

2,3

2,3

3,5

37,8

59,6

69,4

65,8

69,7

69,4

-0,49

Espírito Santo

Terra

114,9

58,4

54,6

60,7

54,1

50,8

53,0

44,8

33,6

34,9

3,80

Mar

609,7

1.205,6

1.126,1

1.286,5

1.277,1

1.275,5

1.240,8

1.297,8

1.305,5

1.334,

2,21

10.381,9 11.707,3

Rio Grande do Norte Alagoas

Rio de Janeiro

2

São Paulo Paraná3 Santa Catarina4

Mar

8.854,1

8.931,1

9.532,6

9.762,2

10.177,9

10.328,5

12.143,3

12.211,5

0,56

Mar

4,0

39,9

19,2

23,8

27,6

23,9

24,2

26,1

384,4

545,9

42,03

Terra

–

–

–

–

–

–

0,0

0,0

0,0

–

–

Mar

23,7

14,8

10,7

6,2

21,3

20,7

24,4

27,0

27,3

31,3

14,63

Mar

12,5

9,9

8,2

6,6

4,8

4,8

5,3

5,3

5,3

5,3

-0,09

Terra

934,5

864,5

882,7

904,9

886,4

895,8

938,6

916,3

915,2

920,4

0,56

Mar

9.667,4

10.378,8

10.890,0

11.276,8

11.737,5

11.905,6

11.937,1

13.330,0

14.134,7

14.393,9

1,83

Brasil

1,76

Subtotal

Fonte: ANP/SDP, conforme a Portaria ANP n° 9/2000.

Notas: 1: Reservas em 31/12 dos anos de referência; 2: Inclui condensado; 1 Incluindo as reservas dos campos cujos Planos de Desenvolvimento estão em análise.

2 As reservas do campo de Roncador e Frade estão apropriadas totalmente no estado do Rio de Janeiro por simplificação.

3 As reservas do campo de Caravela estão apropriadas totalmente no estado do Paraná por simplificação.

4 As reservas do campo de Tubarão estão apropriadas totalmente no estado de Santa Catarina por simplificação.

devido o pagamento da participação especial (pago pelos concessionários de campos com grande volume de produção ou de grande rentabilidade), gerou de 1998 até o segundo trimestre de 2013 um total de R$ 8,06 bilhões em obrigações de investimento. A relevância desses dados fez com que a superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico da ANP produzisse o primeiro Boletim de P&D, em 2013. O documento reúne todas as informações sobre os recursos gerados pela obrigação contratual desses investimentos.

O valor pago até hoje, segundo o documento, refere-se a 35 campos produtores, sendo 31 oriundos da Rodada Zero (1998), três da Segunda Rodada (2000) e um da Quinta Rodada (2003) – R$ 7,85 bilhões da Petrobras e o restante dividido entre 102

TN Petróleo 91

14 empresas. Depois da Petrobras, a empresa com maior volume de recursos para investimento é a Repsol Sinopec com R$ 35,17 milhões de 1998 até o segundo trimestre de 2013. Em 2012, os recursos gerados correspondem a R$ 1,22 bilhão e, em 2013, até o final do segundo trimestre, de R$ 571,52 milhões.

Segundo a ANP, estimativas indicam que o montante acumulado entre 2013 e 2022 será de mais de R$ 26 bilhões.

“Isso vai possibilitar um novo salto tecnológico nos próximos anos”, diz o diretor da ANP, Florival Carvalho.

“Estamos criando um grande parque tecnológico no Brasil.”

De acordo com a cláusula de P&D, pelo menos 50% dos recursos gerados devem ser destinados a universidades ou institutos de pesquisa e desenvolvimento credenciados pela ANP, para atividades e projetos aprovados pela agência. A outra metade dos recursos pode ser destinada a atividades de pesquisa e desenvolvimento e inovação em linhas de pesquisa ou projetos determinados pelo próprio Concessionário, desenvolvidos em suas instalações ou de suas afiliadas localizadas no Brasil, ou contratadas junto a empresas nacionais.

De 2006 a julho de 2013, a Agência autorizou 1.058 projetos gerando investimentos em várias instituições, o que traz benefícios para diversos estados brasileiros. Quem lidera o ranking das instituições é

Evolução contínua a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), com 199 projetos que somam cerca de R$ 400 mil em recursos, seguida da Universidade Federal de Pernambuco (Ufpe) – com cerca de R$ 139 mil em recursos – e da PUC-Rio – com 39 projetos e cerca de R$130 mil em recursos.

Conteúdo local Além de fomentar investimentos na pesquisa e desenvolvimento, a partir das atividades exploratórias de óleo e gás na costa brasileira, a ANP se esforça para estimular empresas de petróleo a maximizarem as aquisições de máquinas, equipamentos e serviços produtivos junto a fornecedores locais.

Desde a primeira Rodada de Licitações, ocorrida em 1999, a Agência estabelece requisitos mínimos de Conteúdo Local em seus contratos de concessão com as Operadoras vencedoras, para investimentos realizados nas fases de exploração e desenvolvimento da produção. “Uma boa gestão

dos recursos petrolíferos tem que levar em conta o desenvolvimento da indústria local. O Brasil dispõe de recursos humanos capacitados e uma base industrial desenvolvida, que permite fornecer grande parte dos bens e serviços demandados pela indústria petrolífera”, afirma o vice-presidente de Relações Institucionais da BP Brasil, Ivan Simões.

“O grande desafio é equilibrar as exigências de contratação local com a capacidade de oferta, de modo a induzir o crescimento da indústria local, dando maior ênfase a incentivos para desenvolver o setor de forma competitiva, e não a medidas punitivas pelo descumprimento das exigências.”

Em um primeiro momento (1999 a 2002 – 1ª a 4ª Rodadas), os concorrentes ofertavam livremente os percentuais de bens a serem adquiridos

de fornecedores nacionais, bem como de serviços a serem prestados pelas empresas brasileiras. No período que envolveu as 5ª e 6ª Rodadas, a ANP passou a exigir percentual mínimo e diferenciado, atingindo, indiscriminadamente, os bens e serviços destinados às atividades de exploração e produção em blocos terrestres, blocos localizados em águas rasas ou em águas profundas. Mas apenas em 2005, com a 7ª Rodada, a Agência delimitou as ofertas de conteúdo local, entre valores mínimos e máximos, objetivando afastar práticas de licitantes que ofertavam índices altos de conteúdo local, descumpridos durante a execução do contrato.

A violação dos percentuais ofertados passou a representar a aplicação de multa entre 60% a 100% do conteúdo local desrespeitado.

Assim, a agência reguladora adotou importantes iniciativas: a elaboração da Cartilha de Conteúdo Local, a criação do Certificado de Conteúdo Local (Resolução ANP n. 36/2007)

TN Petróleo 91

103

anp 15 anos e do Relatório de Investimentos Locais (Resolução n. 39/2007), todos os instrumentos aptos a definir os contornos e a abrangência do conteúdo local. “A questão do conteúdo nacional, estabelecido desde a rodada zero, foi uma conquista para o país. Principalmente a partir da 5ª Rodada, quando começou a ter peso importante no processo licitatório”, diz o diretor Carvalho.

Apesar de ainda serem contestados, os índices de conteúdo nacional da 11ª Rodada chegaram a uma média de 62,32% na fase exploratória, e 75,96% na fase de desenvolvimento para os 142 blocos arrematados. “É inquestionável que os percentuais de conteúdo local dos projetos são desafiadores, mas temos a certeza de que a ANP e o MME (Ministério de Minas e Energia) terão condições de acompanhar de perto o assunto e propor, caso necessário, eventuais aprimoramentos no modelo atual”, afirma diretor de Relações com o Governo e Assuntos Regulatórios da Shell, Flávio Rodrigues. “O setor, assim como a Shell, tem contribuído de maneira profunda na discussão do tema, sempre com o objetivo final de extrair o melhor valor para o país, sem afetar a atratividade dos projetos de forma global. É uma jornada que necessita de um acompanhamento próximo e muito diálogo com os setores envolvidos”, conclui.

Valorando riquezas Nos últimos dez anos, o valor dos royalties recebidos pelas unidades da federação impactadas com as atividades referentes à extração de hidrocarbonetos mais que triplicou.

Segundo o Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2013, os valores saíram de pouco mais de R$ 4 milhões em 2003 para cerca de R$ 15.600 milhões em 2012.

104

TN Petróleo 91

O Rio de Janeiro é o estado que mais recebe dinheiro dos royalties, ficando com o montante de R$ 3 milhões no ano passado. Vem seguido de Espírito Santo (com cerca de R$ 726 mil), São Paulo (com cerca de R$ 455 mil) e Bahia (com cerca de R$ 187 mil).

Os números falam por si e evidenciam a vontade política de não perder nenhuma parcela desse ‘quinhão’ para regiões não produtoras. Mas recentemente as regras do jogo sofreram modificações. A presidente Dilma Rousseff sancionou no dia 9 de setembro, sem vetos, a lei que destina os royalties do petróleo para investimentos nas áreas da Educação e Saúde, referentes aos novos contratos da União – com comercialidade declarada a partir de 3 de dezembro de 2012 – 75% para a educação e 25% para a saúde.

A verba virá, em primeiro lugar, do que for auferido em royalties e participação especial de novos contratos com comercialidade declarada a partir da data especificada. Royalties de campos em atividade há mais tempo, como é o caso de Rio de Janeiro e Espírito Santo, continuarão a ser aplicados pelos governos estaduais.

O texto também ressalva que as verbas destinadas à Educação devem ser aplicadas exclusivamente na educação pública. Além disso, deixa estabelecido que esse dinheiro não poderá ser empregado para pagar dívidas com a União ou salários de profissionais da rede pública de ensino.

Segundo o Ministério da Educação (MEC), o primeiro repasse, de R$ 770 milhões, deverá ser feito ainda em 2013; chegando a R$ 19,96 bilhões, em 2022, e a um total de R$ 112,25 bilhões em dez anos.

Gás natural Uma das mais importantes mudanças no mercado de gás natural do país aconteceu a partir da sanção da chamada Lei do Gás, que encerrou o monopólio da Petrobras na construção e operação de dutos no Brasil, além de regulamentar o transporte, a estocagem, o processamento e a comercialização do gás natural no país. O regime que passou a vigorar

foi o da concessão, com tarifa estabelecida pela ANP. As mudanças nas regras facilitaram a entrada de outras empresas no mercado de transporte, aumentando os investimentos no segmento de gás natural e levando a uma queda nos preços do produto, com o nascimento da concorrência no setor. As novas regras permitiram também a redução do custo para geração térmica por meio de gás natural.

“A nova regulamentação permitiu a figura do autoimportador e autoprodutor, o investidor não precisava mais pagar para a distribuidora levar gás para ele. Ele passou a importar GNL, regaseificar e colocar na sua térmica, baixando o seu custo”, explica Adriano Pires, especialista em petróleo e gás natural e diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE).

O diretor da ANP Florival Carvalho lembra que, até a Lei do Gás, o país tinha cerca de 6.500 km de dutos, o que hoje se estende por quase 9.500 km. “Levamos a produção de gás para áreas no interior do Brasil.

Um feito nunca antes imaginado”, afirma, citando o caso da Bacia do Parnaíba, no Piauí. Considerada uma nova fronteira petrolífera, a região tem área aproximada de 680.000 km2 e se estende aos estados de Maranhão, Piauí, Tocantins, além de trechos de Pará, Ceará e Bahia.

A inexistência de gasodutos e a distância dos portos – os mais próximos são o de Manaus (AM) e o de São Luís (MA) –, os principais desafios para escoar a produção do gás natural dessa bacia, que teve 14 blocos arrematados na 11ª Rodada, estão sendo minimizadas com a construção do maior complexo termelétrico de geração de energia a gás natural do Brasil: a UTE Parnaíba.

O projeto, assumido recentemente pela Eneva – empresa com atuação nas áreas de geração e comercialização de energia elétrica, além de negócios complementares

Evolução contínua

na exploração e produção de gás natural –, foi construído próximo ao campo de Gavião Real, e vai transformar o gás natural em energia para distribuição pela rede elétrica.

A Licença de Instalação concedida para a termelétrica é de​3.722 MW. A importância que o mercado de gás natural tem hoje também pode ser observada com a realização de uma rodada de licitação somente para o produto. A 12ª rodada da ANP, que será totalmente voltada para o gás, tem grandes perspectivas no mercado, e vai ofertar 240 blocos exploratórios, distribuídos em sete bacias sedimentares, sendo 110 blocos para áreas de Novas Fronteiras nas Bacias do Acre, Parecis, São Francisco, Paraná e Parnaíba; e 130 blocos exploratórios em Bacias Maduras do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas.

O gás de xisto entrará nesse próximo leilão, mas ainda de forma tímida, já que não se sabe oficialmente o potencial do país (estima-se

as reservas em 6 trilhões de m 3), além de os órgãos governamentais, incluindo a ANP, estarem tratando do shale gas com muita prudência, já que há muitas questões envolvidas, como a ambiental.

Para o primeiro diretor-geral da ANP, David Zylbersztajn, a agência tem em seu escopo uma clara intenção de abrir o mercado de gás. Mas ele chama a atenção para o fato de o governo ter que somar esforços para atingir metas. “A grande dificuldade da ANP, hoje, é na área do gás.

Um dos grandes desafios é cuidar do chamado ‘midstream’, que é a quebra efetiva do transporte de gás e de líquidos, instalações portuárias e refino”, comenta. “É aí que o mercado não consegue se desenvolver. Primeiro na questão do transporte, por conta

da dificuldade de acesso aos dutos existentes, e da necessidade de se construir novos dutos. E na questão de refino porque o modelo atual apresenta um ‘dumping’ (prática comercial que consiste em uma ou mais empresas de um país venderem seus produtos, mercadorias ou serviços por preços extraordinariamente abaixo de seu valor justo) institucionalizado no setor de combustíveis.”

Energias renováveis Outro setor que se desenvolveu muito nos últimos anos foi o de biocombustíveis. A ANP foca esforços tanto na parte de fiscalização, quanto na promoção de leilões de biodiesel, que são realizados desde 2005, seguindo uma determinação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

Nesses leilões, as empresas produtoras de óleo diesel (Petrobras e Refap) compram o biodiesel para depois revendê-lo às distribuidoras,

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anp 15 anos que misturam o produto ao petróleo. Para garantir a disponibilidade do biocombustível em quantidade suficiente para compor a mistura determinada por lei – que é de 5% de biodiesel no diesel –, e ao mesmo tempo, estimular o segmento recente no país, os leilões cumprem seu papel, visto o bilionário setor que se tornou a indústria de biocombustíveis, sobretudo de etanol.

Somente a venda de matéria-prima para a produção de biocombustíveis movimentou mais de R$ 2 bilhões para a agricultura familiar brasileira na safra 2011/2012. Segundo estimativas da Companhia Nacional de Abastecimento (Conab), a produção de etanol no ciclo 2013/14 será de 27,1 bilhões de litros no Brasil, aumento de 1,4 bilhão de litros, ou 5,4%, em relação aos 25,7 bilhões previstos no relatório de março.

O setor está tão aquecido que a Petrobras elaborou metas ousadas: a Petrobras Biocombustível investirá US$ 1,9 bilhão para elevar a produção de etanol nos próximos anos. “Neste ano, já estamos investindo mais de R$ 1 bilhão para a expansão da produção e para a qualidade de nossas usinas. Encerramos o ano passado com moagem de 21 milhões de toneladas de cana e trabalhamos para atingir 25 milhões em 2013”, destacou Miguel Rosseto, presidente da subsidiária. Segundo ele, a meta da companhia é participar de 15% do mercado nacional de etanol em 2017, com uma estratégia de expansão por meio da expansão de capacida-

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de instalada, novos projetos e aquisições.

Confiança na ação da ANP A atração de grandes volumes de investimentos produtivos de longo prazo no Brasil é avaliada de forma muito positiva pelas grandes operadoras que atuam no país. “A grande contribuição da ANP foi a elaboração de um conjunto de regulações modernas que permitem uma gestão transparente e profissional do setor petrolífero.

Esse ambiente regulatório permite a geração de empregos, participações governamentais, investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em conteúdo local. São muitas as contribuições”, afirma o vice-presidente de Relações Institucionais da BP Brasil, Ivan Simões. “Gostaria de ressaltar a obrigatoriedade de investimentos em pesquisa e desenvolvimento, que transformou o Brasil em um dos principais polos de desenvolvimento de tecnologia de ponta, a gestão dos dados geológicos e geofísicos e, em especial, os altos padrões de segurança exigidos nas operações”, observa.

“Os investimentos, que eram de cerca de US$ 4 bilhões em 1998, saltaram para US$ 40 bilhões em 2013.

Hoje, mais de 70 empresas operadoras estão presentes no país, sem contar a atração e impacto na cadeia de fornecimento do setor”, diz o diretor de Relações com o Governo e Assuntos Regulatórios da Shell, Flávio Rodrigues. “A ANP sempre manteve um amplo diálogo com o setor de petróleo, gás e biocombustíveis, o que é muito importante para a evolução dessa indústria”, observa Rodrigues, referindo-se às consultas e audiências públicas, determinadas pela legislação para garantir a transparência e a oportunidade dos agentes contribuírem com as novas regras do setor.

“Esperamos que no futuro as reuniões de diretoria também sejam abertas, especialmente quando tratarem de assuntos de interesse geral”, opina.

Desafios futuros Além de manter condições que favoreçam a atração de investimentos, com a sustentabilidade das rodadas de licitações, a ANP terá que atrair e manter profissionais qualificados na quantidade necessária para atender o grande crescimento projetado da indústria petrolífera nos os próximos anos. “O setor vive em um ambiente em que a competição por talentos será cada vez mais acirrada”, pontua Simões.

O atual cenário aponta, também, para uma possível intervenção do Estado nas atividades da agência que, a partir do leilão de Libra, coexistirá com a Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. – Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA). “A estatal pode sim interferir na autonomia da agência reguladora, porque boa parte de suas atividades poderiam ser exercidas pela ANP. Não acho que o modelo de partilha seja um bom modelo, ainda mais da forma que está sendo aplicado. Não leva à concorrência, pelo contrário, ele retorna ao monopólio”, afirma Zylbersztajn. “O grande conflito está no que a agência já tem competência para administrar, com pessoal qualificado e experiente. O campo de Libra é igual a todos os outros. Muda o processo de exploração, a evolução tecnológica, mas os outros processos são iguais”, conclui.

“A ANP, sem dúvida, terá que reconquistar a sua autonomia para regular o mercado petrolífero brasileiro. Com as novas mudanças, e a redistribuição das competências regulatórias após o pré-sal, indagamo-nos se não estão ameaçados diversos princípios administrativos, notadamente o princípio da eficiência”, completa Marilda Rosado.

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noruega

Noruega:

expertise subsea Enviada especial: Maria Fernanda Romero

A Noruega, um dos maiores produtores de petróleo do mundo, é um país de ponta quando o assunto é tecnologia e soluções para a indústria do petróleo. Sua extensa rede de dutos submarinos – a maior do mundo –, e sua experiência em operar nas severas condições offshore no Mar do Norte, fizeram o país se destacar pelo desenvolvimento de tecnologias inovadoras, principalmente na exploração e produção em águas profundas e nos sistemas submarinos. O que vem levando Noruega e Brasil a reforçarem o intercâmbio no setor de petróleo e gás nos últimos anos devido às descobertas do pré-sal.

D

esde meados do século XIX, o Brasil faz parte da rota das empresas norueguesas. Naquela época, as empresas de navegação vinham para cá impulsionadas pelo transporte de bacalhau e retornavam à Noruega com açúcar e café.

Nos anos 1970, o setor de mineração e a indústria naval começaram a atraí-las para nosso território. Em 1990, com as mudanças na legislação industrial brasileira e a emergência do mercado de petróleo e gás, as norueguesas se engajaram e rapidamente iniciaram negócios nas áreas de aquisição sísmica, construção naval e serviços de petróleo. A partir do ano 2000, a perspectiva de declínio no setor de óleo e gás norueguês impulsionaram as empresas da Noruega a olharem para

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o exterior e para o crescimento do setor no Brasil. De acordo com o estudo ‘Estratégia Brasil’ do Governo norueguês, lançado em 2011, o Brasil é o país onde a Noruega tem seus maiores investimentos no exterior, depois da União Europeia e Estados Unidos.

A Noruega é grande exportadora de capital financeiro por meio de seu fundo soberano, o Fundo Governamental de Pensões-Global (FPG-G).

De todas as economias emergentes, a brasileira é a que recebe os maiores investimentos desse Fundo. Os países são parceiros comerciais há mais de 170 anos e com as expectativas geradas na área submarina diante do anúncio das reservas do pré-sal em 2007, o Brasil tornou-se o destino internacional número um para o cluster offshore da Noruega.

Capital: Oslo Área: 385 155 km² População: 5 milhões Densidade: 12 hab./km² PIB: US$ 280 bilhões Renda per capita: US$ 59,3 mil IDH (2011): 0,955 Alfabetização: 99,0% Moeda: Coroa norueguesa Site oficial: www.regjeringen.no Principais indústrias: petróleo e gás natural, processamento de alimentos, construção naval, produtos de madeira e polpa, metais, produtos químicos, madeira, mineração, têxteis, pesca.

O setor de petróleo e gás é o mais importante para a cooperação entre os dois países na área empresarial; é responsável pela maior quantidade de empresas instaladas (49%) e pelo maior número de empregados (50%).

Fotos: Depositphotos

Segundo a Innovation Norway, agência de promoção do governo da Noruega, o segmento recebeu de 2009 a 2011, 64% de todos os investimentos. O setor industrial ficou com 27%, energias renováveis com 5% e a área marítima com os 4% restantes.

Atualmente existem cerca de 110 empresas norueguesas no Brasil, das quais mais de 75% atuam na indústria de petróleo e gás e no setor marítimo.

A maioria delas recém-criadas, com menos de dez anos de experiência no país. A pesada carga tributária brasileira, como o Custo Brasil, e a falta de mão de obra qualificada são alguns dos obstáculos enfrentados para operar no Brasil, citados pelas empresas norueguesas.

Vocação petrolífera Stavanger e Bergen são importantes regiões petrolíferas da Noruega. Nelas se concentram a maior

parte das atividades de petróleo e onde ficam instaladas a maior parte das empresas deste setor. Historicamente pesqueira e industrial, a cidade de Stavanger tornou-se, a partir da década de 1970, a capital norueguesa do petróleo. Hoje, a principal fonte de renda da população local de Stavanger é o petróleo.

Com população de 300 mil pessoas, Stavanger possui 40 companhias de petróleo e 500 companhias locais que operam em nível internacional. A produção de petróleo e gás na cidade corresponde a 40% da produção total da Noruega. Dentre os atuais desafios da região devido ao crescimento excessivo do setor estão: salários altos, imóveis caros e problemas de trânsito.

Já a cidade de Bergen, a segunda maior do país em tamanho e população, tem o seu porto como motor principal para a economia local.

Além de constituir um cluster líder mundial em tecnologia submarina de petróleo, sendo a base do Centro Norueguês de Especialização Subsea (Norwegian Centre of Expertise Subsea/NCE Subsea), que reúne mais de cem empresas e organizações.

O NCE Subsea contribui para o fortalecimento e internacionalização da indústria submarina na área de Bergen através de suporte financeiro e técnico no estabelecimento de projetos de desenvolvimento de tecnologia. Os projetos do cluster já receberam mais de 470 milhões de coroas norueguesas em financiamento. O foco são os mercados de manutenção, modificação e operação, bem como produtos técnicos inovadores e com tecnologia de ponta para a indústria submarina.

O objetivo é estimular a maior colaboração e partilha de experiências no âmbito do cluster, com colaboradores nacionais e internacionais. O NCE é um programa nacional apoiado pela Innovation Norway, o Conselho de Pesquisa da Noruega, e pela Corporação de Desenvolvimento Industrial da Noruega.

Cooperação subsea De acordo com o estudo ‘Perspectivas da Energia Mundial

2012’, da Agência Internacional de Energia (AIE), o mercado mundial de sistemas submarinos está estimado na faixa de US$ 60 a US$ 94 bilhões para período 2011-2015, e o Brasil é um dos principais consumidores, em razão do desenvolvimento da produção nacional em águas profundas.

Há um forte movimento de fornecedores brasileiros em busca de parcerias com as empresas norueguesas que dominam tecnologias demandadas hoje pelo mercado, principalmente em relação aos campos em áreas profundas e no pré-sal.

As áreas de perfuração e subsea necessitam de investimentos intensivos em tecnologia de ponta, e a Noruega possui grande expertise nesse segmento já que possui a rede de dutos submarinos mais extensa do mundo e as unidades offshore sujeitas a condições ambientais das mais severas para operações no Mar do Norte. Seus produtos e serviços vão desde perfuração e completação e equipamentos subsea de exploração, produção, até equipamentos de monitoramento ambiental, tratamento de água e instrumentação submarina.

Crescimento significativo Com atuação no Brasil há mais de dez anos, a Clampon, fabricante de sensores ultrassônicos inteligentes como monitoramento de partículas (areia), detector de PIG, monitoramento de corrosão e erosão, e detector de vazamento, tem crescido bastante desde a inauguração de sua nova sede em Berger, em 2011; seu novo escritório é o terceiro edifício mais ecoeficiente da Noruega, no que se refere à economia de energia.

A empresa possui 90 funcionários em Bergen e 15 em Houston, nos Estados Unidos. No Brasil fez sua primeira venda para a Petrobras em 1998 e participou de seu primeiro projeto subsea na região em 2001 com um sistema detector de PIG para o campo de Pampo. No país, é representada pela IEC. TN Petróleo 91

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especial noruega Segundo Hans Wagner, presidente da Clampon, já foram fornecidos cerca de 113 detectores subsea de partículas e PIGs para o Brasil. Os sistemas da empresa são baseados em tecnologia acústica. “O detector de partículas é instalado na parte externa dos dutos, de onde capta pulsos ultrassônicos resultantes do impacto de sólidos, como grãos de areia, na parede interna das linhas.

Já o detector de PIGs é instalado sobre o duto para detectar a passagem dos instrumentos, durante a limpeza da linha, passando, em tempo real, as informações para o operador ”, detalha o executivo.

Uma das maiores vantagens desses equipamentos é o ganho na produtividade de gás.

Em maio de 2012, a companhia recebeu prêmio da Offshore Technology Conference (OTC) pelo seu monitor submarino de corrosão-erosão (CEM, na sigla em inglês).

O monitor é um instrumento ultrassônico desenhado para medir a perda de espessura de tubos, chapas e outras estruturas metálicas. Ele fica disponível como um dispositivo permanentemente instalado ou ROV recuperável oferecendo um custo mais efetivo, preciso e confiável que outros métodos controlados por ROV, isto é, de medição in situ.

O primeiro CEM foi implantado em fevereiro de 2012 no Golfo do México a 2.600 m abaixo do nível do mar. Trata-se de um instrumento versátil, podendo ser usado para monitorizar praticamente qualquer estrutura metálica, dentre elas manifolds, tubulações, ligações/ linhas de fluxo e gabaritos de produção submarina.

Projetos da Clampon no Brasil: Perdido, BC-10 (Shell), Peregrino (Anadarko), Frade (Chevron); e para a Petrobras: Cascade-Chinook, Guara & Lulu, Congro/Corvina, Serra do Mel, Mexilhão, Albacora, Plangás, 110

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Bergen

as mais modernas tecnologias para diagnóstico e reparo com tanques de testes de válvulas.

Segundo Charlotte Steinsland, gerente de Vendas da Valves of Norway, a empresa fornece hoje para o Mar do Norte, Dinamarca, Reino Unido, Noruega, EUA, Canadá, Brasil, Oriente Médio e Austrália.

Compartilhando expertise População: 270 mil Fundação: 1070 Área: 465,6 km² Cluster líder mundial em tecnologia submarina de petróleo sendo a base do Centro Norueguês de Especialização Subsea (Norwegian Centre of Expertise Subsea – NCE Subsea), que reúne mais de cem empresas e organizações.

Stavanger

População: 129.191 habitantes Fundação: 1125 Área: 71 km² Possui 40 companhias de petróleo e 500 companhias locais que operam internacionalmente. A produção de petróleo e gás na cidade corresponde a 40% da produção total da Noruega.

Vitória, Marlim Sul, Marlim Leste, Solas, Manati e Espadarte.

Válvulas sob medida Fundada em 1987, a Valves of Norway é especializada em sistemas de válvulas para aplicações críticas em controle e segurança com a área subsea. Com quatro escritórios na Noruega, a companhia trabalha com manutenção, montagem e reparos de válvulas usando

A norueguesa Aker Solutions, fornecedora de produtos, sistemas e serviços para campos de petróleo está expandindo seu centro de serviços em Stavanger. Na cidade, a companhia possui ainda um centro de tecnologia visionária onde reúne softwares de visualização e simulação que disponibilizam informações na forma de imagens em 3D para orientar, simplificar e contribuir com o planejamento e execução de projetos para a indústria de petróleo e gás. De acordo com Ingvar Espeland, gerente de vendas da Aker Solutions, o centro trabalha com o desenvolvimento de novas tecnologias em DLS (drilling lifecycle services).

A Aker tem escritórios em Stavanger e Oslo, além de escritórios de desenvolvimento de software em São Petersburgo, na Rússia, e Kharkov, na Ucrânia. Entretanto, segundo Brynjulv Kvale, líder de projetos sênior da empresa, é no Brasil que a companhia possui o maior centro de serviços do mundo.

A unidade programada para abrir em 2014 fica localizada em Macaé (RJ) e será voltada exclusivamente para o negócio de equipamentos de perfuração.

No Brasil a empresa possui outras quatro bases: Rio das Ostras, Curitiba, Rio de Janeiro, e a planta na cidade de São José dos Pinhais, no Paraná, que entrará em operação em 2015. “No Paraná teremos a maior fábrica de equipamentos submarinos do mundo, e a mais moderna. Ela dobrará a capacidade de produção de equipamento submarino no país. A unidade em Rio das Ostras, que abriga a produção de risers de perfuração e serviços de assistência técnica, passará a ser

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especial noruega integralmente dedicada à divisão subsea”, comenta Kvale.

Estabelecida no país desde 1978, a companhia é líder no fornecimento de equipamento submarino e serviços no mercado offshore do pré-sal. Também fornece tecnologia de processo para refinamento e superfície, sistemas de amarração e carga offshore, sistemas de perfuração em águas profundas e serviços de intervenção submarina.

No Brasil, a companhia emprega atualmente 1.400 pessoas.

Tradição em eletromecânica Fundada em 1945, a Karsten Moholt é uma empresa familiar especialista em maquinário eletro-

mecânico, motores e geradores com aplicação nas áreas naval, de energia, transporte, offshore e campos submarinos. Manutenção hidraúlica e comissionamento são serviços que a empresa também fornece ao setor de óleo e gás.

Linn Cecilie Moholt, diretora da empresa, conta que para o Brasil a K arsten Mo holt trabalhou no FPSO Cidade de Vitória. O projeto consistiu no rebobinamento do motor da bomba de injeção de água do FPSO.

Já a Tomax, trabalha com a tecnologia antiparalisação (AST, do inglês Anti Stall Technology) para a perfuração de poços de petróleo. O equipamento consiste em um sistema de monitoramento mecano-hidráulico da coluna de perfuração, que assegura a estabilidade da perfuratriz durante as cargas críticas.

De acordo com Hakon Skjelvik, presidente da empresa, a busca contínua de hidrocarbonetos conduz a indústria de perfuração a novos territórios. Com esta expansão, a incerteza inerente às formações de subsuperfície implica um aumento de risco econômico. Com isso, a AST é uma forma eficaz de reduzir este

Com 25 parques de inovação, 45 incubadoras (sendo 25 na área de pesquisa e desenvolvimento/P&D), 50 micro e pequenas empresas e 12 centros de excelência, a Noruega é um dos países mais desenvolvidos na área de incubação.

Partindo do mesmo conceito brasileiro de incubadoras, cujo objetivo principal é o apoio à formação de empresas de base tecnológica, o Ipark, em Stavanger, oferece conhecimento, rede e espaço para instalações aos empresários em fase inicial de implantação de uma empresa. Atualmente, possui 35 empresas incubadas.

O Ipark conta com a colaboração das empresas Statoil, Weatherford e Lyse, além de outras instituições e universidades da região, como a universidade de Stavanger, localizada n a m e sm a á re a do parque. Terje Handeland, diretor do Ipark, comenta que já passaram por ali cerca de 150 companhias e 700 funcionários. Ele indica que alguns objetivos para este ano são desenvolver o mínimo de 390 ideias, qualificar 61 empresas e ter 38 empresas. “Queremos construir uma forte empresa de inovação no Ipark, assim como reunir 112

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Foto: Divulgação

Parque tecnológico em Stavanger

empresas grandes para estabelecer atividades de pesquisa. Pretendemos ser um centro de expersite em P&D”, complementa.

O executivo lembra também que o parque desenvolve um programa de trainee com dez a 15 estudantes por ano. O projeto é financiado pela Statoil, Innovation Norway, Universidade de Stavanger e Energy Enventures.

A GOE-IP (Global Organic Energy) é uma das empresas incubadas do Ipark. A companhia desenvolve a Microbial Selective Plugging (MSP), tecnologia microbiana de desvio de água que aumenta a taxa de recuperação de petróleo do reservatório e

consequentemente aumenta a produtividade do poço.

De acordo com Asle Ravnas, gerente técnico da GOE-IP, a empresa foi fundada em 2002, mas só foi para o parque em 2011. Hoje, a GOE-IP conta com 19 tecnólogos, dentre eles, físicos, químicos, engenheiros de reservatório e microbiólogos. “Empresas como a ConocoPhillips, Shell e BP da Noruega já nos contactaram para saber mais sobre a nossa tecnologia”, disse. Em agosto desse ano, a empresa virá ao Brasil para se apresentar no 4º Simpósio internacional de microbiologia e biologia molecular aplicada em sistemas de petróleo (Ismos), no Rio de Janeiro.

expertise subsea risco. “A tecnologia AST funciona de maneira ativa no conjunto de fundo de poço com o objetivo de estabilizar as forças ali existentes, a fim de eliminar a sobrecarga na coluna de perfuração e, ao mesmo tempo, aprofundar a perfuração por meio da melhoria da eficiência”, explica.

No Brasil, a norueguesa possui um escritório de vendas no Rio de Janeiro desde 2011. Atualmente está realizando um programa de testes para a Petrobras, mas já atende no país a Shell e a Repsol. Segundo o presidente, a Petrobras já utiliza a tecnologia deles no Golfo do México e Namíbia. Além disso, Skjelvik conta que Tomax pretende alugar uma oficina em Macaé para treinar pessoas e vão trazer outras da Noruega para atenderem a demanda brasileira.

Separador offshore Há apenas oito anos no mercado, a Cubility possui um produto inovador para o mercado de óleo e gás, ainda não muito conhecido pela indústria: o MudCube, um sistema fechado de separação de sólidos, que controla e trata a lama durante a perfuração de petróleo. Entretanto, em 2008, a Cubility recebeu o prêmio da OTC em reconhecimento por essa tecnologia.

O MudCube funciona como um ‘aspirador de pó offshore’, que separa o resíduo gerado durante a perfuração e retira a lama das pedras de óleo.

Além de diminuir a quantidade de resíduo na operação e filtrá-los melhor, o equipamento reduz a utilização de químicos, não tem vibração, reduz a quantidade de lama que consome – podendo ainda reutilizá-la –, elimina a necessidade de muitas pessoas operando e pode ainda instalar junto a ele sistemas de controle e monitoramento.

Noruega no brasil - Total de investimentos noruegueses no Brasil: USD 20,1 bilhões; - O setor de óleo e gás recebeu 64% de todos os investimentos. Indústria ficou com 27%, energias renováveis 5% e indústria marítima com os 4% restantes; - 77% de todos os investimentos foram feitos durante 2009-2011; - Empresas norueguesas empregam mais de 15 mil pessoas no Brasil; - Perspectivas de negócios da Noruega no Brasil: óleo e gás, infra-estrutura e energia renovável; - A Noruega é o sétimo maior exportador de petróleo do mundo e a indústria do petróleo representa cerca de um quarto do PIB do país em reservas de petróleo no mundo.

Fonte: Innovation Norway, maio de 2013

NORUEGA: RESERVAS E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO Reservas de petróleo no mundo 20º - Noruega: Participação mundial: 0,4%; Reservas provadas em 2012: 7.5 bilhões de barris; Reservas provadas em 2002: 10.4 bilhões de barris; Crescimento em 10 anos: - 27,9% 15º - Brasil: Participação mundial: 0.9%; Reservas provadas em 2012: 15.3 bilhões de barris; Reservas provadas em 2002: 9.8 bilhões de barris; Crescimento em 10 anos: 56,1% Produção de petróleo no mundo 14º - Noruega: Participação mundial: 2,1%; Produção em 2012: 1,9 milhões de barris/dia; Produção em 2011: 2 milhões de barris/dia; Variação (2011 -2012): - 7% 13º - Brasil: Participação mundial: 2,7%; Produção em 2012: 2.14 milhões de barris/dia; Produção em 2011: 2.19 milhões de barris/dia; Variação (2011 -2012): - 2% Fonte: Relatório BP 2013

Sua operação é remota e automatizada através de câmeras, sensores e sistemas de controle, atendendo aos mais modernos e rigorosos padrões de segurança do setor. O equipamento opera até 500 horas de perfuração. “O MudCube reduz também a fadiga de materiais, a energia e consequentemente o tempo de perfuração, o que compensa o alto investimento”, complementa Even Gjesdal, CEO da Cubility.

A Statoil já utilizou o MudCube em quatro poços no Mar do Norte. O teste piloto foi na plataforma Oseberg B, em

2009, que atuava offshore para a companhia; a americana Chevron também utilizou o equipamento em um projeto onshore na Pensilvânia. E desde o ano passado, a Cubility está fornecendo três equipamentos desse para a Maersk da Noruega em uma operação no Mar do Norte. De acordo o CEO, a Petrobras já testou o MudCube e está em constante conversa com a empresa.

“Essa tecnologia tem inúmeros benefícios, com isso desafia os fornecedores tradicionais, as empresas de tratamento de resíduos e químicos.

Mas acreditamos que ela é decisiva para o setor onshore e offshore de petróleo. Estamos em fase de atração de investimentos, mas já temos boa perspectiva de crescimento”, comenta Gjesdal.

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especial noruega Além de Sandnes na Noruega, a Cubility conta com escritório em Houston (Texas, EUA) e Aberdeen (Escócia). Even Gjesdal diz que a empresa já está realizando testes com várias operadoras mundiais, mas não pode informar quais ainda. O executivo adianta também que já está sendo trabalhada uma nova geração para o equipamento.

Equipamentos especiais Fundada em 1898, em Stavanger, a K. Lund Offshore, fornecedora de compressores e equipamentos de içamento, adquiriu grande experiência na indústria de petróleo e gás do Mar do Norte, tornando-se uma empresa líder em fornecimento de compressores de ar e gás para plataformas.

“Os equipamentos são fabricados pela empresa Ingersoll-Rand, da qual somos representantes, fazemos algumas modificações para atender o setor offshore... daí, alugamos.

Os compressores de ar e gás, nós montamos, testamos e vendemos os pacotes”, explica Gaute Jorpeland, CEO da K. Lund Offshore. Segundo o executivo, a previsão para este ano é de cerca de 100 milhões de reais em receita.

Em 2005, a empresa veio para o Brasil com o objetivo de fornecer seus produtos e serviços para o mercado. E hoje possui uma subsidiária na Zona Especial de Negócios (ZEN) de Rio das Ostras (RJ), com 20 funcionários. A construção dos equipamentos é feita na Noruega, mas no Brasil a empresa oferece os serviços através de aluguel.

O primeiro projeto no país foi na P-50 em 2003, mas a companhia possui mais de 20 clientes, sendo a Petrobras a maior deles.

Inovação em químicos A suíça Clariant, empresa global em especialidades químicas, conta com um laboratório de testes ambientais em Bergen. Inaugurada em 2003, a unidade trabalha com 45 funcionários e realiza testes químicos para a indústria de petróleo e gás e para desenvolver soluções que combatam a biodegradação da água do mar, a toxicidade aquática e a bioacumulação.

Segundo Kenneth Sordal, gerente de operações da Clariant Oil Mining, os produtos e serviços da empresa são projetados para reduzir custos, minimizar riscos e maximizar a eficiência de produção – em especial em ambientes mais complexos, como águas profundas e ultraprofundas. “Trabalhamos na geração de pesquisa e desenvolvimento que auxiliam a indústria de petróleo a superar os inúmeros desafios das novas fronteiras exploratórias em águas profundas como ocorrência de CO2 e H2S, alta pressão, baixas temperaturas, etc.”, afirmou. A Clariant Oil Mining possui sede em Houston, e têm um escritório em Stavanger.

Os principais produtos do portfólio da Clariant Oil Mining para exploração e produção incluem: aditivos de exploração (lamas de perfuração, cimentação, aditivos e fluidos de estimulação de conclusão), soluções para operações de upstream (contaminantes e controle de bactérias, espuma antiagentes, de corrosão e controle de emulsão, tratamento de resíduos) específicos, produtos e serviços para a produção a baixas temperaturas, em águas profundas e pré-sal, campos para óleo pesado,

Sub Sea Services inicia operações no Brasil

Aproveitando o ciclo de oportunidades do setor de óleo e gás no Brasil, a Subsea Services AS, especializada em produtos e serviços para a indústria de perfuração, inaugurou um escritório no Rio de Janeiro, em parceira comercial com a empresa Paschoalin.

A empresa norueguesa é especilizada em soluções tecnológicas, o que reflete em equipamentos já aprovados em campo, como é o caso do ROPS (Remote Operated Pull-inn system) que reduz o tempo de instalação das linhas do riser para 30 minutos (dos quais já existem 16 equipamentos em operação no mundo), e em equipamentos inovadores que ainda se encon114

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tram em teste, como o Mud Recovery system, que visa recuperar a lama de perfuração que pode vazar pela junta telescópica no caso de falha do packer de vedação – o que resultaria em derramento de lama no mar.

Segundo Jostein Kvamm, diretor de operações da Subsea Services AS, a empresa vende para todos os contratistas de perfuração do Mar do Norte, de onde algumas plataformas foram transferidas para o Brasil. Dessa

forma, os equipamentos da Subsea se tornaram internacionais antes da empresa, o que demanda hoje, suporte local para reparo e certificação de seus produtos. “Vendemos equipamentos tais como goosenecks especiais, ROPS e swivels de alta pressão para os pacote de equipamentos da Aker Solutions para as futuras plataformas da Sete Brasil a serem construídas no Brasil. No setor de serviços, estamos nos preparando para oferecer serviço de reclassificação de riser de perfuração a bordo das plataformas sem a necessidade de desmontagem dos flutuadores e linhas”, explica.

expertise subsea bem como a temperaturas e pressões elevadas. Na área de dutos, fornece soluções para hydrotesting, limpeza e gerenciamento de integridade.

De acordo com Phil Mcwilliams, gerente de meio ambiente da Clariant, os campos de petróleo são muito diferentes entre si, o que demanda soluções químicas e intervenções sob medida. “A regulação local, de onde o campo está, também são específicas e afetam o desenvolvimento das nossas soluções. Por isso mantemos um grande diálogo voluntário com os governos e órgãos reguladores das regiões”, explica o executivo.

No Brasil, a companhia possui um centro tecnológico no Rio de Janeiro especializado em águas profundas e em São Paulo um laboratório de pesquisas e desenvolvimento de catalisadores para as indústrias química e de petróleo e gás– a maior instalação da empresa na América Latina. A Clariant também possui centro de excelência em Houston, com foco em corrosão; em Aberdeen (Escócia), o centro está focado em depósito de inscrustações; e em Frankfurt (Alemanha), a especialidade é a separação de fluidos.

Detecção de vazamentos A GE Naxys trabalha com um produto promissor para o mercado subsea brasileiro: o sistema de detecção de vazamentos submarinos (SLD/Naxys Subsea Leak Detection Systems), que consiste em sensores capazes de detectar vazamentos submarinos e monitorar equipamentos por meio de tecnologia

Programa Ciência sem Fronteiras e Statoil fornecerão bolsas de estudo Acordo firmado entre o Programa Ciência sem Fronteiras (CsF) e a empresa norueguesa Statoil prevê a concessão de bolsas de pós-graduação no exterior. O acordo que tem investimento total de R$ 15 milhões, foi assinado em agosto deste ano e consiste em duas fases de implementação.

A primeira vai financiar até 62 bolsas em Doutorado Pleno no Exterior (GDE), Doutorado Sanduíche no Exterior (SWE), Pós-doutorado no Exterior (PDE) e Desenvolvimento Tecnológico no Exterior (DTE) nas áreas de petróleo e gás.

A segunda fase ocorrerá durante quatro anos, para cofinanciamento de bolsas de estudos oferecidas a estudantes brasileiros que participam de projetos de pesquisa e desenvolvimento em instituições de ensino estrangeiras, bem como de professores visitantes, de instituições estrangeiras, que tenham

interesse em desenvolver projetos de P&D em universidades nacionais na modalidade Pesquisador Visitante Especial (PVE).

Além desta parceria, a Statoil apoia atualmente dez projetos de P&D em parceria com universidades brasileiras e centros de pesquisa tecnológica de parceiros. Somente em 2012, a empresa investiu em torno de R$ 20 milhões em P&D e inovação, para cumprimento da cláusula de pesquisa e desenvolvimento dos contratos de exploração e produção de petróleo e gás.

Segundo a primeira edição do boletim de P&D da ANP, divulgado em agosto, a Statoil foi a empresa privada de óleo e gás com a maior obrigação de investimentos em P&D gerada em 2012, devido ao campo de Peregrino, na Bacia de Campos.

acústica. A tecnologia já existe no mercado norueguês, mas ainda não foi utilizada no Brasil. Inclusive, a GE Naxys possui na Noruega uma estação de testes submarina para testar esse sistema. O SLD fica geralmente localizado no topo de um manifold – porque o equipamento deve ficar em um layout firme.

Felipe Lindenbojm, da área comercial da GE Oil & Gas, explica que o sistema reúne sensores com tecnologia acústica passiva, que transforma o sinal acústico (de som, ruídos) de um vazamento em sinal elétrico.

Cada sensor, com microfones para funcionar debaixo da água, captu-

ra um ruído em tempos diferentes.

“Toda a informação que ele capta nos sensores, transforma em energia acústica e energia elétrica, faz um processamento de dados e envia mensagens. Seu grande diferencial é que todo o processamento de dados é interno, é subsea”, detalha. De acordo com o executivo, o equipamento precisa de comunicação e energia (até 25 MW de energia e 18 a 30 volts de corrente elétrica) para funcionar.

A GE adquiriu a finlandesa Naxys, especializada em layouts acústicos, em agosto de 2012.

Mais de mil sensores da Naxys já foram instalados no pré-sal. O SLD é fabricado na Noruega e já é utilizado em grandes projetos mundiais como o Campo de Pazflor em Angola.

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eventos

Fotos: TN Petróleo

Cobertura Navalshore 2013

Indústria naval quer competitividade e sustentabilidade no setor

por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

Com mais de 350 empresas expositoras de 16 países, a 10ª edição da Navalshore mostrou uma indústria naval forte, consolidada e indo na direção da competitividade internacional. A edição deste ano trouxe ao mercado uma discussão importante: o desejo de assegurar a sustentabilidade e a competitividade da indústria naval brasileira, para tornar o país mais competitivo internacionalmente.

Dentre os participantes da feira destacaram-se representantes de estaleiros, empresas de navegação e cabotagem, autoridades marítimas e profissionais das áreas de engenharia naval, petróleo e gás.

A

retomada dos investimentos, impulsionada pelas encomendas da Petrobras previstas até 2020, criou um cenário promissor para os estaleiros e para a cadeia de serviços e suprimentos. A meta agora é concretizar um mercado sustentável no longo prazo e fortalecer a 116

TN Petróleo 91

competitividade global das empresas nacionais.

Na abertura da 10ª edição da Navalshore, no Rio de Janeiro, Sérgio Machado, presidente da

Transpetro, apresentou os números atualizados do setor, e mostrou que, do ano passado para este ano, a indústria naval alcançou 73.505 trabalhadores. O contingente representa um aumento de nove mil empregos em relação a 2012, o que significa uma importante consolidação do mercado naval.

Fotos: TN Petróleo

De acordo com os dados da entidade, a maior parte desses empregos está no Sudeste e no Sul, mas a força de trabalho está crescendo também no Nordeste, sobretudo devido aos novos estaleiros que estão sendo instalados na região. Esse crescimento é resultado também da conclusão de algumas plataformas e navios petroleiros.

Machado ressaltou que o Brasil precisa aperfeiçoar a gestão e usar todo o conhecimento adquirido nos últimos anos e que investimentos na melhoria de processos tornarão os produtos e serviços nacionais mais atraentes e competitivos. “Temos estaleiros modernos, e outros que estão se equipando, mas precisamos consolidar a indústria naval como um todo, de forma sustentável. Estamos aptos a dar este grande salto”, afirmou.

Para o secretário de Desenvolvimento do Estado do Rio de Janeiro, Julio Bueno, a área subsea é uma das que têm maior potencial de crescimento, e o governo do Rio está fazendo todos os esforços para trazer essas empresas para o Rio. Ele adiantou que o Rio possui incentivos econômicos para a indústria naval através da Agência Estadual de Fomento (AgeRio), criada pelo governo estadual, que tem hoje R$ 4 bilhões disponíveis para emprestar para projetos no setor. Segundo ele, a maior abrangência do evento retrata o atual momento da indústria naval.

“No início, o assunto da Navalshore era a retomada da indústria naval; hoje, é a competitividade internacional do setor ”, constatou.

O diretor da UBM Brasil, Joris Van Wijk, espera que o número de participantes cresça ainda mais na próxima edição para aprimorar a integração

visitantes: 17.300 expositores: 350 países: 16 pavilhões internacionais: 11 da cadeia produtiva do setor. Este ano, o evento bateu a meta, superando 17 mil pessoas.

Participando pela quarta vez como patrocinadora e com um estande, a Caixa vem fazendo importantes aportes de recursos para as empresas do setor naval. Conforme informou o superintendente executivo da Secretaria de Petróleo, Gás e Indústria Naval da Caixa, Antônio Gil Silveira, quatro anos após entrar oficialmente na indústria naval, a Caixa já liberou R$ 5 bilhões em créditos para empresas do setor, sendo a maior porcentagem proveniente do Fundo de Marinha Mercante (FMM). Ainda segundo ele, a Caixa tem R$ 1 bilhão em fase de aprovação. “Queremos ser o banco da indústria naval”, afirmou.

Recentemente, o FMM aprovou o financiamento de R$ 4 bilhões para seis estaleiros, entre eles o Eisa/Alagoas. Até junho, o fundo já liberou R$ 587 milhões para projetos e empresas do setor naval.

Falta competitividade Em painel durante o segundo dia do evento, representantes da Associação Brasileira das Empresas de Construção Naval e Offshore (Abenav), Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP),

Associação Brasileira de Máquinas e Equipamentos (Abimaq) e Caixa apontaram que a indústria naval brasileira está preparada para atender todas demandas dos próximos anos, mas ainda falta competitividade para que toda a cadeia de suprimento se desenvolva melhor. A questão do conteúdo local foi outro tema debatido na ocasião.

O presidente da Abenav, Augusto Mendonça, disse que o Brasil está vivendo um momento mágico no setor de óleo e gás: “Há mercado com oportunidades, o governo está incentivando, a Petrobras apoiando, o sistema financeiro está participando, os políticos estão se envolvendo e a indústria internacional quer vir para o país de diversas formas. Nossa indústria está estruturalmente preparada.” Entretanto, o executivo ressalta que é preciso ainda ter competitividade nos estaleiros, fornecedores de equipamentos e materiais, etc. “A competitividade deve se estender a toda a cadeia de produção e fornecimento”, enfatizou.

Conteúdo local Mendonça comentou a grande mudança na questão de conteúdo local desde as primeiras rodadas de licitações: da primeira à quarta, o conteúdo local era livre; na quinta e na sexta, foi introduzido o conteúdo local mínimo; e, posteriormente, da sétima à décima, passou-se a exigir dos bens e serviços mais de 65% de conteúdo local certificados por terceiros.

“Não temos problemas para atingir o conteúdo local exigido.

Podemos observar isso nos navios petroleiros que já construímos com 70% de conteúdo local, mais de 60% nos barcos de apoio e 64% em plataformas. Nosso foco é atingir o conteúdo local com competitividade. O momento agora é de empreender ”, enfatizou o executivo.

O coordenador de conteúdo local da ANP, Marcelo Mafra, disse que TN Petróleo 91

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Foto: Divulgação

eventos

depois de consolidado a aplicação do conteúdo local, o próximo passo é investir em sustentabilidade e competitividade. Segundo ele, a busca pela implantação de um conceito de cluster industrial envolvendo o segmento é o caminho ideal para que as empresas vivenciem um ambiente de previsibilidade de demanda, já que o planejamento não tem sido o forte da cadeia nacional e óleo e gás.

Mafra afirmou ainda que a certificação é uma estratégia de apuração de conteúdo local de longo prazo, sendo uma vantagem competitiva para o mercado. “Nesse segundo trimestre batemos o recorde de 34 mil certificações. Os dados da certificação são elementos indutores de políticas de desenvolvimento”, informou.

De acordo com o representante da ANP, ainda são necessários a redução do Custo Brasil, a integração da cadeia de suprimentos, investimento em infraestrutura e pesquisa e desenvolvimento (P&D), modernização das relações entre universidades e cadeia supridora e alavancagem da inovação em áreas foco do setor.

Na ocasião, participaram também das discussões o presidente da Abimaq, Cesar Prata, e o superintendente da Caixa, Antonio Gil Padilha. Cesar Prata enfatizou que falta no país uma política industrial para o setor naval e uma política econômica que fomente a indústria nacional. A ausência de previsibilidade também prejudica bastante o desenvolvimento do mercado nacional, pontuou.

Padilha considerou ainda como gargalos da cadeia de fornecedores: a capacidade de produção, mão de obra qualificada, carga tributária e preços competitivos.

Indicadores de produtividade O desafio de estabelecer indicadores de produtividade para acom-

Foco na indústria naval brasileira Com 11 pavilhões internacionais, a Navalshore deste ano mostrou que os principais países ligados à indústria naval estão de olho no que está acontecendo no Brasil, principalmente depois da retomada da última década, que colocou o país com a quarta maior carteira de encomendas do mundo e, consequentemente, uma ótima fonte de bons negócios.

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Na edição 2013, o Centro de Convenções Sulamérica recebeu empresas da Argentina, Japão, China, Espanha, Suécia, Coreia do Sul, Estados Unidos, Itália, Noruega, Canadá e Holanda. Para muitas empresas que estiveram no evento, os estaleiros estão mais descentralizados, o que permite uma maior aproximação com os complexos que estão sendo construídos em outras partes do país, como no Nordeste e no Sul.

panhar o desenvolvimento dos estaleiros brasileiros foi o tema que encerrou a conferência desta edição.

A gerente do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), Ana Paula Costa; o analista do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC), Gustavo Campos; e o professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Floriano Pires, compuseram o debate.

De acordo com Floriano Pires, não existe hoje uma organização capaz de centralizar o conhecimento e os instrumentos, com a estrutura institucional necessária, para planejar e implantar ações de política integrada de construção naval.

Assim, segundo ele, não será possível desenvolver polos navais sem concentração de investimentos e gestão focada. “Precisamos de infraestrutura logística, energia, serviços urbanos, centros de formação de recursos humanos, programas de PD&I (Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação) e estímulo e planejamento para atrair fornecedores. Apesar dos estudos, diagnósticos e levantamentos das prioridades tecnológicas para o desenvolvimento da construção naval, falta foco nas ações voltadas para PD&I”, alertou.

Para o professor, acompanhar os índices relevantes de desempenho, estabelecer metas progressivas e considerar o desempenho como

Indústria naval quer competitividade e sustentabilidade no setor critério para novas contratações e execução de contratos em andamento são algumas das ações necessárias para uma política de constr ução naval. “Temos que considerar os indicadores de desempenho dos estaleiros para concessão, pelo FMM, de prioridades de financiamento para estaleiros e para a construção de embarcações”, encerrou.

Paralelo à Navalshore realizou-se a segunda edição da conferência internacional Workboat South America.

Especialistas brasileiros e estrangeiros participaram de uma série de palestras que abordaram o cenário atual e ações necessárias para o desenvolvimento da atividade de apoio no país, assim como os casos práticos sobre o setor de apoio marítimo.

Tecnologia, melhorias de processo, capacitação dos agentes da cadeia e as novas fronteiras de exploração nas regiões Norte e Nordeste foram apontadas pelo gerente de projetos do Institu-

Firjan investe R$ 55 milhões em formação de mão de obra naval A Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan) indicou, durante a Navalshore 2013, que já foram investidos R$ 55 milhões nas unidades do Senai no Rio para formação de mão de obra para atender a indústria naval e offshore. “Temos 150 tipos de capacitação. Em 2012 formamos 17 mil alunos e a projeção para 2013 é de 24 mil”, disse Alexandre dos Reis, diretor de óleo e gás da Firjan.

Recentemente, a federação firmou parceria com a Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) para que o Centro de Tecnologia do Senai / Solda forme profissionais para atuar com soldagem a laser.

to Ilos, Marcus D’Elia, como os principais desafios para cadeia logística offshore do Brasil.

“A cadeia logística offshore precisa amadurecer através da integração das tecnologias disponíveis, da padronização dos processos, da capa-

citação profissional, e ainda da ampliação da infraestrutura no que se refere a portos, armazéns, parque de fornecedores e embarcações”, afirmou.

A conferência Workboat South America contou ainda com dois workshops técnicos – um sobre galvanização (processo de revestimento de metal contra a corrosão), outro sobre as soluções, construção e desafios da soldagem.

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eventos 15 anos da TN Petróleo

TN Petróleo

festeja seus 15 anos

Como informar é nossa missão, não poderíamos deixar de registrar a festa em comemoração aos nossos 15 anos de existência, de desafios e conquistas no mercado editorial brasileiro! por Rodrigo Miguez

A

Benício Biz Editores Associados reuniu amigos e parceiros no dia 15 de agosto, no restaurante carioca Cais do Oriente, no Centro.

Benício e Lia Medeiros, fundadores e diretores da TN Petróleo fizeram as honras da casa, na construção histórica que abriga o restaurante.

Além de boa música, comes e bebes, um dos pontos altos da festa foi a projeção, durante todo o evento, dos principais marcos da indústria de óleo e gás no período, registrados pela TN Petróleo e T&B Petroleum. Muitos se viram no telão, que mostrou grandes coberturas dos fatos mais marcantes do setor, assim como das feiras nacionais e internacionais – OTC,

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Equipe TN Petróleo em Houston, a Rio Oil & Gas e a Brasil Offshore, a World Petroleum Conference, Navalshore, Rio Pipeline, entre outras.

Além das capas mais emblemáticas dos anos de circulação da revista, a projeção revelou um

pouco do dia a dia na redação de uma das principais publicações do setor de óleo e gás do país. Como brinde, foram sorteadas duas passagens entre os convidados, uma para Dallas e outra para Amsterdam, cedidas pelos parceiros da

Fotos: Ricardo Almeida

TN Petróleo, da American Airlines e da AirFrance KLM. Além destes, também apoiaram o evento a ABS Group, Mayer Brown - Tauil & Chequer Advogados, Projemar Engenharia, Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi) e a Gráfica Walprint, que imprime a TN Petróleo desde o primeiro número.

Em discurso emocionado, Lia Medeiros agradeceu a presença de todos e lembrou os bons momentos vividos nesses 15 anos de história, sem esquecer também os desafios e superações que marcaram a trajetória do periódico: “Nosso papel de gerar e distribuir informação técnica, relevante e de valor vem sendo cumprido diariamente com competência e dedicação”, frisou.

Ela lembrou que, desde o lançamento da edição da T&B Petroleum, em inglês, sua réplica em português logo no primeiro ano de vida já percorrera vários países, como Estados Unidos, Reino Unido, Noruega, Canadá, Argentina, França, Espanha, China e Índia, para fazer coberturas memoráveis.

O gerente geral da ABS, João Carlos Pacheco, destacou que acompanha o trabalho e o crescimento da revista desde as primeiras edições. “A TN coloca as informações que interessam ao mercado de óleo e gás de uma forma agradável de ler”, salientou o executivo.

“Vi a TN Petróleo crescer ao longo desses anos e hoje é uma fonte importante de informação

e consulta no segmento de óleo e gás”, afirmou Antônio Müller, presidente da Abemi.

Paulo Valois, advogado e sócio do escritório L.O.Baptista, Valois, Miranda, Ferreira & Agel, observa que a TN Petróleo surgiu justamente no momento em que o setor sofria profundas mudanças. “Profissionais de diversas áreas começaram a trabalhar no mercado de petróleo e gás, e se ressentiam da ausência de publicações brasileiras especializadas no setor. A TN Petróleo ocupou esse espaço, cobrindo fatos e eventos sobre o setor, sempre com competência.”

De volta ao trabalho, esperamos você na comemoração dos próximos 15 anos!

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eventos

Projeções para o futuro da energia por Rodrigo Miguez

Em sua 14ª edição, o Energy Summit foi palco de diversos debates de especialistas, juristas e membros de empresas de energia, sobre os rumos do setor elétrico brasileiro.

C

om expectativa de crescimento do consumo de energia de 82,7% no Brasil e de 100% no mundo, em 2035, o setor elétrico nacional precisa correr e investir muito para dar conta do crescimento dessa forte demanda que está por vir. Esta foi uma das conclusões de todos os que participaram do Energy Summit, no Rio de Janeiro, de 12 a 13 de setembro.

De acordo com o presidente da Eletrobras, José da Costa Carvalho Neto, o Brasil consome hoje 2,5% da energia elétrica do mundo, o que é considerado pouco com relação a Estados Unidos e Europa. Porém, os números mostram que isso vai mudar nos próximos 20 anos, com os países emergentes, como Brasil e China, crescendo exponencialmente esse consumo.

Essa mudança vai passar pelo shale gas, energia eólica e solar – esta última com grandes perspectivas no Brasil a partir do ano que vem, já 122

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que devem cair os custos de geração, seguindo caminho semelhante ao que aconteceu recentemente com a energia eólica, que hoje é a segunda fonte mais barata de energia do país, atrás apenas das hidrelétricas.

“Acredito que em 2035, a nossa capacidade de usinas hidrelétricas tenha se esgotado, por isso, o investimento em outras fontes, inclusive a nuclear, vai ser importante para o futuro da energia no país”, afirmou José da Costa Neto.

Responsável pelos leilões de energia, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) está confiante de que a eólica vai tomar um espaço importante da matriz energética, atual-

mente dominada pelas hidrelétricas, muito devido ao sucesso dos leilões em que essa fonte participa e que vem despertando grande interesse das grandes empresas do setor.

Esse interesse está retratado em números. Dos 85 projetos que foram a leilão este ano, 66 são da fonte eólica, e os outros de hidrelétrica, pequenas centrais hidrelétricas (PCH), termelétrica e biomassa. Segundo Maurício Tolmasquim, presidente da EPE, a energia eólica passará dos atuais 2% de participação na matriz para 8%, em 2021.

Com um mercado de energia crescendo 4% ao ano, em média, é preciso colocar no sistema 65 mil MW a mais do que há hoje, e investir muito. Cerca de R$ 270 bilhões em geração e transmissão no período de dez anos, segundo estudos da EPE. Com esses investimentos, as projeções são de um futuro um pouco mais tranquilo no setor elétrico brasileiro.

Fotos: Divulgação

Cobertura Energy Summit 2013

A TN Petróleo agradece os 15 anos de parceria!

Sou leitor da TN Petróleo há anos e posso dizer de que se trata de uma das maiores parceiras e incentivadoras da indústria de óleo & gás no Brasil. Um veículo de comunicação corretíssimo, justo, crítico no momento e medida certa e, acima de tudo, gerador de conteúdo de grande relevância e qualidade para todos. Parabéns a TN Petróleo, parabéns a toda a equipe... e que venha muito mais pela frente!

Wendell Ramada, marketing da Sete Brasil

Em nome da Abespetro, gostaria de parabenizar a TN Petróleo pela excelente atuação nestes 15 anos de existência.

Para os profissionais e empresas deste setor é de suma importância contar com um veículo como este, que trabalha com seriedade e ética, disseminando informações de grande relevância para o mercado de óleo e gás.

Paulo Cesar Martins, presidente da ABESPetro

Somos assinantes da TN Petróleo há muitos anos e temos nos beneficiado muito em nossa atividade do material publicado pela revista. Parabéns à equipe da TN Petróleo por ter mantido a alta qualidade editorial nos 15 anos de sua existência.

Coaracy F. da Silva, sócio-diretor e consultor senior da CDS Consultoria Naval e Offshore Ltda.

A trajetória da revista reflete os 15 anos da indústria de petróleo e gás no Brasil, e também a evolução da própria Aveva no país – que cresceu em sinergia com um dos setores mais importantes da economia. Em todos esses anos, a TN Petróleo reportou,

com seriedade e compromisso essa história de sucesso para todos os envolvidos.

Santiago Pena, vice-presidente sênior da Aveva para a América Latina

The value in TN Petróleo magazine is that for 15 years, it has kept pace as market dynamics in Brazil have changed and technology has transformed offshore production. At ABS, we understand that it is vital to keep pace with industry, and we look to publications like this one to help us maintain our role as a leader in the offshore industry.

Judy Murray Manager, External Affairs - Offshore, ABS

Ao mesmo tempo em que a ANP completa 15 anos a TN Petróleo comemora a marca de 15 anos de entrada no mercado. E ainda este ano a ANP deve alcançar a marca de 15 Rodadas de Licitações: 11 licitações de blocos exploratórios e duas de campos marginais realizadas, uma de Partilha de Produção aprovada pelo CNPE para outubro e a 12ª Rodada prevista para novembro de 2013. Sem dúvida ANP e TN Petróleo caminharam juntas nessa jornada, tendo como objetivo comum a transparência e a disseminação de informações sobre a indústria brasileira de óleo e gás.

Parabéns à TN Petróleo por estar sempre presente!

Claudia Rabello, superintendente de Promoção de Licitações (E&P) da ANP

Com prazer de leitor assíduo parabenizo a TN Petróleo por esta importante marca de 15 anos de publicação, efetuando serviços de jornalismo competente e extremamente importante para a co-

munidade de oil & gas, a TN consegue conciliar em suas publicações aspectos técnicos e informações para o mercado numa atmosfera agradável ao leitor e sempre priorizando as pessoas que fazem deste setor um dos mais importantes de nosso país.

Carlos Tavares, diretor Oil & Gas da Brafer

A Amec Kromav tem acompanhado a trajetória de sucesso da TN Petróleo desde o seu início. Nascida em um período em que o mercado não era ainda tão abrangente e complexo como o atual, permitiu que as empresas e profissionais acompanhassem as mudanças a partir de suas reportagens isentas e cuidadosas quanto à coleta de dados e de fatos. Além de tudo isso, sempre nos fez um grande serviço ao preparar mapas da área de óleo e gás, entre outros, com apuro gráfico e conteúdo. Parabéns a todos da TN Petróleo!

Ricardo Vahia, diretor da Amec Kromav

A TN Petróleo tem sido ao longo dos seus 15 anos de mercado um veículo de comunicação de extrema relevância para a indústria de óleo e gás no Brasil. Tendo contribuído para o segmento, através de suas edições, com uma linguagem direta e objetiva, permitindo aos players da indústria identificar as presentes demandas e novas tendências do mercado. A Honeywell UOP (presente no Brasil desde 1958) tem na TN Petróleo uma parceira de comunicação diante de sua credibilidade e conteúdo.

Marcos Veiga, diretor de Marketing Estratégico da Honeywell UOP para a América Latina.

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eventos Cobertura Sisgraph

10ª edição do Fórum de Tecnologia Empresa apresentou as atualizações de suas principais tecnologias aos novos clientes, estreitou relacionamento com os já existentes e obteve feedbacks. Além da alta tecnologia de seus softwares, o grande diferencial da Sisgraph são os serviços de treinamento, consultoria, desenvolvimento e suporte oferecidos. por Maria Fernanda Romero

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Foto: Divulgação

A

Sisgraph, companhia pertencente ao grupo sueco Hexagon e responsável pela comercialização de soluções da Intergraph na América do Sul, promoveu em setembro, no Rio de Janeiro, o X Fórum de Tecnologia.

Presente desde 1980 no mercado brasileiro, a Sisgraph conta com uma equipe técnica de mais de cem engenheiros e especialistas. A empresa ainda possui uma antiga relação com as principais empresas de engenharia e processos, bem como owner operators.

Na ocasião, importantes clientes, como Petrobras, Worley Parsons, ECM e Teewe, e consultores da Sisgraph apresentaram as últimas novidades tecnológicas. O evento, realizado no Centro de Convenções Sulamérica, no Centro do Rio, contou com a participação de mais de 200 profissionais do segmento.

Para o setor de óleo e gás, a empresa disponibiliza soluções para projeto, construção, operação e manutenção de grandes plantas relacionadas com a produção e processamento de recursos naturais. Com a utilização dos softwares da Sisgraph, as empresas de óleo e gás podem eliminar paradas indesejadas de suas plantas, evitando perda de tempo de trabalho e produção, e alinhando seus processos de acordo com as exigências dos órgãos de regulamentação. Além disso, há uma melhoria no processo de tomada de decisões que facilita a realização de projetos globais, produção e otimização do ciclo de vida.

Dentre os softwares apresentados no encontro, os destaques f oram o S martP lant ® Cloud, o SmartPlant®Fusion, e a versão 2013 do SmartPlant Instrumentation.

O SmartPlant® Cloud é um ambiente de nuvem dinâmico que suporta todo o portfólio do SmartPlant Enterprise (solução para integração de base de dados e gerenciamento de dados de engenharia), eliminando a necessidade de hardware e infraestrutura dos seus clientes, além de permitir o acesso a ambientes de aplicações do SmartPlant Enterprise, projetos e plantas através de um simples endereço web (URL), independentemente da sua localização.

O produto também disponibiliza a todos os seus usuários informações relevantes, como dados e documentos, para apoiar processos de trabalho individuais, bem como tomadas de decisão.

Destinado à abordagem dos desafios encontrados pelos operadores de plantas, engenheiros e grandes EPCs no acesso, organização e gerenciamento de legado de informações de engenharia de plantas, o SmartPlant® Fusion disponibiliza essas informações para apoio à equipe de decisões. O equipamento é composto por várias tecnologias de organização e visualização de informações, permitindo uma navegação intuitiva com uma

representação exata do modo como os elementos estão realmente conectados, transformando, assim, informações dispersas e de baixa utilidade em uma solução intuitiva para toda a equipe da planta.

Já a nova versão do SmartPlant® Instrumentation, a solução da Intergraph, conta com funcionalidades adicionais guiadas pelos seus usuários e reforça o compromisso de disponibilizar soluções de qualidade. O SmartPlant Instrumentation 2013 deu um salto com o acréscimo de novas funcionalidades para aumento de produtividade e melhoria da qualidade para empresas de engenharia e owner operators.

Alexandre Maia, gerente de engenharia de E&P da Petrobras, falou dos sistemas de automação e integração de informação de engenharia para o ciclo de vida das plantas industriais.

O executivo indicou que a forma de organizar o trabalho não é mais a mesma e enfatizou que não utilizar automação nos projetos é retroceder.

“As principais dificuldades atualmente são a falta de padronização entre contratos (softwares, formatos de banco

de dados), projetos ainda pensados com a utilização de documentação física, formatação dos documentos ainda pensados na emissão do documento, acompanhamento da aquisição de material etc.”, apontou.

Dentre as oportunidades apontadas diante deste cenário, Maia destacou o acompanhamento da fabricação e montagem, através de relatórios indicativos e de pinturas em modelo 3D e leitura de arquivos através dos formatos IDF’s (Isogen) e/ou PCF’s (Spoolgen).

Waldir Pimentel Junior, líder da área de 2D e 3D da Sisgraph, apresentou as atualizações tecnológicas do Smart 2D & Engineering Integrity e do Smart 3D 2014, que serão lançadas em março de 2014. A atualização do Smart 3D, software mais avançado para concepção de plantas, será lançado em outubro deste ano.

Segundo o executivo, todos os softwares da empresa estão seguindo a tendência da Sisgraph de integrar todas as soluções.

Já Filipe Ordonhes, da área de desenvolvimento de negócios da Sisgraph, falou do SmartPlant Construction, para construções de empreendimentos cada vez maiores e mais complexos.

O software fornece uma plataforma integrada de gerenciamento de informações necessárias para manter o pessoal de campo ativamente engajado no avanço do projeto, economizando tempo e dinheiro, e aumentando a precisão. De acordo com Ordonhes, a nova atualização permitirá a simulação de montagem 4D, a extração de relatórios, a atualização em campo mobile e a visualização dos pacotes de trabalho em um gráfico gigante.

Robison Souza, também da área de desenvolvimento de negócios da Sisgraph, tratou ainda do SmartPlant Foundation, solução para integração de base de dados e gerenciamento de dados de engenharia, cuja atualização será lançada em 2014.

“Dentre as novidades dessa nova atualização estão: nova interface, nova solução para relatórios (com gráficos e gráficos interativos), indexação de conteúdo e gerenciamento de interfaces”, afirmou.

Souza comentou também sobre o SmartPlant Data Plus integrado ao Smart 3D, SmartPlant Materials e Supplier e Business Intelligence Reports, para gestão de dados e otimização de trabalho. Lançado em 2010, o SmartPlant Data Plus ainda não é muito usado no Brasil.

A Sisgraph inaugurou esse ano um novo escritório no Rio e abriu uma filial em Bogotá, como parte de sua estratégia de expansão na América do Sul. “Essas ações, aliadas a uma equipe altamente qualificada e aos melhores produtos do mercado – apresentados no fórum – consolidam-na como principal fornecedora de tecnologia para plataformas de petróleo e indústrias de processos na região”, disse Fernando Schmiegelow, diretor de Marketing da Sisgraph.

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engenheiro com cabeça de geólogo Com uma trajetória profissional que perpassa a história da própria Petrobras, na qual trabalhou por 35 anos, o engenheiro civil e geólogo Álvaro Alves Teixeira se define como um homem guiado pelo desafio de realizar. É movido por essa ‘energia’ que ele, aposentado pela Petrobras há 20 anos, nunca deixou de trabalhar no setor que ajudou a consolidar: depois de 18 anos como secretário executivo do Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP) – do qual agora é assessor sênior –, Álvaro Teixeira continua a prestar serviços de consultoria para empresas que prospectam oportunidades de negócios no setor de óleo e gás. por Karolyna Gomes

Fotos: TN Petróleo

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mante das ciências exatas desde menino, Álvaro Teixeira, 78 anos, continua com a mesma paixão pelo desafio que o levou da engenharia civil à geologia, para ‘mergulhar’ fundo no universo do petróleo. “Eu contrapus meu irmão, que queria ser aviador.

Definimos logo cedo nossa vocação. Escolhi engenharia porque sempre foi o que eu gostei muito”, afirma.

Na ponta do lápis, ele contabiliza nada menos que 55 anos de atividade ininterrupta no setor de óleo e gás, tendo participado de importantes conquistas, tanto no Brasil como no exterior. Na folha corrida do engenheiro-geólogo estão descobertas emblemáticas como o campo terrestre de Carmópolis, em Sergipe, há 50 anos em produção, e o gigantesco campo de Majnoon, no Iraque, com reservas de mais de 20 bilhões de barris, que está há mais de 30 anos aguardando desenvolvimento. Álvaro Teixeira comprovou, na prática, que o petróleo não está apenas na cabeça do geólogo – como se diz no jargão desta indústria – uma vez que é o geólogo que indica a possibilidade de encontrar petróleo em determinada área.

Mas a formação em engenharia ajudou-o a tornar-se um geólogo inovador da Petrobras, que hoje vence desafios a 7.000 m de profundidade, no pré-sal.

Da turma de 1957 da antiga Escola Nacional de Engenharia, no Largo do São Francisco (atual Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro/UFRJ), o engenheiro civil seguia o ideal da verdadeira ‘revolução’ na construção de um país, apregoada por Juscelino Kubitschek. “Eram os 50 anos em 5”, lembra.

Da mesma turma do ex-ministro Mário Henrique Simonsen, que ganhou notoriedade por sua segunda formação, a de economista, Teixeira migraria de profissão depois de ser seduzido pelos benefícios oferecidos pela Petrobras, que buscava substituir a mão de obra estrangeira ainda dominante no seu corpo de profissionais. A estatal atraiu não somente ele, como também mais 50 colegas da turma de 170 formandos daquele ano. “Eles (a Petrobras) faziam verdadeiras cruzadas nas universidades. Era a estatal do petróleo, o monopólio... Aquilo empolgava a gente”, recorda.

Ingressando na petroleira no período em que ela buscava vencer seu primeiro grande desafio, ou seja, a meta de capacitar mão de obra nacio-

nal, Teixeira cursou, por dois anos, Geologia do Petróleo, no Centro de Aperfeiçoamento de Pessoal (Cenap) – órgão da Petrobras que abrigou o núcleo que deu origem ao Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello, o Cenpes, em 1963.

O curso, realizado em Salvador (BA), era fruto de um convênio entre a Universidade da Bahia e a Stanford University, uma das mais importantes universidades dos Estados Unidos e das mais antigas – foi fundada em 1885 no estado da Califórnia. “Eram aulas em tempo integral, pois estávamos fazendo um curso de quatro anos em dois, com um time de professores muito bom.

Realmente foi um curso muito duro, com aulas em inglês, mas que formou a primeira grande geração de geólogos, que chegaram a posições de destaque”, lembra.

Carmópolis – O casamento da engenharia com a geologia deu a Álvaro Teixeira a rara habilidade de possuir uma visão em três dimensões. “O petróleo está na cabeça do geólogo.

A descoberta é feita na imaginação, baseada nas experiências de outros modelos. Mas avaliar riscos e possibilidade de rentabilidade é essencial para uma empresa que pretende ser vitoriosa na área de petróleo. A engenharia me ajudou muito nisso”, diz.

Essa habilidade do então geólogo de poço ficou comprovada na descoberta do campo de Carmópolis (SE), em 1963, que até hoje é a maior acumulação terrestre no país, com um volume original de óleo (in place), de 1,7 bilhão de barris e a primeira do pré-sal. “Eu participei diretamente do prospecto e depois do início do desenvolvimento, da avaliação do campo.

Calculei a reserva, que era a maior do Brasil na década de 1960”, recorda.

Cinquenta anos depois, Carmópolis produz cerca de 20 mil barris de petróleo por dia (bpd) – ainda a segunda maior produção onshore do Brasil.

Mais além do ‘ouro negro’, Carmópolis é um exemplo bem-sucedido da aplicação de modernas soluções

Local de nascimento: Rio de Janeiro Idade: 78 anos Cargo: Assessor Sênior do IBP e consultor na área de petróleo Hobby: sempre foi o trabalho, mas atualmente, como aposentado, posso dizer que é a família Música: gosto muito da MPB e de música clássica Livro: os técnicos O melhor lugar para descansar: gosto muito de ficar em casa Filmes: E o vento levou e O curioso caso de Benjamin Button tecnológicas destinadas à recuperação da produção de campos maduros.

“Aquilo é uma espécie de escola para a Petrobras. O óleo é muito pesado, e por isso foi necessário testar injeção de água, de gás... E até hoje a produção é expressiva”, comenta Teixeira.

O campo, que completou 50 anos em agosto, possibilitou a geração de tecnologias de produção para acumulações terrestres, entre elas a perfuração de poços horizontais e multifraturamento, bem como de técnicas para otimizar a caracterização dos reservatórios de petróleo (conhecida como injeção de traçadores). Em Carmópolis seriam aplicadas, ainda, soluções de completação inteligente, com o objetivo de controlar remotamente a produção dos poços.

Os ganhos com a experiência adquirida em terra possibilitaram

à empresa ir da terra firme para as águas rasas da costa sergipana, onde, em 1968, a Petrobras descobriria o primeiro campo marítimo do Brasil: Guaricema. Álvaro Teixeira integrou a equipe descobridora, que tinha como geólogo de poço o seu amigo Guilherme Estrella, que posteriormente comandou o Cenpes e que concluiu sua carreira na Petrobras como diretor de Exploração e Produção da estatal.

Foi nesse o período, atuando na Bacia de Sergipe-Alagoas, baseado em Maceió, da realização de uma de suas maiores conquistas. “Fui lá para descobrir petróleo e acabei fazendo outra descoberta que vale ouro: minha mulher, Vânia Teixeira, uma alagoana da peste”, brinca Teixeira.

Com Guaricema, a Petrobras dava a partida na exploração de petróleo na plataforma continental brasileira, que abriria caminho, na década seguinte, para uma empreitada ainda mais audaciosa: a exploração e produção na Bacia de Campos, no litoral do estado do Rio de Janeiro.

Experiência internacional – Em 1965, teria a oportunidade de ampliar suas fronteiras, ao ganhar uma bolsa de estudos do governo francês para ‘estagiar ’ na Régie Autonome des Pétroles (RAP) – mais tarde Elf e atualmente é a petroleira Total, com ativos no Brasil. “Ali eu tive contato com outros geólogos, com interpretações... Foi de fato uma oportunidade não só de qualificação, como também para abrir a minha mente em termos profissionais”, reconhece.

A iniciativa promoveu um intercâmbio entre geólogos dos dois países e era parte do processo de reconciliação entre Brasil e a França, depois da crise deflagrada entre 1961 e 1963, devido à captura ilegal de lagostas, por embarcações francesas, em águas territoriais brasileiras, na região do Nordeste. O episódio ficou conhecido como a ‘Guerra da Lagosta’.

O contencioso acabou gerando ganhos para a Petrobras. “Vi novas tecnologias, visitei muitas empresas TN Petróleo 91

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perfil profissional especial de serviço”, lembra Teixeira. “Eles tinham o que chamavam de Bureau Bassins, isto é, o pessoal encarregado de estudar outros países. Tinha um camarada dedicado somente ao setor de petróleo e gás do Brasil”, lembra, rindo. “Eu dizia: mas lá é monopólio.

E ele me respondia: quem sabe... Tudo aquilo me deu uma série de ideias”, conta ele. Teixeira ajudaria o setor de petróleo e gás a se preparar para a abertura de mercado 30 anos depois.

O principal fruto da temporada de seis meses em terras francesas foi um relatório, um verdadeiro best seller técnico entre os profissionais do setor, no qual Teixeira identificava práticas e tecnologias utilizadas pelas empresas de petróleo e de serviço daquele país, e afirmava poderem ser replicadas no Brasil. “A maior parte delas de caráter estatal, na área de exploração e produção de petróleo, uma vez que era uma companhia do governo”, lembra Teixeira.

O pioneirismo de Álvaro Teixeira não foi somente a ‘importação’ desse conhecimento técnico, adquirido no exterior, e sim a aplicação dessas técnicas em brasileiras. Ele inovou ao relatar experiências diversas e aperfeiçoá-las ao território brasileiro, impulsionando assim o setor em direção à tecnologia e à profissionalização.

De volta ao Brasil com esse estudo, assumiria em 1967 o Setor de Integração (Setin), na divisão de Exploração e Produção (Divex/Dexpro), onde ficou encarregado, até 1970, da supervisão das equipes de interpretação geológica das bacias brasileiras. “Assumi aquele cargo na gestão de Carlos Walter Marinho Campos, que assumiu a chefia da divisão de exploração. Ele foi um pioneiro, um ícone para mim”, afirma. Carlos Walter incrementaria o processo de exploração offshore, muito insipiente na época.

Chamada para integrar a equipe, a grande contribuição de Teixeira seria a integração dos dados geológicos com os da sísmica de reflexão digital, que ele descreve como uma verdadeira “tomografia” da subsuperfície.

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“Fui iniciador na Petrobras do que se chama de ‘geologia de integração’: a minha área era encarregada de integrar todos os dados obtidos na exploração: poços exploratórios, de palentologia de gravimetria, de sísmica, etc. Com a integração desses dados você tinha uma concepção geológica global da subsuperfície”, explica. “Saímos desta experiência como exploracionistas, uma pessoa interdisciplinar, que lida com todas as áreas, pois o geólogo começou a fazer também interpretação. Foi um grande avanço da Petrobras na área de exploração.” E frisa que o desenvolvimento geofísico da época, com a aquisição e o processamento sísmico digital , possibilitou a integração de dados que dariam a concepção geral de uma bacia. “Faltava alguma coisa para integrar esses dados. A integração entre a geologia e a geofísica foi fundamental”, assegura.

O segundo salto seria dado com a formação dos chamados explotacionistas (de explotar, produzir) geólogos que trabalhavam com os engenheiros de reservatório, integrando a geologia com a produção.

“O explotacionista é o camarada que olha todos os dados para depois fazer a interpretação”, observa.

Essa nova geração de profissionais possibilitou agregar dados vitais para manter a sustentabilidade da atividade de exploração e produção – setor que absorve os maiores investimentos da Petrobras.

Criação da Braspetro – A década de 1970 foi marcante para a indústria de petróleo brasileira, pois é a época das primeiras descobertas da Bacia de Campos, que acabariam por torná-la a maior província petrolífera do Brasil.

O período seria marcado, também, pelo avanço internacional da Petrobras, que para atuar fora o país criou sua primeira subsidiária, a Petrobras Internacional S/A (Braspetro).

Convidado para integrar a equipe da subsidiária, onde sua primeira missão foi representa-la no “joint venture” com a Chevron em Madagascar, para realizar prospecções na bacia de Morondava, Álvaro Teixeira acabaria por não participar das grandes descobertas do offshore brasileiro.

“Infelizmente eu não tive a chance de participar da primeira grande descoberta, que foi Garoupa. Nessa altura, eu já estava na Braspetro”, conta.

Madagascar marcou o primeiro contrato formal firmado entre a Petrobras e uma empresa internacional.

“Foi firmado com a holding porque a Braspetro não estava formalmente registrada ainda. A subsidiária só assumiu o contrato depois”, conta.

“Fui para lá em 1972, com minha esposa, uma filha de um ano e meio, com duas malas, e uma pilha de videocassetes de música brasileira.”

A experiência possibilitou que tivesse os primeiros contatos com contratos de risco. “Fui olhar o outro lado da mesa, o lado do negócio do petróleo, onde aparecem os contratos”, lembra, contando que seu grande diferencial era falar a língua oficial local, que na ocasião era o francês (a língua nativa, o malgaxe, é muito difícil). “Eu sabia falar francês muito bem, o pessoal da Chevron, não. Então pude ler muitos relatórios e documentos elaborados pelas empresas estatais francesas, que tinham o monopólio da exploraçãode petróleo no país, até a sua liberação do domínio da França na década de 60. Trouxe tudo o que aprendi para a Petrobras.”

Descoberta de Majnoon – Enquanto no Brasil a Bacia de Campos come-

Engenheiro com cabeça de geólogo çava a revelar suas riquezas, a Petrobras, por meio da Braspetro, faria no Iraque a maior descoberta mundial de petróleo da década, em 1976. Na época, a estatal tinha um contrato de serviço com a Iraq National OilCompany (INOC), que culminaria na descoberta dos campos gigantes de Majnoon eNahr Umr, próximos à cidade de Basra, na fronteira com o Irã. As reservas desses dois campos somavam mais 25 bilhões de barris de óleo. “A Braspetro nunca tinha enfrentado o desenvolvimento da produção de campos com aquelas dimensões, sobretudo Majnoon com reservas de 20 bilhões de barris de petróleo, em uma região desértica, sujeita a estações de inundação no verão e primavera, por conta do degelo da neve na cadeia de montanhas do Zagros, situadas a leste, no Irã .”

Gerente de Geologia, Álvaro Teixeira participou ativamente dos planos de desenvolvimento do campo, aliás ainda não implementadas (pelas razões ciatadas a seguir), onde se achou, nos horizontes mais profundos (formação Yamama) um óleo leve, com altograu API. “Descobrimos uma coisa até então desconhecida no Oriente Médio, um óleo de muito valor, quase gasolina. Era um condensado tão leve que não tinha cor ”, diz.

“Outra coisa que a gente descobriu depois, quando perfuramos outros poços de extensão para o reservatório profundo do Yamama, é que o contato óleo-água dessa acumulação era inclinada para oeste, devido ao empuxo hidrodinâmico oriundo dos montes Zagros, situado a leste.”, lembrando ainda que sua equipe formava um “time de ouro”, do qual o geólogo Guilherme Estrella fazia parte. “Ele era o geólogo chefe da equipe sob meu comando no Iraque.

Antecipando-se às futuras tensões entre o Irã e o Iraque, a petroleira brasileira acabou cedendo a Inoc os campos descobertos, recebendo como indenização o fornecimento de 30 milhões de barris de petróleo; adicionalmente foi firmado um contrato de prestação de serviço, pelo

qual toda a equipe brasileira (cerca de cem famílias) era mantida, para dar continuidade aos trabalhos de desenvolvimento dos campos citados. Mas a indústria internacional reconheceria, então, a competência dos profissionais brasileiros em farejar petróleo, mesmo fora do país.

“A Braspetro foi extremamente bem-sucedida”, afirma. “Descobriu óleo na Colômbia, na Argélia – numa área que tinha sido abandonada pela Total –, no Irã e no Iraque, mostrando que a Petrobras estava preparada para atuar em qualquer situação.”

Consagração profissional – Em 1982, Teixeira foi nomeado diretor de Exploração e Produção e de Serviços da Braspetro, cargo que ocupou por quatro anos. “Foi a maior consagração da minha vida”, conta. “Mas foi um período em que dei continuidade ao que já fazia, uma vez que, como gerente de Geologia, eu já vinha trabalhando com a gerência de produção nos programas de desenvolvimento da produção da empresa”.

A rica experiência adquirida em diferentes projetos o levou, em 1987, para a área de treinamento de nível superior da holding, quando ele voltou a se envolver com o antigo Cenap, desta vez como superintendente adjunto da recém criada Superintendência de Desenvolvimento de Pessoal (Sedes). Sua missão era formar equipes multidisciplinares.

“Para mim, este seria o grande diferencial, treinar os futuros gerentes de projetos. Meu retorno (ao Cenap) se deu em outro nível, pois desta vez eram professores brasileiros ensinando. E, em minha opinião, os cursos eram muito mais objetivos do que os ministrados pelos americanos da minha época”, avalia.

As múltiplas facetas do conhecimento acumulado por Álvaro Teixeira o levaria, em 1989, à gerência geral da Associação Regional de Empresas do Setor de Petróleo, Gás e Biocombustíveis da América Latina e Caribe (Arpel), com sede em Montevidéu (Uruguai). Acabou ficando lá durante quatro anos, até se aposentar

da Petrobras, em 1993. “Eu comecei a ver todo o processo de desmonopolização da indústria de petróleo na América Latina, começando pela Argentina. A YPF foi a primeira; ela era a companhia de petróleo estatal mais antiga do mundo, criada logo após o fim da primeira grande guerra mundial em 1918”, lembra.

Em 1994, já aposentado, assumiu o cargo de secretário executivo do IBP. “Depois que me aposentei da Petrobras, fiquei um ano parado, pois fora dela não tinha emprego para geólogos de petróleo. Então, fui convidado pelo meu grande amigo Guilherme Duque Estrada, com quem organizei a primeira participação da Petrobras na OTC (Offshore Technology Conference), para ir para o IBP. Ele queria que eu preparasse a instituição para a abertura de mercado”, recorda. O fim do monopólio aconteceria apenas em 1997, com a Lei 9.3478. “Mas nós já estávamos preparados”, conta.

Assessor sênior do IBP, e consultor na área de petróleo, Álvaro Teixeira acumula menções de mérito de instituições nacionais (IBP, Organização Nacional da Indústria do Petróleo/Onip, Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo/Abespetro e Associação Brasileira de P&D em Petróleo e Gás/ABPG) e internacionais (WPC e Offshore Energy Center/Hall of Fame 2013. Esta última terá lugar no dia 28 de setembro de 2013, em cerimônia em Houston e no dia seguinte no Museu Offshore Drilling Rig, na cidade de Galveston, Texas.

“A indústria de petróleo é fundamental para o desenvolvimento de qualquer país. Particularmente, eu acho a área de E&P a mais charmosa, pois envolve riscos – riscos geológicos. É a que demanda os maiores investimentos, mas também os maiores benéficos econômicos, em caso de sucesso. . Ainda não é uma atividade determinística, pois depende muito ainda de interpretaçãoe da experiência do exploracionista. Tenho certeza de que voltaria a fazer tudo o que eu fiz”, conclui.

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Ano 4 • nº 29 • setembro de 2013 • www.tnsustentavel.com.br

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

Ações inéditas na trajetória da sustentabilidade Ineditismo em todas as suas ações. Assim tem sido a trajetória da TN Petróleo nesses 15 anos de atuação no mercado editorial. Somos orientados em nosso trabalho diário por duas linhas nada convencionais para o cartesiano mundo dos negócios: sustentabilidade e arte.

Nessa edição comemorativa dos 60 anos da Petrobras – empresa que tem contribuído com o desenvolvimento sustentável do Brasil através de modelos inovadores de gestão da responsabilidade social e de sustentabilidade e incluindo sempre a arte em seus projetos – não poderíamos deixar de trazer para o caderno ações e exemplos significativos de quem está fazendo a diferença nessas áreas.

Em entrevista exclusiva, Paulo Otto von Sperling, ouvidor-geral da Petrobras, fala sobre a Lei Anticorrupção, sancionada em agosto pela presidente da República, e a Lei de Acesso à Informação (LAI), que completou um ano recentemente – segundo ele, os dois são fortes instrumentos para se reprimir, no exato sentido da palavra, os atos lesivos a empresas, à sociedade e ao país.

Sperling destaca que, para a lei ter efetividade na punição a quem pratica corrupção, é fundamental a adequada atuação dos juízes e, principalmente, dos Tribunais Superiores, uma vez que sanções administrativas podem ser questionadas.

Registramos aqui o ineditismo da assinatura do termo de ajustamento de conduta pela ANP, MPF, Ibama, Chevron

e Transocean, quando as empresas envolvidas terão que se comprometer com ações inéditas de precaução e prevenção de incidentes, além de ter que fazer compensações pelos vazamentos de óleo em nossas baías.

Na mesma direção da sustentabilidade e arte, reportamos uma iniciativa da Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), empresa do segmento de óleo e gás do Grupo Queiroz Galvão, em parceria com o Projeto Portinari, que levou a exposição Portinari: Arte e Meio Ambiente para Arraial do Cabo, Região dos Lagos fluminense.

As obras do pintor brasileiro abordam a temática do meio ambiente e ficaram expostas até 17 de agosto no Centro Cultural Manoel Camargo. “Com esse projeto a QGEP visa contribuir para a formação educativo-cultural das crianças, jovens e adultos, na perspectiva da construção de valores éticos e estéticos, possibilitando a difusão da arte brasileira, através da obra de Portinari”, explica Rebeca Kiperman, coordenadora de Comunicação e Sustentabilidade da empresa.

Assim, caros leitores, seguimos divulgando conteúdos mais bem alinhados com o nosso foco e também afirmativos de que estamos no caminho das mudanças. No caminho certo!

Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo

Sumário

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É preciso punir corruptos e corruptores

Energia eólica pode chegar a 10,5 GW em 2017

Coleta mais de 183 mil ton de pneus inservíveis

entrevista excluiva com Paulo Otto, ouvidor-geral da Petrobras

Abeólica

Reciclanip

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suplemento especial Entrevista especial com Paulo Otto, ouvidor geral da Petrobras

É preciso punir

corruptos e corruptores A Lei Anticorrupção, sancionada em agosto pela presidente da República, e a Lei de Acesso à Informação (LAI), que completou um ano recentemente, são fortes instrumentos para se reprimir – no exato sentido da palavra – os atos lesivos a empresas, à sociedade e ao país. Alguns vão frisar: sobretudo as práticas lesivas à administração pública. Mas não há distinção entre empresas privadas, públicas ou mistas, uma vez que a corrupção não se manifesta apenas no setor público. “No Brasil, sempre se destacou o Estado corrompido, esquecendo-se dos corruptores. É fundamental mudar esta cultura e atribuir responsabilidade também ao corruptor”, afirma o ouvidor-geral da Petrobras, Paulo Otto von Sperling, em entrevista exclusiva à TN Petróleo. Ele destaca que, para a lei ter efetividade na punição a quem pratica corrupção, é fundamental a adequada atuação dos juízes e, principalmente, dos Tribunais Superiores, uma vez que sanções administrativas podem ser questionadas.

TN Petróleo – A nova Lei Anticorrupção dispõe sobre a responsabilização administrativa e civil de pessoas jurídicas pela prática de atos lesivos à administração pública, nacional e estrangeira. De que forma esta lei impacta as empresas públicas ou mistas, como a Petrobras, e contribui para a melhor 132

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Foto: Agência Petrobras

N

a realidade, é necessário aprimorar continuamente os mecanismos de combate a essas práticas corrosivas, inclusive nas empresas. “Por essa razão, a diretoria executiva da Petrobras aprovou, em julho de 2013, o Programa Anticorrupção, que tem o objetivo de aperfeiçoar os processos já existentes, conferindo-lhes uma atuação conjunta e integrada, contemplando os aspectos preventivos, com destaque para ações educativas, a detecção de desvios e, por fim, a correção dos atos de fraude ou corrupção provados”, afirma.

por Beatriz Cardoso

gestão e transparência da chamada ‘coisa pública’?

Paulo Otto von Sperling – As normas se aplicam às sociedades empresariais, independentemente da forma adotada ou do controle societário, não havendo distinção entre empresas privadas, públicas ou

mistas. É importante destacar esse aspecto para acabar com a crença de que a corrupção se manifesta exclusivamente no setor público. No Brasil, sempre se destacou o Estado corrompido, esquecendo-se dos corruptores, desde o cidadão que dá uma cervejinha para o guarda até as grandes multinacionais que fraudam as licitações, passando, é claro, pelos grupos empresariais que sonegam tributos. É fundamental mudar esta cultura e atribuir responsabilidade também ao corruptor.

De forma mais imediata, com o advento da Lei Anticorrupção, as empresas passam a ser responsáveis pelos atos de seus gestores e empregados e, obrigatoriamente, a questão vai ter que ser enfrentada de forma mais transparente, com respostas imediatas e objetivas. A lei também vai incentivar a prevenção. No caso de violação, os mecanismos e procedimentos internos de integridade e auditoria, o incentivo à

denúncia e a aplicação dos códigos de ética servirão de atenuantes à pessoa jurídica. Com isso, as empresas brasileiras ganham motivação para criar ou aprimorar seus programas anticorrupção, fundamentais para a consolidação de um paradigma ético no mundo dos negócios.

Então, a Lei Anticorrupção obriga que as empresas se responsabilizem pelos atos de seus empregados e gestores, incentivando a criação de mecanismos institucionais para prevenir desvios e prevendo sanções para a pessoa jurídica corruptora. A lei ensejará relações de negócios mais transparentes e íntegras, fortalecendo a governança corporativa. Apenas as sociedades empresariais probas podem contribuir para o desenvolvimento econômico em bases igualitárias e para a melhoria da vida de seus empregados e públicos de interesse.

Como ouvidor de uma das maiores empresas do país – e uma das dez maiores companhias de energia do mundo – a responsabilização da pessoa jurídica vai resultar em ações punitivas mais efetivas?

Penso que sim, mas a efetividade da lei dependerá principalmente do Ministério Público e do Poder Judiciário. O Congresso, após as manifestações populares, apressou a votação e aprovou a lei. A presidente Dilma Rousseff, com apoio da Controladoria Geral da União (CGU), fez a sua parte e vetou dispositivos que mitigavam as sanções. Agora, a bola está com os órgãos de controle e com o Poder Judiciário. A lei prevê punições severas às empresas pela prática de atos lesivos à Administração Pública. A multa nesses casos pode chegar a 20% do faturamento bruto do último exercício anterior ao da instauração do processo admi-

Com a Lei Anticorrupção, as empresas passam a ser responsáveis pelos atos de seus gestores e empregados e, obrigatoriamente, a questão vai ter que ser enfrentada de forma mais transparente, com respostas imediatas e objetivas.

nistrativo. A expectativa é que as punições sejam aplicadas de forma célere. Por exemplo, no caso das sanções administrativas, para que a multa seja aplicada bastará existir a comprovação do ato lesivo ter sido praticado no interesse ou benefício da pessoa jurídica. Mas as sanções administrativas podem ser questionadas no Judiciário e, por essa razão, é fundamental a adequada atuação dos juízes e, mais ainda, dos Tribunais Superiores, para que a lei tenha efetividade.

Quais os mecanismos de apuração, e de denúncia mesmo, que existem dentro da Petrobras para coibir estes atos (de corrupção)? Quais os mecanismos que estão sendo criados para o combate à corrupção dentro da corporação?

A Companhia já dispõe de instrumentos variados para combater a fraude e a corrupção. Além das Comissões Internas de Apuração, que analisam casos pontuais, há o trabalho permanente e sistematizado da Auditoria Interna, da Segurança Empresarial e da unidade de Controle e Conformidade. A Ouvidoria-Geral, além de ser responsável pelo

Canal Denúncia, que está disponível internamente para o recebimento de manifestações sobre irregularidades de natureza contábil (SOx), é o órgão que recebe e trata denúncias em geral, desde conflitos interpessoais até atos de corrupção. Mas esses mecanismos corporativos precisam ser constantemente aprimorados.

Por essa razão, a diretoria executiva da Petrobras aprovou, em julho de 2013, o Programa Anticorrupção, que tem o objetivo de aperfeiçoar os processos já existentes, conferindo-lhes uma atuação conjunta e integrada, contemplando os aspectos preventivos, com destaque para ações educativas, a detecção de desvios e, por fim, a correção dos atos de fraude ou corrupção provados. A presidente Graça Foster foi fundamental para a aprovação do Programa, o que demonstra a convergência entre a alta administração, a força de trabalho e a sociedade brasileira.

A Petrobras participa dos organismos e das iniciativas relacionadas à integridade e à transparência das empresas, destacando-se o Pacto Global, patrocinado pelas Nações Unidas, e a Iniciativa de Transparência das Indústrias Extrativas (Eiti), que engloba governos, empresas, grupos da sociedade civil, investidores e organizações.

Como estas iniciativas estão sendo incorporados às ações da Petrobras para evitar a corrupção?

Por decisão da diretoria executiva, a Ouvidoria-Geral representa a companhia nas iniciativas nacionais e internacionais ligadas à transparência das empresas e ao combate à fraude e à corrupção.

Com isso, participamos de grupos de trabalho e de forças-tarefas, que discutem temas relevantes relacionados ao combate à corrupção. Essas discussões geram relatórios ou guias, que ficam disponíveis para consulta, permitindo TN Petróleo 91

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suplemento especial

que qualquer empresa acesse e implemente suas orientações, aprimorando seus mecanismos de controle. O Programa Anticorrupção, hoje em fase de implementação, não apenas traz benefícios para a companhia e a sociedade em geral, como também é fruto desses compromissos assumidos perante essas instituições. Outros instrumentos de controle também são aprimorados com base nessa troca de experiências entre a Petrobras e os demais participantes do Pacto Global e do Eiti.

O mais importante é reconhecer que temos sempre o que aprender, melhorando os nossos processos de fiscalização e de gestão.

A Lei de Acesso à Informação, que completou um ano de vigência dia 16 de maio, é uma garantia jurídica de direito à informação. Em havendo uma lei anticorrupção e um programa interno da Petrobras, o acesso à informação é fundamental para assegurar a efetividade destas iniciativas. Mas de que forma a sociedade civil pode tomar conhecimento das ações efetivas levadas a cabo pela Petrobras no combate à fraude e à corrupção?

Na Petrobras, uma das ações previstas em seu Programa Anticorrupção é a divulgação em relatórios periódicos à Alta Administração e para a força de trabalho dos casos de fraude e corrupção que já tenham sido comprovados.

A LAI deflagrou um processo de mudança cultural do Estado brasileiro, fortalecendo o controle social, porque fez com que os gestores da coisa pública efetivamente prestassem contas à sociedade, com que falassem diretamente com o cidadão, sem intermediários. Alguns se surpreenderam com o fato de que, com a LAI, qualquer cidadão pode pedir dados sobre a forma como o dinheiro público está sendo gasto. O 134

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O Programa Anticorrupção, em fase de implementação, não apenas traz benefícios para a Petrobras e a sociedade em geral, como também é fruto desses compromissos assumidos perante essas instituições.

jornalismo investigativo tem recorrido à LAI para produzir reportagens mais elaboradas, sem o tradicional recurso ao sigilo da fonte, e com grandes quantidades de dados que antes não eram tão fáceis de se obter.

A LAI, portanto, é um poderoso instrumento para o cidadão e para a imprensa. A Lei Anticorrupção também prevê o Cadastro Nacional de Empresas Punidas (CNEP), que dará ampla publicidade às sanções aplicadas pelos órgãos ou entidades estatais. As duas leis são ferramentas que fortalecem a sociedade civil, e resultam do amadurecimento institucional do país.

O Ranking Global de Direito à Informação, que avalia a qualidade da legislação mundial de acesso à informação (http://www.rti-rating. org/country_data.php) classificou a Lei de Acesso à Informação do Brasil em 15º lugar (com 110 pontos de 150), o que, de certa forma, confirma a sua qualidade. Qual o grande desafio a ser enfrentado para que possamos galgar novas posições neste ranking?

Em primeiro lugar, creio que esses rankings não devam ser tomados de forma absoluta. Sem uma

análise qualitativa, os números e os índices não nos dizem nada. Embora já tenhamos uma boa posição, a democracia exige um processo de aprimoramento constante das leis e das instituições. Avançar neste caminho é um ato do Estado e depende de uma implementação efetiva da lei, que ainda é nova. Na esfera federal, a implementação já avançou muito. No entanto, em relação aos estados e municípios a implementação não se deu no mesmo ritmo. Estima-se que somente cerca de 10% das cidades e 13 dos 27 estados da União tenham de fato iniciado o processo de regulamentação e estejam de fato cumprindo o que a lei exige.

Segundo o código de ética, de governança corporativa da Petrobras, a ouvidorias ou instâncias eventualmente responsáveis pelo processamento de denúncias de transgressões éticas, são responsáveis por preservar o anonimato do denunciante, de modo a evitar retaliações contra o mesmo e lhe darão conhecimento das medidas adotadas. Dentro de um processo de sindicância interno, para apurar possíveis atos de corrupção, de que forma os denunciantes têm suas identidades preservadas, uma vez que podem tornar-se as principais fontes do processo investigativo?

No que se refere à apuração de denúncias, a atuação da Ouvidoria está fundamentada na garantia da confidencialidade.

Nossos profissionais têm consciência de que precisam preservar este princípio, para que o denunciante não sofra qualquer tipo de retaliação. O problema é quando o próprio denunciante informa a terceiros que esteve na Ouvidoria para relatar determinado fato. A partir daí, perdemos o controle sobre a situação.

OTC Brasil 2013 E v E n T O Org a ni z a d O P E l O iBP E O T C

29 â&#x20AC;&#x201C; 31 Outubro 2013

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De Norte a Sul: um mar De oportuNiDaDeS A OTC Brasil visa atrair renomados especialistas e empresas do segmento offshore para compartilhar conhecimentos, fazer novos contatos e explorar as mais recentes tecnologias do mercado. inscreva-se agora! www.OTCBrasil.Org

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A denúncia, de início, aponta para fatos e para indícios de autoria.

A comprovação da autoria é um dos resultados do processo de investigação dos fatos. É preciso saber primeiro se os fatos existiram conforme relatado na denúncia. E, mais importante: para se defender, o denunciado não necessita conhecer o nome do denunciante, pois ele responde, em um primeiro momento, à companhia. Por outro lado, a Ouvidoria tem sido criteriosa para que as suas apurações não resultem na promoção de uma cultura de denuncismo. Denúncias vazias, sem quaisquer indícios, são logo arquivadas. A Ouvidoria precisa ter muita clareza entre o que separa delatores irresponsáveis dos cidadãos conscientes.

A Petrobras também é signatária da Iniciativa de Parceria contra a Corrupção (Paci), fomentada pelo Fórum Econômico Mundial, e do Pacto Empresarial pela Integridade e Contra a Corrupção, compromisso voluntário das empresas brasileiras em favor da ética nos negócios, baseando-se na Convenção da Organização das Nações Unidas contra a Corrupção, no 10º princípio do Pacto Global e nas diretrizes da Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OCDE). Quais as possíveis sanções e em que casos a Petrobras pode ser sancionada?

Essas organizações estabelecem padrões de conduta que todos os signatários precisam cumprir, incluindo a Petrobras.

Caso não as cumprisse, a companhia decerto seria cobrada e teria prazos para se adequar. Num caso extremo de falta de compromisso, uma empresa poderia até ser convidada a abandonar a organização da qual é membro, sofrendo as possíveis consequências em sua reputação e imagem.

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Estima-se que somente cerca de 10% das cidades e 13 dos 27 estados da União tenham de fato iniciado o processo de regulamentação e estejam de fato cumprindo o que a Lei de Acesso à Informação exige.

Em maio de 2013, a Petrobras entregou ao Arquivo Nacional o acervo de investigações políticas da sua antiga Divisão de Informações (Divin), unidade da companhia responsável por investigar a orientação política e social de seus empregados, em convergência com os órgãos de repressão. Que medidas podem e devem ser tomadas para evitar que perseguições, como essa, nunca mais voltem a acontecer dentro da estatal?

A melhor maneira é garantir as liberdades de expressão e manifestação presentes no Estado democrático de direito. Este Estado ainda é recente no Brasil e precisa ser consolidado. Somente um forte retrocesso político nos tiraria deste caminho, o que particularmente não acredito que vá acontecer.

Outro ponto importante para avançar em transparência e acesso à informação foi a Lei 12.528, que criou a Comissão da Verdade, cujo objetivo é esclarecer fatos relativos ao período da ditadura. O Estado democrático não pode temer o seu passado, mas deve, sim, enfrentá-lo e aprender com os seus erros.

A precarização do trabalho é um tema essencial diante do gigantismo

da Petrobras e dos empreendimentos que ela tem em andamento ou implantação, não somente no país como também no exterior. Assim, soma-se ao quadro funcional da Petrobras um enorme contingente de terceirizados, subcontratados em diversas instâncias. Como gerenciar e assegurar que toda a força de trabalho da Petrobras, inclusive os terceirizados, terão seus direitos e benefícios assegurados em toda essa cadeia produtiva? Como impedir práticas nesta cadeia produtiva como mão de obra escrava ou semiescrava, mão de obra infantil, más condições de trabalho?

A Petrobras inclui em seus contratos de prestação de serviços cláusulas que proíbem o trabalho degradante, a utilização de mão de obra infantil ou em situação análoga à de escravo, e obrigando a empresa contratada a seguir à risca a legislação trabalhista. Sabemos que só isso não é suficiente. Qualquer evidência de irregularidade deve ser coibida. Práticas nefastas, como a utilização de mão de obra escrava, não devem ser toleradas, sob pena de a Petrobras perder o respeito e a admiração que desfruta entre a maioria esmagadora dos brasileiros.

A Ouvidoria da Petrobras dispõe de canais específicos para receber reclamações de todos os públicos de interesse da companhia. À Petrobras interessa melhorar as condições de trabalho no Brasil. Os esforços da equipe da Ouvidoria fazem parte da construção da legitimidade da companhia e esta legitimidade está ligada, indissoluvelmente, ao bem-estar de sua força de trabalho e aos interesses do povo brasileiro. Se o negócio da Petrobras aponta, desde 1953, para o desenvolvimento energético do país, a nossa missão, hoje, também inclui o desenvolvimento social e econômico do Brasil.

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suplemento especial

Alunos do CTC/PUC-Rio vencem 6º Prêmio Petrobras de Tecnologia

O

s estudantes Márcio Santos Mundim e Ana Carolina Alves Abrêu representaram o Centro Técnico Científico da PUC-Rio (CTC/PUC-Rio) como concorrentes ao Prêmio Petrobras de Tecnologia. Pela quinta vez em seis edições, o CTC/PUC-Rio se destaca na competição. Márcio e Ana Carolina disputaram com alunos de todas as universidades do país, em nove temas que se repetiram em três categorias (Graduação, Mestrado ou Doutorado), saindo 27 vencedores no final.

Márcio Mundim, graduado em Engenharia Química, venceu no tema ‘Tecnologia de bioprodutos’ e recebeu como prêmio R$ 10 mil e uma bolsa de mestrado do CNPq. Já Ana Carolina, formada em Engenharia de Petróleo, mestre em Engenharia Elétrica e doutoranda na mesma

área, concorreu na categoria Mestrado e levou o 1º lugar no tema ‘Tecnologia de perfuração e de produção’, recebendo R$ 15 mil.

Mundim venceu com o trabalho de conclusão de curso ’Projeto de estação integrada para tratamento de vinhaça visando à obtenção simultânea de fertilizante e água de reúso’.

O estudo trata do reaproveitamento da vinhaça (rejeito da indústria do álcool), transformando esse subproduto em fertilizante concentrado e em água de reúso.

São feitos todos os dimensionamentos dos principais equipamentos, tanques e tubulações envolvidos no processo e uma Análise Econômica Preliminar do investimento da planta. Tendo como premissa que com 1 t de cana produz-se 80 litros de etanol (álcool) como produto e 1.040 litros de vinhaça como subproduto, o trabalhou reiterou a importância do reaproveitamento do rejeito. Márcio hoje faz um programa de dois anos

como trainee na Statoil, empresa de petróleo norueguesa.

A mestre Ana Carolina Abrêu está cursando doutorado em Engenharia Elétrica no CTC/PUC-Rio, na área de Métodos de Apoio a Decisão. Seu trabalho ‘Otimização de cronogramas de ativação de poços de petróleo, considerando restrições técnicas e operacionais’ desenvolve uma ferramenta de apoio ao especialista na escolha de cronogramas para a abertura de poços para o desenvolvimento de reservatórios de petróleo.

Esse modelo baseia-se na técnica de Algoritmos Genéricos para considerar as restrições técnicas e utiliza o Valor Presente Líquido (VPL) para avaliar soluções. Com o prêmio, Ana Carolina planeja terminar seu curso e fazer um pós-doutorado.

ANP, MPF, Ibama, Chevron e Transocean assinam termo de ajustamento de conduta

A

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Ministério Público Federal (MPF) no Rio de Janeiro, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), a Chevron Brasil, a Chevron Latin America e a Transocean Brasil assinaram um Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) para pôr fim às ações civis públicas propostas pelo MPF relativas aos vazamentos que ocorreram no Campo de Frade, na Bacia de Campos, entre novembro de 2011 e março de 2012.

Com esse documento, as empresas terão que se comprometer com ações inéditas de precaução e prevenção de incidentes, além

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de ter que fazer compensações pelos vazamentos. Os danos a serem reparados e compensados que constituem o objeto do TAC restringem-se exclusivamente aos danos provocados pelo contato indevido de óleo em água e aos reflexos dela decorrentes, não compreendendo eventuais danos à estrutura geológica das áreas em que ocorreram os dois incidentes.

Está expressamente resguardado o poder/dever da ANP de executar a regulação e a fiscalização das atividades que foram objeto do TAC, estando consignado que a Chevron acatará as medidas estabelecidas antes pela ANP, devendo esta fiscalizar o cumprimento da referida obrigação.

A Chevron pagou as multas aplicadas pela ANP após decisão de primeira instância e que estão relacionadas ao incidente no total de R$ 36.650.000,00, tendo recolhido R$ 25.592.000,00 com o desconto de 30% previsto no art.

4º, §3º, da Lei n. 9.847/99. Em abril de 2013, a Agência autorizou o retorno da produção de alguns poços no Campo de Frade, na medida em que haviam sido reestabelecidas as condições de segurança operacional que tinham fundamentado a suspensão da produção. A concessionária não está autorizada a fazer a perfuração de poços nem a fazer a injeção de fluidos por poços injetores.

Energia solar: cenário favorável Em seminário promovido pela Associação Comercial de São Paulo, especialistas afirmaram que o Brasil está em um momento propício para investir na energia solar.

Foto: Divulgação

P

ara o secretário de Energia do Estado de São Paulo, José Anibal, é preciso um planejamento estratégico para vencer os desafios energéticos dos próximos anos. “Para isso, precisamos de ousadia para a limpeza de nossa energia, com novos modais – como o bagaço de cana e as energias eólica e fotovoltaica”. Ele mencionou o Plano Paulista de Energia 2020, que tem como meta a diminuição de 20% das emissões de poluentes em comparação com 2005.

De acordo com o secretário, a expectativa é promover isenção total de ICMS para equipamentos fotovoltaicos, a fim de estimular o setor.

Outra meta é que em 2020, 69% da energia do estado de São Paulo seja de fontes renováveis – hoje está em 55,5% (superior ao Brasil, que tem 45,5%).

Renato Mangussi, diretor de Energias Renováveis da empresa Dya Energia Solar, do grupo Tecnometal, fez uma exposição sobre o mercado de energia solar nos Estados Unidos e no Brasil. Defendeu que no Brasil sejam fabricados painéis fotovoltaicos (hoje o maior produtor é a China) e ressaltou que a energia solar é uma fonte alternativa e viável do ponto de vista econômico.

“Temos vocação solar e isso pode fazer frente à dependência hidráulica que temos hoje.” Essa é a opinião de Márcio Trannim, da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (Apine).

Ele destacou que a expectativa de duração das reservas de combustíveis fósseis é de cem anos e enumerou diversas vantagens da energia solar para o Brasil, entre elas as condições climáticas e a tecnologia, que é madura e confiável e tem baixo custo de operação e manutenção.

Trannim também atentou para dificuldades – como falta de mão de obra especializada e resistência das distribuidoras.

Por fim, o professor emérito da Universidade de São Paulo (USP) e membro do Instituto de Energia e Ambiente (IEE), José Goldemberg, avaliou que o momento é de oportunidade para mudanças – já que o modelo hidrelétrico brasileiro está se esgotando. “Este modelo serviu ao Brasil por mais de cem anos, mas há um problema cultural: os engenheiros foram

educados no estilo clássico, não têm uma visão clara atual.”

Outra questão apontada por Goldemberg que, segundo ele, dificulta a implantação da energia solar é o fator ideológico, já que o governo federal decidiu baratear a tarifa da energia elétrica. Ele citou o exemplo bem-sucedido do estado norte-americano do Texas. Lá, as empresas de energia estão mudando o tipo de negócio e passaram a gerenciar o sistema de troca de energia – as empresas é que instalam os painéis. “O problema com a hidreletricidade hoje criou uma crise monumental, mas isso abre a possibilidade para a solução da energia solar ”, concluiu.

Conselho de Infraestrutura – Coordenado pelo vice-presidente da ACSP, Luiz Gonzaga Bertelli, o Conselho tem como objetivos buscar a adequação e eficiência da infraestrutura nacional (eletricidade, petróleo, gás natural, etanol, energias renováveis, telecomunicações, logística, transporte e portos no âmbito nacional). E isso é feito por meio da articulação do Conselho junto a órgãos governamentais, entidades de classe, empresas e escolas superiores; do acompanhamento das questões regulatórias do setor; da realização de eventos sobre infraestrutura; e da divulgação de informações sobre o tema para auxiliar o empresário a encontrar a melhor solução para o seu negócio.

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suplemento especial

QGEP leva Portinari para Arraial do Cabo O projeto engloba muito mais que uma exposição, uma vez que os moradores de Arraial do Cabo (RJ) são capacitados para monitorar as atividades de crianças. E os professores das escolas municipais também recebem treinamento para usar a arte como ferramenta de educação.

O foco é sempre a abordagem de temas relacionados ao meio ambiente. por Maria Fernanda Romero

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Fotos: Divulgação

A

Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), empresa do segmento de óleo e gás do Grupo Queiroz Galvão, em parceria com o Projeto Portinari, levou a exposição Portinari: Arte e Meio Ambiente para Arraial do Cabo, na Região dos Lagos fluminense. As obras do pintor brasileiro abordam a temática do meio ambiente e ficaram expostas até 17 de agosto, no Centro Cultural Manoel Camargo.

“Com esse projeto a QGEP visa contribuir para a formação educativo-cultural das crianças, jovens e adultos, na perspectiva da construção de valores éticos e estéticos, possibilitando a difusão da arte brasileira, através da obra de Portinari”, explica Rebeca Kiperman, coordenadora de Comunicação e Sustentabilidade da empresa.

A companhia é patrocinadora do Projeto Portinari desde 2011, período em que foi iniciada a itinerância de Arte e Meio Ambiente no sul da Bahia. Em 2012, a exposição foi levada para a Rio+20, permanecendo no Rio de Janeiro até dezembro. Este ano, o projeto já passou pelos municípios de Bom Jesus do Itabapoana, São Francisco de Itabapoana, Maricá, Duque de Caxias e ainda será levado a outras cidades.

Segundo Kiperman, a ação contempla a itinerância da exposição Arte e Meio Ambiente com 28 reproduções de obras de Portinari, bem como a distribuição gratuita de bauzinhos e

Número de escolas participantes Bahia: 72 (Ilhéus, Canavieiras, Una e Belmonte) Resende: 34 Rio de Janeiro: 117 Duque de Caxias: 16 Bom Jesus do Itabapoana: 22 Maricá: 40 São Francisco do Itabapoana: 54 Arraial do Cabo: 7 a capacitação de professores de escolas públicas, em parceria com as Secretarias de Cultura de cada localidade.“Em 2013, a exposição está sendo levada para municípios do estado do Rio de Janeiro pertencentes à área de influência direta do bloco BS-4, na Bacia de Santos. Até dezembro, serão oito cidades”, informou.

Nesses três anos, a exposição já permitiu que mais de 140 mil pessoas de 12 municípios tivessem acesso às réplicas do acervo do Projeto Portinari. Nessas

cidades quase 400 professores e outros 150 monitores foram capacitados.

De acordo com Suely Avelar, coordenadora do Projeto Portinari, hoje, a obra de Portinari, muito mais do que ser admirada em museus e galerias de todo o mundo, cumpre com o firme propósito de ser um instrumento para a mobilização social e, por conseguinte, para a identificação dos valores de brasilidade, atuando como um difusor da obra de Portinari e, sobretudo, como um dinamizador de suas crenças sobre o papel social da arte, e também contribuir, através dessa obra, para reflexões quanto às questões referentes ao meio ambiente e as responsabilidades coletivas favorecedoras do bem-estar e da qualidade de vida planetária.

“Os encontros realizados com os professores dos quatro municípios da Bahia e dos sete municípios do estado do Rio de Janeiro, os diálogos mantidos com esses professores nos fazem acreditar que estamos contribuindo com uma parcela bem significativa para a Educação no Brasil e devemos conferir grande crédito à empresa, que acreditou em nosso trabalho e nos possibilita continuar a ter o firme propósito de tornar cada vez mais a obra de Portinari um instrumento para a mobilização social, para a identificação dos valores de brasilidade”, afirma a coordenadora.

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oje com 2,8 GW de capacidade, o setor de energia eólica deve chegar ao ano de 2017 com 10,5 GW de capacidade instalada, tornando-se um dos seis maiores países do mundo com geração pela fonte de energia renovável. A afirmação foi feita pela presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), Élbia Melo, durante a abertura do evento Brazil Wind Power, no Rio de Janeiro.

Segundo dados da Abeeólica, o Rio Grande do Norte é o estado brasileiro com maior número de parques instalados com 25 de um total de 119. A Bahia figura em segundo lugar nesse ranking, mas com diversos incentivos para receber investimentos dessa indústria, o estado pode em pouco tempo alcançar a liderança da energia dos ventos no Brasil. A força da indústria eólica aparece também nos empregos que têm a perspectiva de chegar a 280 mil até 2020, o que demonstra um crescimento forte e sustentável para os próximos anos.

Dentre os motivos da animação do setor está o sucesso dos leilões de energia para as eólicas, que em pouco tempo se tornaram a segunda fonte de energia mais competitiva da matriz energética brasileira,

Foto: Keystone

Energia eólica pode chegar a 10,5 GW em 2017

perdendo apenas para as hidrelétricas. O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, anunciou durante o Brazil Wind Power que a energia eólica será inserida no próximo leilão de energia A-5, a ser realizado no dia 13 de dezembro. “É inegável o avanço das fontes renováveis, incluindo as eólicas, na nossa matriz energética a partir do Proinfa”, afirmou o ministro, citando o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica do MME, lançado em 2010. “Temos energia elétrica suficiente para acompanhar o desenvolvimento e o

crescimento da economia do Brasil”, completou.

Em 2012, foram inauguradas 15 usinas, e este ano já foram nove usinas com início de operação e como parte do Sistema Interligado Nacional (SIN). E há hoje 93 usinas eólicas em construção, que irão colocar 2.300 MW no sistema de energia do país. Para isso, a EPE (Empresa de Pesquisa Energética) vai fazer um leilão específico para as linhas de transmissão para os novos parques eólicos, no sentido de melhorar o planejamento no fornecimento da energia eólica no país.

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Programa Uma terra duas águas

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Foto: Divulgação

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diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Miranda Formigli, participou no final de julho, em Areia Branca (RN), do lançamento do Programa Uma terra duas águas (P1+2). O projeto, patrocinado pela Petrobras e desenvolvido pela Associação Um Milhão de Cisternas Rurais para o Semiárido Brasileiro (AP1MC), construirá 20 mil sistemas de captação e armazenamento de água da chuva em 210 municípios do semiárido. O apoio à iniciativa integra um conjunto de ações para enfrentamento da maior estiagem dos últimos 50 anos na região.

O diretor e o gerente executivo de Responsabilidade Social da Petrobras, Armando Tripodi, visitaram três residências no assentamento Serra Vermelha, que receberam as primeiras cisternas do programa.

“As tecnologias aplicadas aqui no semiárido são um exemplo de engenharia – soluções simples, implementadas pelos próprios agricultores e que lembram a história da Petrobras”, disse o diretor, lembrando que a Companhia no início de sua história produzia 2.633 barris por dia e hoje produz cerca de 2 milhões de barris por dia graças às tecnologias construídas e adaptadas à nossa realidade.

A implantação dos sistemas permitirá que as famílias utilizem a água para a produção de alimentos e a criação de animais, mesmo na época da estiagem do semiárido. Além disso, as famílias serão capacitadas para a construção de bancos de sementes e plantio de mudas. O objetivo é promover o desenvolvimento rural, estimular a geração de renda e garantir a segurança alimentar de 20 mil famílias de agricultores.

A Petrobras investirá R$ 200 milhões, no período de 12 meses, no

Programa. Cerca de 60% dos municípios beneficiados estão na área de influência do Sistema Petrobras.

A região é considerada estratégica para a Companhia, que tem ampliado continuamente sua presença no Nordeste e no semiárido. Atualmente, a região conta com unidades de Exploração e Produção, Refino, Usinas de Biodiesel, Fábricas de Lubrificantes e de Fertilizantes, além de redes de dutos, gasodutos e postos de combustíveis.

O evento de lançamento do programa também contou com a presença do secretário de Segurança Alimentar e Nutricional do Ministério de Desenvolvimento Social e Combate à Fome, Arnoldo Campos, do representante da Articulação Semiárido Brasileiro, Naidison Quintella Baptista, e representantes do governo local.

Soluções simples e de baixo custo – Os 20 mil sistemas serão destinados à captação da água da chuva, que poderá ser utilizada na produção de alimentos e na criação de animais para o consumo de subsistência, além de trocas solidárias e comercialização em pequena escala. Apesar de ser caracterizada por longos períodos secos, a região registra em média 750 mm de chuva por ano, o que garante a disponibilidade de água para os reservatórios.

De acordo com as condições do local, será feita a opção por um dos quatro tipos de sistemas de capta-

ção e armazenamento: cisternas-calçadão, cisternas de enxurrada, barreiro-trincheira e barragens subterrâneas. Todas elas são consideradas soluções simples, de baixo custo, fáceis de serem implementadas e já adaptadas às condições de vida da população rural do semiárido.

Manejo sustentável da terra e das águas – Para a execução do projeto serão capacitados, no período de um ano, 1.300 pedreiros em técnicas de construção destinadas à captação de água de chuva. Também está prevista a construção de locais para armazenamento de sementes e viveiros de mudas. Essas ações fazem parte de uma estratégia mais ampla, cujo objetivo é apoiar a articulação, o fortalecimento e a emancipação da sociedade civil por meio da capacitação para o manejo sustentável da terra e das águas.

Na escolha das famílias que receberão os sistemas, será dada prioridade àquelas que têm renda per capita familiar de até meio salário mínimo, localizadas na zona rural, com crianças de até 6 anos ou com crianças e adolescentes matriculados e frequentando a escola. Também serão consideradas famílias integradas por adultos com idade igual ou superior a 65 anos, pessoas com deficiência ou que tenham mulheres como chefes de família. Entre as condições técnicas, serão analisados aspectos relacionados à área disponível, características geológicas e de solos.

F

oz do Iguaçu vai ganhar a primeira planta para a produção experimental de hidrogênio do Paraná e a segunda da região Sul do país. A estrutura começou a ser construída no início do mês, em uma área de 2.000 m2, dentro do Parque Tecnológico Itaipu (PTI). A expectativa é que a produção comece até o final do ano.

O projeto é uma parceria da Itaipu Binacional, Eletrobras e a Fundação Parque Tecnológico Itaipu (FPTI) e foi desenvolvido com apoio do Centro Nacional de Referência em Energia do Hidrogênio (Ceneh) da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp).

Além da planta experimental, a parceria com a Eletrobras (assinada em outubro de 2011) já viabilizou a instalação do Núcleo de Pesquisa em Hidrogênio (Nuphi), também no PTI. Pesquisadores e bolsistas foram contratados para atuar no centro.

O coordenador brasileiro da Comissão Interna de Conservação de Energia (Cice), engenheiro Marcelo Miguel, disse que os estudos vão possibilitar, no futuro, que Itaipu aproveite a energia que hoje deixa de ser gerada pela água excedente do reservatório para abastecer uma grande central de produção de hidrogênio.

O mesmo modelo de produção poderá ser adotado por outras hidrelétricas do país, abrindo a possibilidade de novas unidades de negócio para o setor elétrico. “Com o hidrogênio, Itaipu poderá elevar em até 6% a sua eficiência energética e se tornar referência dentro do sistema Eletrobras para a aplicação dessa tecnologia”, disse.

Benefícios do hidrogênio – Marcelo Miguel comentou que o hidrogênio é um elemento abundante na natu-

reza, com alta densidade energética e isento do carbono – um dos responsáveis pelo chamado efeito estufa. Ou seja, trata-se de uma alternativa economicamente viável e ambientalmente correta.

O potencial de aplicação, segundo ele, é amplo. Armazenado em grandes cilindros, em forma de gás, ou em pequenas células de combustível, o hidrogênio pode gerar energia para abastecer residências e indústrias, veículos elétricos ou até mesmo ser utilizado como bateria de telefones celulares. “A utilização em larga escala seria uma revolução energética, já que 93% do universo se compõem de hidrogênio”, estima Marcelo Miguel, explicando que é possível isolar o elemento químico a partir de qualquer material, inclusive do lixo.

No caso de Itaipu, a escolha da extração pela água (composta por oxigênio e hidrogênio) foi natural. “O Brasil é o país das hidrelétricas. Outros países, para produzir o hidrogênio, precisam queimar gás, petróleo ou carvão. Aqui, seria um processo totalmente limpo e ainda evitaríamos o desperdício de energia com a água escoada pelo vertedouro.”

Frentes de pesquisa – Os estudos desenvolvidos pelo Nuphi poderão ser testados na futura planta experimental, com 180 m2 de construção.

O principal equipamento da unidade, chamado de eletrolisador, foi comprado por meio de concorrência internacional e está em processo de fabricação pela empresa italiana H2Nitidor. Esse equipamento permite produzir hidrogênio por meio da eletrólise, ou seja, a separação dos elementos químicos da água (hidrogênio e oxigênio).

Foto: Divulgação

Planta experimental de hidrogênio

O coordenador do Nuphi, Ricardo José Ferracin, disse que o principal objetivo do centro é investigar o ciclo de vida do hidrogênio, envolvendo as etapas de produção, purificação, compressão, armazenamento, controle de qualidade, transporte e uso final em células a combustível e outras aplicações. Outra frente de pesquisa é a produção de hidrogênio a partir da criação de algas.

O centro também pretende promover a interação do hidro gênio com o Programa Veículo Elétrico (VE) – para abastecer com células de hidrogênio parte da frota de veículos elétricos de Itaipu. “O hidrogênio tem a perspectiva de se inserir na matriz energética [do Brasil] até 2050, sobretudo na área do transporte”, explicou Ferracin, que também é o responsável pela planta de produção experimental.

Além da H2Nitidor e da Hytron, empresa spin-off (termo utilizado para descrever uma empresa que nasceu a partir de um grupo de pesquisa) da Unicamp, o centro já fechou parcerias com instituições como a Universidade Estadual do Oeste do Paraná (Unioeste), Universidade Federal da Integração Latino-Americana (Unila), Universidade Federal de São Carlos (UFSCar) e a Universidade Nacional de Missiones (Unam), da Argentina.

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suplemento especial

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Reciclanip, entidade ligada à Anip (Associação Nacional da Indústria de Pneumáticos), coletou e destinou de forma ambientalmente correta mais de 183 mil toneladas de pneus inservíveis durante o primeiro semestre de 2013. A quantia equivale a 36,6 milhões de unidades de pneus de carros de passeio.

Desde 1999, quando os fabricantes de pneus iniciaram esse processo, 2,46 milhões de toneladas de pneus inservíveis foram coletados e destinados adequadamente, ou seja, 492 milhões de pneus deixaram de ser jogados no meio ambiente.

O sucesso do projeto se reflete também nos investimentos das fabricantes de pneus, que desde o início até junho, já destinaram

Foto: Divulgação

Reciclanip coleta mais de 183 mil toneladas de pneus inservíveis

US$ 212,30 milhões no programa.

“A previsão de investimento para 2013 é de R$ 80 milhões, valor superior ao investido no ano passado.

Esses recursos são utilizados para os gastos logísticos,

que hoje representam mais de 60% dos nossos pagamentos, e também para todos os investimentos de destinações. Temos hoje mais de 800 pontos de coleta e uma média de 60 caminhões transitando diariamente por cerca de 3.500 rotas”, explica Alberto Mayer, presidente do Sistema Anip.

A

s iniciativas de diversas empresas brasileiras foram destaque no relatório “Economia verde e comércio – tendência, desafios e oportunidades”, do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (Pnuma). No relatório, a entidade da ONU ressalta as alternativas sustentáveis para a extração de matérias-primas no desenvolvimento de novos produtos.

O objetivo do relatório é mostrar que é possível o desenvolvimento econômico de regiões de forma sustentável, estimulando setores como agricultura, pesca, energia renovável e turismo.

O documento mostra casos de

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sucesso relacionados ao uso correto da biodiversidade para esses fins, além de exemplos de comércio sustentável na Amazônia, com capacitação de comunidades rurais. O comércio de produtos certificados está em crescimento tanto no Brasil como no mundo, afirma-se no documento.

Uma das empresas brasileiras citadas no estudo é a Natura, que adotou o uso sustentável da biodiversidade como referência para inovação. O relatório lembra ainda que a companhia desenvolveu alternativas vegetais para as matérias-primas petroquímicas, as quais permiti-

Foto: Divulgação

Iniciativas sustentáveis são destaque em novo relatório do Pnuma

ram reduzir o uso de carbono e criar uma nova linha de produtos com base no uso sustentável da biodiversidade.

A

equipe do Laboratório de Micro-ondas desenvolveu, com a participação de Luana Cecília Mello Cantagesso, aluna de Engenharia Química e bolsista de Iniciação Científica do Instituto Mauá de Tecnologia, um processo inovador para produção de biodiesel. O processo inovador possui rendimento superior a 99% e velocidade de processamento 50% superior à do tradicional processo de transesterificação alcalina. O projeto foi reconhecido e premiado com o Prêmio CRQ-IV, do Conselho Regional de Química, que foi entregue durante cerimônia promovida pelo Conselho, em 13 de setembro.

“Graças às suas vantagens de fabricação com matérias-primas reno-

váveis e menor índice de poluição, o biodiesel suscitou um movimento mundial para sua utilização em substituição ou adição ao diesel de petróleo. Contudo, para que a produção do biodiesel seja autossustentável é necessário dispor de matéria-prima barata e de processo químico de fabricação eficiente”, explica o professor Luiz Alberto Jermolovicius, responsável pelo projeto.

A intenção, agora, é motivar as empresas a se interessarem e, em parceria com o Centro de Pesquisas do Instituto Mauá de Tecnologia, promover a exploração comercial desta nova tecnologia para produção de biodiesel. “A premiação do Conselho Regional de Química, sem dúvida, é um reconhecimento e atrelada a ela

Foto: Divulgação

Instituto Mauá desenvolve processo para produção de biodiesel

está a certeza de que o trabalho de todos os envolvidos é importante não apenas no meio acadêmico, mas para o mercado também”, encerra o professor.

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Os desafios do licenciamento ambiental portuário:

uma questão de curto, médio e longo prazo

Para atender às demandas futuras de investimentos no setor de infraestrutura e adequar os prazos do licenciamento às expectativas do governo e dos investidores, o próprio governo, através do Ministério do Meio Ambiente, se articula para propor mudanças nos critérios de licenciamento ambiental para alguns tipos de empreendimentos, entre eles os do setor portuário, para o qual são esperados os maiores investimentos nos próximos anos com o advento da Lei dos Portos (n. 12.815/13).

A

s medidas sinalizadas têm o objetivo de buscar soluções de curto prazo para um problema de alta complexidade. Os desafios são grandes, haja vista a dimensão legal que permeia o assunto, com inúmeros entes intervenientes e marcos legais regulando o setor.

Além disso, as questões técnicas a serem superadas são igualmente desafiadoras. É fundamental, portanto, olhar mais à frente e buscar também soluções de médio e longo prazo.

Marcelo Poças Travassos é oceanógrafo com mestrado em geociências e área de concentração geoquímica ambiental, e diversos cursos nas áreas de oceanografia química,física e ecotoxicologia; gerenciamento costeiro; gestão/auditoria ambiental; gestão de projetos, de resultados e da qualidade. É gerente geral da CP+ Meio Ambiente, onde trabalha desde 1993.

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Questões de curto prazo – O governo pretende definir, de forma mais objetiva, a tipologia dos empreendimentos que serão licenciados na esfera federal, estadual ou municipal. Apesar de todos os marcos regulatórios que tratam da competência no licenciamento (Conama 237/97 e Lei Complementar 140, de 2011), ainda há pontos que geram dúvidas e precisam ser resolvidos para minimizar os imbróglios judiciais posteriores.

Simplificação e desburocratização do processo de licenciamento dos Portos Organizados se apresentam como medidas eficazes para a regularização ambiental dos portos hoje instalados e, certamente, darão maior celeridade aos processos de projetos que venham a se desenvolver dentro dos seus polígonos.

Contudo, em relação aos novos Portos e aos projetos de Terminais de Uso Privativo (TUP), construídos fora da área do porto organizado, os desafios continuam grandes. O processo de licenciamento desses empreendimentos tende a continuar moroso e conflituoso, seja pela falta de planejamento ao se pensar o projeto, seja pelos conflitos de interesse nas áreas de influência diretamente afetadas, haja vista a baixa efetividade dos instrumentos de ordenamento territorial que indiquem áreas com maior vocação para receber esses projetos e áreas que devam efetivamente ser preservadas ou destinadas a outros usos. Isso não se resolverá com as medidas

Foto: Flávio Berger - Ascom Suape

que estão sendo propostas, mas, sim, com ações bem planejadas, como as descritas à frente.

No médio prazo – O ideal é que sejam conduzidas ações antecipatórias para discutir, desde o início do processo de licenciamento ambiental, os aspectos locacionais e os riscos socioambientais da implantação de determinado projeto. Instrumentos como a Avaliação Ambiental Estratégica deveriam ser considerados nas análises de viabilidade dos projetos ainda em sua fase de planejamento, previamente à emissão dos Termos de Referência pelos órgãos ambientais, para que os TRs já tragam essa análise prévia e direcionem os estudos para tratar questões mais relevantes. Isso diminuiria as incertezas do processo e a insegurança dos investidores, já que muitos dos conflitos potenciais seriam tratados ainda na fase de planejamento.

No longo prazo – Efetivamente, estamos todo o tempo inventando a roda a cada novo processo de licenciamento. Isso tem um custo elevado e por vezes é fator determinante dos longos prazos dedicados à elaboração dos estudos ambientais. Mas por que isso acontece? De forma geral, a falta de padronização no levantamento de dados e de um Sistema Nacional de Informações Ambientais (previsto como instrumento da Política Nacional de Meio Ambiente, Lei 6938/81) faz com que sejam gastos muito tempo e recursos na elaboração dos Estudos de Impacto Ambiental, devido a retrabalhos e

à baixa qualidade das informações. Assim, a criação de um Banco de Dados Ambientais se apresenta como uma ferramenta que poderá trazer ganhos reais de prazo e eficiência ao licenciamento ambiental, permitindo simplificar etapas e estudos.

Estes são alguns dos pontos críticos que devem ser enfrentados hoje no processo de licenciamento, mas, na verdade, há outros desafios. Este cenário de alta complexidade do licenciamento ambiental só traz prejuízos aos stakeholders envolvidos no processo. Para o investidor, gera riscos e aumento de Capex e Opex; para o governo, prejuízos em razão da importância do setor para a economia nacional; e para a sociedade e o meio ambiente, muitas vezes ficam os impactos negativos de um processo mal conduzido.

Toda vez que partimos para ajustar o processo às necessidades do momento, é como se tentássemos trocar o pneu do carro com o carro andando. Apesar da importância dos ajustes, urge avaliar, paralelamente, os acertos e erros do processo de licenciamento nesses quase 30 anos de amadurecimento, adequar a estrutura do Sisnama ao que queremos e precisamos, promover a articulação interinstitucional e, aí, uniformizar as regras e procedimentos do licenciamento.

Só assim teremos mudanças positivas, concretas e longevas. O desafio agora é repensar o sistema de forma integrada, inovar se preciso, planejar e, sobretudo, executar, pois, como diz o provérbio, o papel aceita tudo!

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pessoas

Klüber Lubrication tem nova estrutura de marketing na América do Sul A Klüber Lubrication, especializada em soluções com lubrificantes especiais, anuncia a formatação de uma nova estrutura de marketing para a América do Sul, onde possui unidades industriais no Brasil (Alphaville e Barueri, em São Paulo), Argentina e Chile. Sob a liderança do gerente de vendas, marketing e engenharia de aplicação, Jorge Efrain Rey de Oliveira, a empresa informa a contratação da relações públicas Fabiana Maciel para a coordenação de marketing.

A missão da equipe, segundo Oliveira, é fortalecer a imagem dos pontos fortes da companhia. Entre elas, o executivo cita o atendimento personalizado; a preocupação com

a máxima qualidade dos produtos desenvolvidos, produzidos e fornecidos; o foco contínuo no desenvolvimento de soluções inovadoras, de alta tecnologia; e o respeito às pessoas (clientes, fornecedores, colaboradores e comunidade). “Um dos nossos principais objetivos é manter uma comunicação aberta com o mercado para divulgar os nossos valores e a filosofia de trabalho”, comenta ele.

A empresa produz lubrificantes customizados às necessidades de cada cliente e que contribuem para tornar os seus processos produtivos melhores, eficientes e ágeis à medida que melhoram o desempenho dos equipamentos. Além disso, estas so-

luções reduzem custos operacionais à medida que os lubrificantes têm maior vida útil e que os equipamentos, lubrificados adequadamente, têm um menor volume de paradas para manutenção.

Equipe preparada para os desafios do mercado – Um dos principais diferenciais competitivos da Klüber Lubrication é a capacitação técnica da equipe, em todos os departamentos.

No que diz respeito à estrutura de marketing, não é diferente. O gestor da área, Jorge Oliveira, está na empresa há seis anos. Ele é formado em Tecnologia Mecânica pela Universidade Estadual Paulista (Unesp), com MBA em Administração e Negócios pela Fundação Getúlio Vargas (FGV) e especialização em Programação Neurolinguística pela Universidade da Califórnia (EUA).

Fabiana Maciel, a coordenadora de marketing recém-contratada, é formada em Relações Públicas pela Faculdade Cásper Líbero e atualmente cursa MBA em Marketing e Comunicação Empresarial. Antes de chegar à Klüber Lubrication, a executiva atuou em mercados B2B e B2E no departamento de marketing em grandes empresas, como a Estapar Estacionamentos e International Paper.

Grupo Freudenberg estrutura Departamento Jurídico O Grupo Freudenberg, conglomerado industrial de origem alemã que atua nos segmentos de vedação, controle de vibrações, lubrificantes especiais, dentre outros, anunciou a contratação da advogada Luciana Claudia Dias Rosário para o cargo de gerente jurídico na América do Sul. A contratação representa “uma importante etapa da formatação de uma estrutura corporativa do Grupo no continente, que culminou com a inauguração de um Centro Corporativo em Alphaville (Barueri, SP), em 10 de julho último, para dar suporte às estratégias de crescimento das empresas da Freudenberg no Brasil, Argentina, Chile, Colômbia e Venezuela”, explica a empresa.

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Luciana Rosário é formada em Direito pelas Faculdades Metropolitanas Unidas (FMU) e em Gerenciamento de Riscos e Negócios Econômicos pela Harvard Business School (EUA). É pós-graduada em Direito Processual

e Direito Civil pela Escola Superior de Advocacia e em Contratos Empresariais pelo Centro Universitário das Faculdades Metropolitanas Unidas.

Antes de assumir o cargo na Freudenberg, foi gerente jurídica da Sika S/A e atuou como sócia e advogada sênior em importantes escritórios de advocacia.

A contratação de Luciana Rosário está alinhada à política de processos, atendimentos às normas e legislações vigentes nos países onde estão presentes as empresas do Grupo Freudenberg. Entre os pontos da sua missão, estão o desenvolvimento e implantação de políticas corporativas para atendimento às normas e legislações.

Novo gestor na Acesa Energia A recém-criada Acesa Energia S/A, que atua no mercado livre de comercialização de energia elétrica, anunciou em julho Marcos Vinicius Gusmão como seu gestor. Gusmão é engenheiro eletricista, M.Sc. em Sistemas de Potência pelo Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa em Engenharia (Coppe-UFRJ) e tem 25 anos de experiência no setor elétrico. Foi coordenador de Pesquisas do Cepel (RJ), diretor de Novos Negócios na Andrade & Canellas, diretor de Energia na Braskem e diretor de Regulação e Comercialização de Energia na Odebrecht.

Juntamente com Sérgio Carmo, empresário com experiência no setor de energia com passagem pela comercializadora Compass/EIG, Indústria Finantintas e grupos financeiros como Finansul e Banco Nacional, Gusmão passa a atuar como um dos gestores

da Acesa Energia S/A, que já nasceu com investimento inicial superior a R$ 5 milhões.

O Grupo Administrare também participa da gestão da Acesa Energia. O grupo, que atua em assessoria financeira, fusões e aquisições, securitização, investimentos e assessoria jurídica, aposta na sinergia da Acesa Energia com seus demais negócios, dando à nova comercializadora a oportunidade de capitalizar o potencial de negócios e soluções de que o grupo dispõe.

A expectativa da Acesa é alcançar em 2014 um faturamento superior a R$ 200 milhões e conquistar 50 clientes no Mercado Livre de Energia. Este mercado responde por quase 50% da carga total de consumo

na alta tensão, contando com 1.500 das maiores empresas que atuam no Brasil. O objetivo da Acesa Energia, além do atendimento a esses clientes, é viabilizar o ingresso de novos agentes, particularmente as empresas do setor de middle-market.

De acordo com Marcos Vinicius Gusmão, existe uma enorme base de clientes que não conta com acompanhamento para questões relativas a energia: “Queremos agregar valor com inovação, proporcionando aos clientes eficiência energética e capacidade de fazer um uso mais racional de energia elétrica. Muitas companhias ainda mantêm uma atitude passiva na gestão de energia.

Com os instrumentos de gestão da Acesa, podemos oferecer soluções para consumidores livres e cativos e disponibilizar aos geradores uma plataforma diferenciada de gestão e comercialização.”

Schulz. Um nome mundialmente reconhecido como fornecedor de produtos de última geração em componentes de tubulação para os setores de petróleo, gás natural, petroquímico, construção naval e siderúrgico.

Av. Rio Branco, 123 - 21º, 22º e 23º andares Petróleo 91 149 Centro - Rio de TN Janeiro - Brasil www.schulz-al.com.br

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 premissas 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 150

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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 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.

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.

Os principais clientes da empresa no setor de óleo e gás são: Quip S/A, Galvão Engenharia e UTC Engenharia.

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perfil empresa – Yokogawa

Parceria

de confiança

Enquanto nos esforçamos para aprimorar nosso valor corporativo, seguimos comprometidos em fazer a nossa parte como parceiro de confiança do mercado industrial contribuindo assim para uma sociedade mais próspera.

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esde sua fundação em 1915, a Yokogawa Electric Corporation tem contribuído para a sociedade através do fornecimento de produtos de ponta com base em medição, controle e tecnologias de informação para o mercado industrial. Sempre atenta às necessidades dos clientes, a Yokogawa continua a transformar-se e tornou-se uma empresa líder mundial em automação industrial e controle de campo.

Enquanto nos esforçamos para aprimorar nosso valor corporativo, seguimos comprometidos em fazer a nossa parte como parceiro de confiança do mercado industrial contribuindo assim para uma sociedade mais próspera.

Automação industrial e controle - A Yokogawa é conceituada no mercado global como uma empresa líder em Automação e Controle e pioneira no desenvolvimento de sistemas digitais de controle distribuído para o monitoramento e controle de processos, para uma ampla variedade de indústrias. Baseada no VigilantPlant, a visão da Yokogawa é obter a planta ideal, desenvolver produtos e serviços que aumentem a produtividade, fazendo máximo uso dos ativos da planta, garantindo a segurança e otimizando as operações ao longo do ciclo de vida de toda a instalação. Essas soluções atualmente desempenham um papel vital de suporte para nossos clientes nos mercados de óleo & gás, químico, energia, siderúrgico, celulose e papel, farmacêutico, alimentos, e outros setores.

www.yokogawa.com.br 152

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História - A Yokogawa América do Sul possui sede em São Paulo e filiais na Argentina, Chile, Colômbia e Peru, responsabilizando-se pelo fornecimento de sistemas, produtos e serviços de toda a linha Yokogawa.

Fotos: Divulgação

Linha do tempo

A empresa está organizada em Yokogawa América do Sul (que dispõe de escritórios comerciais e administrativos, fábrica, integração de sistemas, fornecimento de produtos, engenharia de aplicação, desenvolvimento de produtos, laboratório de calibração, testes e certificações e estoque) e em Yokogawa Service (que promove as atividades de engenharia e projetos, configuração de sistemas, desenvolvimento de aplicativos de software, assistência técnica, manutenção, instalações de produtos e sistemas, soluções, excelência de produtividade e treinamento para clientes).

1973 - Nasce a Yokogawa Elétrica do Brasil.

1975 - Lançamento do CENTUM, primeiro sistema de controle de processo distribuído (SDCD) do mundo.

1983 - Instalação do Laboratório de Metrologia no Brasil.

1984 - Projeto de fabricação no Brasil, do SDCD com tecnologia Yokogawa Electric Corporation, é aprovado pela SEI. 1985 - Início das atividades de Engenharia de Desenvolvimento, adaptando os produtos às normas brasileiras.

1989 - Concluído o processo de nacionalização do SDCD. 1993 - Nasce a Yokogawa América do Sul S.A. (YSA).

1997 - Yokogawa ganha prêmio “Revelação Tecnológica do Ano“.

1998 - Junção da Yokogawa Elétrica e Yokogawa América do Sul S.A., integrando linha de produtos, instrumentos de medição de grandezas elétricas e Laboratório de calibração certificado.

2000 - Yokogawa Service S.A. inicia suas atividades.

2005 - Início das atividades da filial Bahia em Lauro de Freitas.

2006 - Início das atividades YSA-Chile.

2007 - Início das atividades YSA-Argentina.

2008 - Início das atividades YSA-Colômbia.

2009 - Início das atividades YSA-Peru.

2010 - O negócio de Instrumentos de Medição é transferido para a Yokogawa Meters & Instruments Corporation.

2011 - Anunciado Plano de Negócios Evolution 2015.

2013 - A Yokogawa completa 40 anos de presença na América do Sul. TN Petróleo 91

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perfil empresa – Roxtec

Roxtec, presente nas vedações

de cabos e TUBOS

das plataformas e embarcações do Brasil Fundada em 1990 numa pequena garagem do sul da Suécia, a Roxtec revolucionou os sistemas de roteamento de cabos e de tubos em instalações industriais após a invenção do conceito conhecido no mercado mundial como MultidiameterTM. Trata-se de uma solução de vedação modular de alta performance, com base em módulos de elastômero especial com camadas removíveis, que propiciam um perfeito ajuste e grande capacidade de vedação de cabos e tubos de diâmetros diversos quando roteados através de passagens ou anteparas.

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resente em mais de 70 países, a empresa cresce exponencialmente desde sua fundação e, após 11 anos no Brasil atendendo a diversos segmentos, a Roxtec está executando um grande plano de expansão de suas atividades no país.

A Roxtec oferece um serviço personalizado, visando atender às mais diversas demandas de seus clientes, além de todas as suas soluções serem caracterizadas pela flexibilidade e simplicidade de instalação, contando com uma grande variedade de componentes para customização e perfeita adequação às necessidades de projeto.

Atendendo aos mais diversos requisitos de qualidade de seus clientes, as soluções Roxtec são validadas pelas principais classificadoras tanto nacionais como o Inmetro, quanto mundiais. Atualmente, a empresa possui mais de 230 certificações, cumprindo as exigências do mercado brasileiro com ANSI/UL, ISO 9001, IECEx e até mesmo o CRCC Petrobras.

No Brasil desde 2002, a Roxtec operava na cidade de São Paulo para dar suporte às empresas de telecomunicações, se localizando próxima das plantas de fabricação de equipamentos para telecom. Com a crescente demanda de suas vedações para os mercados Marine e Offshore, a Roxtec Brasil iniciou um plano de expansão de atividades para as regiões Sul e Sudeste. A crescente demanda dos clientes e o crescimento dos negócios em função do pré-sal motivou a mudança de sede para a Barra da Tijuca no Rio de Janeiro.

Acreditando no crescimento do mercado brasileiro, a Roxtec Brasil inaugurou em 2011 sua planta local com produção das partes usinadas das soluções e, assim, alcançou os requisitos crescentes de conteúdo local e as demandas de projetos locais com mais velocidade com a redução do tempo de produção.

Roxtec Latin América Ltda.

Av das Américas, 3500 – Toronto 3000, Sala 711 – LeMonde OfficesBarra da Tijuca, 22620-140 Rio de Janeiro, Brazil Phone: +55 21 3282 5160 Email: roxtec@roxtec.com.br www.roxtec.com.br 154

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Segmentos Offshore e Marine – Dentre os segmentos de maior crescimento e consecutiva representatividade na Roxtec é o Offshore, que contempla toda e qualquer aplicação em plataformas de perfuração e produção petrolíferas. Buscamos entender as demandas e necessidades dos clientes, atendendo assim às necessidades e expectativas de segurança, flexibilidade, confiabilidade. Sempre atentando às normas nacionais e internacionais.

A Roxtec está presente nas principais regiões desses mercados, entre elas: Cingapura, Coreia do Sul, China e Brasil, garantindo uma perfeita

RTD – O novo RTD, Roxtec Transit Designer TM, foi fruto de anos de pesquisas e consultas aos clientes com relação às suas demandas e necessidades, tanto com o projeto quanto com os documentos necessários para um perfeito dimensionamento e detalhamento de uma passagem de cabos ou tubos. O sistema gera desenhos técnicos, lista de materiais e desenho dimensional editável.

Fotos: Divulgação

interação e replicação técnica do que há de mais avançado em vedação de cabos e tubos. Com a presença global conseguimos responder às demandas Petrobras, hoje divididas por diversos estaleiros mundo afora, dentro dos mais elevados padrões técnicos e de qualidade pelos nossos engenheiros continuamente treinados e capacitados.

“No Brasil estamos presentes em 99,9% dos projetos de construção offshore. Os MCTs da Roxtec foram as soluções escolhidas para equipar as plataformas de produção Petrobras P-43, 48, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 58, 61, 62, 63, PRA-1, sondas autoelevatórias P-59 e 60.

Estamos também em fase avançada de entendimentos técnico e comercial com as empresas de engenharia e estaleiros para o fornecimento nas principais plataformas em projeto e construção no Brasil: navios sondas da Sete Brasil, FPSOs replicantes e cessão onerosa”, afirma Bruno Carneiro, gerente de Vendas Offshore da Roxtec Brasil.

A Roxtec está presente nas principais empresas de engenharia especializadas em projetos navais, dentre as quais se destacam Projemar, Ghenova, Doris, Radix e Progen, prestando suporte técnico e promovendo workshops às equipes de engenharia. Junto aos armadores, o trabalho se alicerça em três pilares: segurança de pessoal, proteção de ativos e redução do opex, afirma Ronaldo Taranto, gerente de Vendas Marine & Naval da Roxtec no Brasil.

No segmento Marine, que contempla as demais embarcações incluindo de defesa, as Soluções Roxtec são amplamente utilizadas nos principais estaleiros brasileiros e também na Marinha do Brasil. “Possuímos acordos técnicos e comerciais com os estaleiros Navegação São Miguel, Aliança, Navship, OSX, Inace, Arpoador, Vard e Wilson Sons. Além de acordo com a Marinha do Brasil especificamente no projeto do submarino nuclear”, diz Ronaldo Taranto.

Bruno Carneiro anuncia que a Roxtec Brasil recentemente fez o lançamento nacional do seu novo e remodelado software de dimensioamento de MCTs o RTD, visando atender à demanda dos clientes por ferramentas que agilizem e otimizem os projetos. O evento ocorreu em junho no Hotel Windsor Guanabara, no Centro do Rio de Janeiro, contando com a presença de importantes players, em grande maioria engenheiros e projetistas do mercado offshore. Empresas como Quip, Ecovix, SBM, ABB, Chemtech e Petrobras foram alguns dos convidados presentes.

A Roxtec investiu mais de 10 milhões de Euros no novo software, o qual está disponível para todos no site www.roxtec.com. “O software é livre e via web, não necessita de download e permite ao usuário contato online via chat com nossos engenheiros. A Roxtec acredita que um bom dimensionamento é responsabilidade compartilhada entre o projetista e o fabricante, portanto a companhia não mede esforços para auxiliar e facilitar os projetos de MCTs”, acrescenta Bruno Carneiro.

Novos investimentos – A Roxtec está sempre investindo em novas soluções, o mais recente investimento em produtos foi a aquisição da empresa britânica Sleev-it, em 2010. A Sleev-it é lider do mercado europeu nas vedações e uniões de tubos offshore.

Dentro dos principais produtos de seu portfólio destacam-se os selos para vedação à prova de fogo – fire penetration seal, os selos de vedação hidrostática – watertight penetration seal e o colar de transição para união de duto metálico e plástico – transition collar. “A linha Sleev-it completou o nosso portfólio de soluções para vedação de tubos Offshore e Marine. estamos qualificando as soluções Sleev-it nos principais estaleiros do país e já tivemos demandas para as plataformas P-59 e P-60 já em operação”, afirma Ronaldo Taranto.

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perfil empresa – Totvs

Muito além do software A divisão de Energia da TOTVS é uma alternativa brasileira para serviços de consultoria em gestão para a indústria de óleo e gás

A TOTVS é uma empresa brasileira de software, serviços e tecnologia. Líder absoluta no Brasil, com 55,4% de participação de mercado e na América Latina, com 35%, segundo o instituto Gartner, é a maior fabricante de softwares aplicativos sediada em países emergentes e a sexta maior do mundo. Foi a primeira do setor de tecnologia da informação da América Latina a fazer o IPO no Novo Mercado da Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa) em 2006 e, atualmente, está presente em 23 países, conta com mais de 26 mil clientes e uma estrutura de aproximadamente dez mil participantes em unidades próprias e franqueadas.

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www.totvs.com 156

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om o objetivo de complementar a oferta de serviços oferecidos pela TOTVS ao mercado, a área de consultoria foi projetada para ser uma alternativa nacional na prestação de serviços de consultoria em Negócios, Tecnologia e Energia. A divisão de Energia conta com uma ampla gama de serviços oferecidos e expertise comprovada em diversos clientes do setor de óleo e gás, sendo mais um exemplo da robustez de empresas nacionais cada vez mais capazes de reunir excelência técnica e comercial.

“Nosso objetivo é atender cada vez melhor a indústria nacional de óleo e gás e aumentar o nível de qualidade dos serviços oferecidos aos principais players do mercado através de uma área de negócios orientada ao segmento: a TOTVS Energia. Esta área, com especial vocação para a indústria, oferece variados serviços de consultoria, equipe de especialistas do ramo e completa linha de soluções tecnológicas para toda a cadeia de produção, independente do tamanho e da complexidade da empresa”, afirma Laércio Cosentino, presidente da TOTVS. Por ser 100% nacional, a área surge como alternativa brasileira em um cenário de negócios em que o conteúdo local tem importância estratégica para todos os envolvidos nessa indústria. Seus mais de 250 consultores são capacitados e especializados nos principais temas da indústria, auxiliando empresas de petróleo, gás natural, etanol ou mesmo de energias renováveis a executarem suas estratégias de negócio com sucesso, tornando-as mais competitivas neste mercado. Ao indicarem as melhores tecnologias e processos, os profissionais ajudam as empresas a entregarem projetos e serviços com mais qualidade, no prazo e com custos planejados, um grande diferencial no cenário atual.

Desde a criação do segmento de Energia, já foram desenvolvidos diversos projetos com os principais players do mercado. Entre eles, estão planejamento integrado de ativos de produção, desenho e implantação de processos de negócios, soluções para conteúdo local, estratégia e modelagem de negócios, Project Management Office (PMO) de projetos de investimentos, gestão e fiscalização de contratos, desenvolvimento de projetos estratégicos, entre outros.

Gestão integrada de ativos de produção – A unidade de negócios de Energia da TOTVS vem atuando na área de exploração e produção da Bacia de Campos para diversas unidades de produção das principais companhias do setor. Nesta iniciativa, a TOTVS auxilia seus clientes na elaboração e padronização do planejamento integrado dos ativos de produção,

Foto: Divulgação

no planejamento e programação de manutenção, entre outros serviços operacionais offshore.

“A integração das atividades de planejamento e programação, padronização dos processos, otimização de recursos críticos e a redução do custo de mão de obra aplicada são os principais resultados que nossos clientes têm obtido com a implantação destes projetos”, afirmou Marcelo Herskovits, diretor responsável pela operação de Energia da TOTVS. Planejamento e controle de projetos de construção e montagem – A disciplina Construção & Montagem é encarregada de uma complexa missão que envolve diversas atividades onshore e offshore, as quais requerem planejamento para que as operadoras, empreiteiras e demais prestadoras de serviços atuem de forma integrada. É neste contexto que se dá a atuação da equipe TOTVS. Atualmente a empresa tem contratos focados em planejamento e controle de construção e montagem, atuando em contingências, planejamento e execução das UMS (Unidades de Manutenção e Segurança), paradas programadas e também em canteiros de fabricação.

Startup de plantas industriais – A atuação da área de Energia da TOTVS é bastante diversificada e não se restringe apenas às principais bacias offshore do país.

Atualmente equipes onshore atuam em Urucu, no estado do Amazonas, e são responsáveis pelo acompanhamento do startup de uma estação de compressão de gás natural.

Soluções para conteúdo local – A divisão de Energia possui expertise no assunto gestão de conteúdo local, tendo desenvolvido duas soluções distintas para auxiliar grandes empresas do setor no controle de conteúdo local e no seu reporte para a agência reguladora. “Nossas soluções são independentes de sistemas específicos de mercado, o que permite maior flexibilidade de atuar desde a operadora do campo até ao fornecedor, viabilizando geração de relatórios estruturados de acordo com os requerimentos de cada cliente”, frisou Marcelo.

Estratégia para modelagem de negócios – Na área estratégica, a TOTVS auxiliou uma grande operadora da indústria na análise estratégica do mercado de transporte de gás natural e na redefinição da melhor abordagem para atuação de acordo com as novas perspectivas de mercado. Neste estudo foram analisados o potencial de exploração do gás de xisto no Brasil e o impacto no aumento da exploração deste tipo de energia não convencional nos EUA, além do advento das novas regulações relacionadas à Lei do Gás, que vêm sendo emitidas pela ANP, desde que a lei foi promulgada.

PMO de projetos de investimento – Projetos de investimento possuem aumento constante de sua complexidade de gestão causando redução de performances em suas equipes.

Visando mitigar este cenário nas empresas, a TOTVS oferece uma metodologia específica para PMO de projetos de inves-

timento, com uma abordagem específica para a gestão de projetos e foco na operacionalização de diversas disciplinas.

Gestão e fiscalização de contratos – A TOTVS executa o serviço de gestão e fiscalização de contratos para grandes empresas do setor na Bacia de Campos. Foi aplicada nos projetos uma metodologia específica, conhecida como “verificação independente” e que consiste no exame competente e imparcial de elementos críticos ao longo do ciclo de vida dos projetos, incluindo conformidade relativa aos critérios do contrato, monitoramento da eficácia do sistema de controle implantado, avaliação da qualidade e confiabilidade dos documentos entregues e identificação de pontos de melhorias a serem implantados no contrato.

Sistema de gestão integrado – A área de Energia da TOTVS desenvolveu um sistema de gestão integrado específico e alinhado com os objetivos estratégicos de uma empresa do setor de óleo e gás. O propósito deste projeto foi a criação de um ambiente único colaborativo para disseminação da informação na empresa devido à complexidade de sua estrutura, ampliação da comunicação entre as gerências e áreas, além de garantia da integridade dos dados em todas as áreas de operação.

A área de Energia da TOTVS e seus diferenciais – A TOTVS possui uma ampla gama de serviços e expertise comprovada em diversos clientes do setor de óleo e gás.

Seus consultores possuem experiência e acesso a uma vasta base de conhecimento, incluindo documentações e redes sociais internas para troca de informações, que proporcionam a geração de produtos de qualidade diferenciada, alinhados às boas práticas de mercado e trazendo benefícios de curto e longo prazo para seus clientes.

Em Macaé (RJ), a TOTVS possui infraestrutura completa para o desenvolvimento de seus profissionais, com a realização de cursos sobre diversas disciplinas específicas da indústria, tecnologia e gestão de projetos. “Um dos maiores benefícios que me foram oferecidos no momento do ingresso na TOTVS Energia foi a possibilidade de desenvolvimento de uma carreira rápida e baseada no aprendizado contínuo, com a disponibilização de diversos cursos para todos os seus funcionários.”, ressaltou Guilherme Zimmermann, um dos mais de cem consultores contratados pela TOTVS Energia nos últimos 12 meses.

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perfil empresa – WWT

Preservação da

Integridade do Revestimento

Seguindo a tendência de Preservação da Integridade do Revestimento, dinamizada após Macondo, mais e mais os serviços de proteção de casing vem sendo utilizados pelas companhias de petroleo no Brasil.

A

WWT DO BRASIL

Estrada do Timbó, 123 – Higienópolis Rio de Janeiro – RJ Tel: 55 21 2224-8357 Emails: andrew@wwtuk.com pimentel@rpxbr.com.br www.wwtco.com 158

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WWT, empresa de origem americana, com presença em 23 países, tomou a decisão estratégica de implantar-se no Brasil em 2009. Em 1988 a WWT desenvolveu um protetor não rotativo de revestimento (NRP), para instalação no drill pipe, que se compõe de uma luva de poliuretano e 2 braçadeiras em alumínio extrudado, visando solucionar problemas operacionais prementes na fase de perfuração (desvios imprevistos, side-tracks com angulação acentuada, substancial quantidade de limalhas, baixo ROP) ou que se apresentem ainda na fase de projeto, tais como torque, arraste, casing e rise wear, buckling, stick-slip.

A WWT orgulha-se de ser a única empresa de classe mundial que oferece tais atributos consistentemente integrados à engenharia de suporte, permitindo um atrativo retorno financeiro para o cliente via: i) dispensa de trabalhos de recuperação do casing, ii) retorno à condições operacionais viáveis, no caso de limitação de torque, arraste e outras restrições e iii) permitindo maior peso na broca (WOB) e incremento da taxa de penetração (ROP) A WWT é de fato um prestador de serviços de engenharia de proteção de revestimento, através do uso de seus protetores não rotativos-NRPs, devidamente posicionados de acordo com modelos de simulação onde, além do uso dos mais modernos softwares de casing wear (CWPRO, CWEAR) e torque/drag (TAD-PRO, WELLPLAN), agrega seu imenso banco de dados lastreado nos 25 anos de experiência e mais de 4.000 poços executados. Esse ferramental permite que ainda na fase de projeto, dada uma trajetória e parâmetros de perfuração, sejam simuladas tortuosidades, eventuais desvios e wear factors com bastante precisão.

Durante a perfuração a WWT realiza um meticuloso acompanhamento dos parâmetros operacionais de perfuração, na sonda, por 24 horas, revisando suas simulações e eventualmente detectando no campo condições não mapeadas nos surveys disponibilizados, tais como desvios intermediários às estações de medição.

Face a essas especificidades os serviços de engenharia prestados pela WWT podem ser considerados diferenciados e únicos.

Fotos: Divulgação

O processo de prestação dos serviços da WWT inicia-se com a disponibilização de uma Folha de Dados, a de ser preenchida pelo cliente, de forma a que a engenharia da WWT possa dimensionar os locais de instalação dos protetores, suas quantidades, tipos e o mais importante, mensurar previamente os benefícios que poderão ser alcançados, dentre os quais destacamos: • prevenção de casing wear; • preservação da integridade do revestimento; • redução de torque e arraste (muito utilizado em sondas Heli-Transportáveis); • aumento do ROP; • redução de vibrações; • minimização do heating checking; • proteção do drill pipe; • redução do drill string stress e fadiga; • prevenção do desgaste no riser; • redução de stick slip e buckling; A WWT do Brasil possui uma bem equipada base de operações no Rio de Janeiro onde mantem em estoque cerca de 4000 protetores nas mais diferenciadas bitolas, equipada com unidade de lavagem e demais facilidades operacionais, o que lhe permite uma rápida resposta às demandas de seus clientes.

A WWT tem como clientes as mais importantes empresas petrolíferas do mundo, as quais enviam dados de seus poços verticais profundos, horizontais; ERW; direcionais de alta angulação; poços com testemunhagem e aqueles com previsão de uso do revestimento intermediário para produção, com o intuito de receberem sua avaliação quanto à conveniência do uso de seus NRPs. De igual forma, poços que durante a perfuração apresentem desvios imprevistos na superfície ou na sua seção vertical; desalinhamento da Sonda na cabeça do poço; necessidade de side-track; surgimento nas peneiras de aumento acentuado de limalhas (possível dog leg); torque errático (possível presença de stick-slip); necessidade adicional de torque e reduzidos ROP recebem rotineiramente avaliação pela engenharia da WWT. Seguindo a tendência mundial de preservação de casing integrity, dinamizada a reboque das regulações implementadas após Macondo, a WWT já prestou serviços no Brasil em 18 poços de operadoras nacionais e internacionais. Em média a WWT a nível mundial participa de 120 a 150 poços por ano, o que lhe confere um extraordinário acumulo de experiência dia após dia.

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perfil empresa – Lamons

Excelência global, serviço local Uma das maiores empresas fornecedoras de juntas de vedação e fixadores do mundo, a Lamons adquiriu recentemente as Cifal Industrial e Comercial Ltda, em São Paulo, e a Gasket Vedações Técnicas Ltda, localizada no Rio de Janeiro, fabricantes e distribuidores de uma linha completa de fixadores/parafusos e juntas de vedações industriais e produtos especializados.

C

om essa aquisição a Lamons consolidou sua liderança no mercado com uma gama maior de soluções em juntas e parafusos para pronta entrega, produzidos com tecnologia de ponta para os mercados de petróleo, principalmente nas operações upstream, para o qual fornece produtos para aplicação subsea em águas profundas, e também no downstream, além dos segmentos de geração de energia e indústrias de celulose e papel.

A empresa, que também é a líder na fabricação e fornecimento de componentes de vedação de alta qualidade, ferrolhos e produtos usinados de especialidade, assegurou com essa aquisição a expansão de portfólio de produtos e serviço, confiante de que pode proporcionar enormes benefícios aos clientes e ao mercado brasileiro em expansão.

“Estamos entusiasmados com a expansão de nossas atividades no Brasil, uma região que investe fortemente na indústria de petróleo e gás, com grandes empreendimentos na área de refino e na exploração e produção offshore”, destaca Kurt Allen, presidente da Lamons.

“Essa aquisição reforça a nossa presença global e nos posiciona para crescer neste mercado em expansão. Ela também nos permite aprimorar os serviços oferecidos aos clientes já existentes nesse mercado e amplia a nossa oferta de fixadores no Brasil e no mundo.”

Selando Global, Servindo Local CIFAL INDUSTRIAL E COMERCIAL LTDA. Rua Agrimensor Sugaya, 288 - Itaquera Cep 08260-030 / São Paulo - SP Tel.: 55 11 3372-8060 55 11 3372-8072 Fax: 55 11 3372-8050 Email: cifal@cifal.com.br Email: marcelo.turco@lamons.com

www.lamons.com www.cifal.com.br www.gasket.com.br

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Expertises somadas – Cumprir os compromissos assumidos junto aos clientes, buscando um fornecimento com a qualidade garantida e prazos fielmente respeitados tem sido a filosofia da Cifal, desde a sua criação, em agosto de 2001.

Criada com a finalidade de oferecer soluções em vedações industriais para o mercado nacional e internacional de óleo & gás através de processos de qualidade, a Gasket V.T. tem sede e fábrica na cidade do Rio de Janeiro, com capacidade de produzir além da junta tipo anel-RTJ juntas espiraladas, juntas para trocadores de calor, juntas frisadas (Kamprofile), flanges API, conectores bipartidos e outros serviços de engenharia.

Instalações de produção – As principais instalações de produção da Lamon estão em Houston, Texas; Hangzhou, China; Roterdã, Países Baixos;

Fotos: Divulgação

e Faridabad, Índia. A Lamons possui instalações de vendas e serviço localizadas em nos Estados Unidos, Canadá e Europa. A empresa dispõe de licenciados e distribuidores situados em todo o mundo, que estão estrategicamente localizados para pronta entrega de uma vasta linha de produtos e serviços. A Lamons armazena e fornece ainda a mais ampla seleção de parafusos e vedações.

As soluções de selagem da Lamons são utilizadas em todos os principais mercados industriais no mundo e diariamente recebe demandas e especificações dos clientes para um rápido atendimento.

As filiais da Lamons e centros de serviço local possuem equipamentos de ponta com capacidade de respostas rápida e eficiente para qualquer demanda do mercado. Por compreender que seus clientes operam ininterruptamente, a capacidade de entregar um produto de qualidade e fornecer localmente serviço profissional é a sua chave para o sucesso.

Liderança tecnológica – A Lamons está comprometida com produtos de selagem superiores distribuídos em todo o mundo em conjunto com serviços pessoais e localizados da Lamons apresentam uma tecnologia líder e instalações de fabricação de última geração capazes de produzir produtos de selagem projetados para especificações personalizadas precisas.

Certificações – Cifal e Gasket possuem CRCC Petrobras para fixadores e juntas de vedação.

CIFAL e Gasket são homologadas para fornecimento subsea.

A Gasket está certificada pela ISO 9001-2008 e API6A (American Petroleum Institute), processo de fabricação e de engenharia é acreditado mundialmente para a colocação do monograma API em nossos RTJs (Juntas tipo anel/flange) e na API-17D. Cifal também é certificada pela Eletronuclear para fornecimento nuclear no Brasil.

Acreditação Internacional API e ISO9001- 2008 do Rina Produtos – Juntas metálicas; juntas semi metálicas; juntas não- metálicas; fixadores Produtos complementares – Acessórios de flange Serviços – Assistência de engenharia; designs personalizados de vedação; recomendações da aplicação; desenhos online; cálculos de carga; treinamento; treinamento no local; seminários; apresentações; guias de instalação Relacionamento com os clientes – A Lamons possui um modelo de negócios único, com interface direta com o usuário final, e esse papel ativo no atendimento aos clientes local e personalizado acaba por contribuir no desenvolvimento de relacionamentos fortes com os clientes finais permitindo que os mesmos possam trabalhar mais perto do time de engenharia, compras, qualidade e manutenção da Lamons em suas instalações. Este serviço pessoal e local permite à Lamons a possibilidade de fazer parte da resolução dos problemas e do processo de tomada de decisão, contribuindo assim para o sucesso dos resultados que o cliente necessita.

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perfil empresa – Habtec Mott MacDonald

liderança em engenharia ambiental Habtec Mott MacDonald foi formada em março de 2013 através da aquisição da consultora de engenharia ambiental brasileira Habtec Engenharia Ambiental pela Mott MacDonald, uma das consultoras líderes mundiais em gestão, engenharia e desenvolvimento. As habilidades e recursos combinados das empresas oferecem aos clientes do país e da América do Sul um serviço multidisciplinar abrangendo projetos de engenharia e de meio ambiente. A Habtec Mott MacDonald possui uma forte equipe de 80 pessoas e sede no Rio de Janeiro. Graças às tecnologias mundiais de ponta em comunicação, design, informação, e gerenciamento de projeto, a empresa é capaz de atrair a experiência da equipe global da Mott MacDonald, que tem cerca de 15.000 pessoas.

O

Habtec Mott MacDonald Avenida 13 de Maio, 13 Grupo 1508 – Centro – RJ – Brasil CEP 20.031-901 Tel.: 55 21 2533-0188 Fax: 55 21 2532-4340 Email: habtec@mottmac.com.br www.habtec.com.br www.mottmac.com 162

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histórico de 23 anos da Habtec inclui estudos de viabilidade de projeto, estudos de impacto socioambientais, gestão de riscos, estratégias de mitigação, projetos de monitoramento, auditorias de conformidade, educação ambiental e projetos de reflorestamento de áreas degradadas para clientes incluindo a Petrobras, BG Brasil, Shell, Vale, Furnas, Repsol Sinopec e OGX. Em 2012 a empresa foi elogiada pelo IBAMA por propor ajustes metodológicos de qualidade, trazendo eficiência a um projeto de monitoramento na mina de cobre Salobo, da Vale.

A linhagem de excelência técnica da Mott MacDonald data dos anos de 1860s – ajudou a formatar diversos dos sistemas de infraestrutura que sustentam as florescentes sociedades e economias dos dias de hoje. A empresa possui mais de 170 escritórios em 50 países, permitindo atender às necessidades de clientes multinacionais e multissetoriais mundialmente. A Mott MacDonald fornece projeto de engenharia, finanças de infraestrutura, consultoria técnica, consultoria de gestão e gestão de projeto e de programas em 12 setores. Em todos eles, a empresa possui um forte histórico de economicidade de gastos e tempo, reduzindo riscos, aumentando a eficiência, maximizando resultados sustentáveis e utilizando as melhores práticas. Isto é corroborado por um forte histórico de inovação, qualidade e realização, reconhecido por mais de 400 prêmios industriais vencidos pelos projetos e pelo pessoal da Mott MacDonald nos últimos cinco anos.

A Habtec Mott MacDonald fornece: estratégias inovadoras para consultoria em política; serviços de engenharia ambiental, civil, estrutural, mecânica e elétrica, abrangendo todo o espectro de infraestrutura; expertise do conceito inicial aos estudos técnicos-econômicos, design de interface e detalhado, planos de otimização e upgrades, análises de risco e perigos, aquisição, gestão de projeto e supervisão de campo; soluções sustentáveis, entregando performance aprimorada nos aspectos comerciais, ambientais e sociais; equipes talentosas e entusiastas que abraçam o desafio e exploram o melhor em novas tecnologias; compromisso com o atendimento às neces-

Fotos: Divulgação

sidades e aspirações do cliente, percebendo suas metas e maximizando o valor de seu investimento; aprimoramento contínuo que engloba o retorno do cliente, comunicações abertas, trabalho em equipe e confiança; soluções totais, fornecendo a experiência e suporte que os clientes precisam para atingir suas aspirações não importa o quão complexas A Mott MacDonald é a primeira consultoria no mundo a ser certificada na BS 10500, o mais estrito padrão de gestão antissuborno da GB. Todos os funcionários são sujeitos à Lei de Suborno da GB, através de legislação anticorrupção cobrindo as atividades globais de empresas com matriz na GB. A empresa é comprometida com a justiça, transparência e honestidade na base em que serve aos melhores interesses de todos com quem trabalha – setor privado e clientes governamentais, sociedade e outros membros da equipe de projeto. A sustentabilidade é similarmente englobada na cultura e nos processos da empresa.

Destaque em energia – A experiência de Mott MacDonald engloba todo o ciclo de energia, desde a extração e aproveitamento de hidrocarboneto bruto, fontes de energia nuclear e renovável até a distribuição de energia elétrica – da fonte ao cabo.

Em países produtores de petróleo e gás a empresa está contribuindo para a sustentabilidade comercial a longo prazo otimizando a produção através de tecnologias especiais de recuperação de petróleo (EOR), levando à eficiência e fortalecendo a infraestrutura de armazenamento, transmissão e exportação. A EOR vem sendo utilizada para recuperar o petróleo, antes considerado irrecuperável, de reservatórios, aumentando a vida útil dos campos. A Mott MacDonald tem desempenhado papel de liderança no maior projeto de EOR do mundo, com injeção de polímero e recuperação térmica no Oriente Médio e em um projeto pioneiro de injeção de CO2.

No setor de energia, a Mott MacDonald está preparada para lidar com assuntos de hoje e amanhã por direcionar para a eficiência na geração de energia de combustíveis fósseis; por diversificar o suprimento e reduzir emissões de carbono com energia renovável e nuclear nova; fortalecendo a infraestrutura de transmissão; e desbravando soluções de smart grid para equilibrar a demanda e otimizar o uso das redes de eletricidade.

Abrangendo12 setores principais, o trabalho da empresa em diversos outros setores desempenha funções vitais no suporte às indústrias de energia. Conforme os operadores buscam fazer o

FPSO P-50

Oil Marmul

Oil Qarn Alam melhor com os recursos existentes e desenvolver instalações em áreas cada vez mais desafiadoras, a necessidade do crescimento da infraestrutura eficiente e sustentável é ainda mais importante. A experiência da empresa engloba transporte, suprimento de água, tratamento de esgoto, gestão de resíduos e planejamento e design de acomodações para trabalhadores.

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produtos e serviços

Cisco

A Cisco inaugurou seu primeiro Centro de Inovação no Brasil, que vai integrar o portfólio da empresa com a tecnologia das empresas locais. Na unidade instalada no Rio, pretende-se criar soluções para atender às necessidades do mercado brasileiro nas mais diversas áreas – educação, esporte, saúde, redes elétricas inteligentes (smart grid) e petróleo e gás.

O Centro de Inovação da Cisco faz parte de um pacote de investimentos de R$ 1 bilhão, programado pela empresa para o Brasil, para o período de 2012 a 2016. Dentro desse pacote está incluído o aporte de recursos em fundos de venture capital de Tecnologia da Informação (TI).

Foto: Divulgação

Cisco inaugura centro de inovação no Rio

Para Rodrigo Dienstmann, presidente da Cisco do Brasil, a TI é a chave para liberar a força de crescimento através da inovação – coisa que o Brasil tem, mas que ainda não explora como deveria. O presidente mundial da Cisco, Rob Lloy, assegura que a empresa quer convidar parceiros que possam, juntos, desenvolver as tecnologias para encontrar soluções para as diversas áreas de atuação da Cisco.

Para citar as soluções para o setor de óleo e gás, Rob opina que a empresa vai caminhar no sentido de conectar as tecnologias nas plataformas offshore, como sistemas de rede e de comunicação resistentes a qualquer tipo de problema, incluindo fenômenos naturais como o recente furacão Katrina.

O centro de inovação conta com um data center e está equipado com modernos para que executivos da Cisco e de empresas parceiras possam trabalhar num ambiente colaborativo para solucionar problemas reais. Estas soluções podem se transformar em novos produtos e gerar até mesmo o surgimento de novas empresas.

Eaton

Eaton: painéis de baixa e média tensão A Eaton anunciou que a plataforma global PowerXpert passará a produzir no Brasil, em sua sede de Jundiaí/SP, os painéis de baixa tensão CX/CXH e os de média tensão UX. Esses equipamentos têm sido produzidos e montados no Brasil com alto índice de nacionalização, permitindo à Eaton atender oportunidades que exigem produtos com conteúdo nacional, principalmente nos mercados de óleo e gás, data centers, mineração, infraestrutura e iluminação comercial.

“O crescimento da Eaton tem sido alavancado com aquisições complementares em portfólio de produtos. A estratégia é fortalecer nossa base instalada com soluções completas em circuitos elétricos para indústria e distribuição de energia que contempla tanto baixa tensão como média tensão”, afirma o diretor de marketing da 164

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Eaton - Grupo Distribuição Elétrica de Energia para América Latina & Caribe, João Vemado.

Os painéis IEC de baixa tensão CX e CXH (para centro de controle de motores ou distribuição de energia) podem ser aplicados em diversos segmentos, como infraestrutura, data centers, saneamento, automobilística e indústrias em geral. Já os painéis IEC de média

tensão UX são indicados para distribuições primárias e controle de motores nos mercado de mineração, óleo & gás, infraestrutura e industriais.

“O PowerXpert UX foi projetado para contínuo fornecimento de energia em operações que demandam energia 100% de seu tempo, com suas dimensões reduzidas, design robusto, barramentos isolados, intertravamentos elétricos, mecânicos e disjuntores extraíveis livres de SF6, proporciona, baixa manutenção, alta disponibilidade de energia, otimização e segurança das salas elétricas”, destaca o gerente de marketing da América Latina e Caribe de Média Tensão da Eaton, Fernando Bevilacqua.

Agito AS

A Agito AS, líder mundial em modelagem matemática e simulação de sistemas dinâmicos complexos, anunciou a abertura da Agito Technical Dynamics do Brasil, por considerar o país uma das principais regiões de desenvolvimento offshore para a produção de petróleo e gás. Entretanto, o escritório irá atender à crescente demanda para a análise dinâmica e garantir que os clientes no Brasil tenham uma representação local.

A empresa possui mais de 15 anos de experiência em modelagem, simulação e análise dinâmica, tendo todos os recursos para realizar análises hidráulicas, elétricas e de fluidos. Tendo a assistência dos escritórios dos Estados Unidos, Reino Unido e Noruega, a Agito apoia em todos os níveis do projeto, do início dos estudos aos testes finais e na verificação. Utilizando um software CAE que atende às necessidades específicas da indústria Offshore/ Subsea, a Agito realiza análises dinâmicas e otimização de funções

críticas em sistemas, incluindo relatórios detalhados.

O software, SimulationX®, é desenvolvido pela empresa alemã ITI GmbH, e é o que define as tendências de simulação de sistemas físicos. É a primeira ferramenta universal CAE a possuir uma biblioteca específica subsea. A biblioteca foi desenvolvida pela Agito, em parceria com a ITI, e tem modelos prontos de componentes submarinos, tais como, umbilicais, módulos de controle subsea, válvulas subsea, acumuladores de águas profundas, compensadores subsea e stabs de ROV. O próximo passo é o lançamento de uma biblioteca elétrica subsea, cujo desenvolvimento se encontra na última fase e estará disponível para uso comercial no final deste ano.

“Ferramentas CAE, tais como SimulationX®, permitem testar um sistema virtualmente antes de colocá-lo em produção. É um apoio essencial aos engenheiros para projetar um produto melhor a

Foto: Divulgação

Agito AS abre filial no Brasil

Da esquerda para direita: Rune Lien (Agito AS), Anne Sofie Olsen (Agito Corporation – Houston), Carlos Witte (Agito Technical Dynamics Brasil), Gordon Haldane (Agito Technical Dynamics UK)

um custo menor e também permite que os engenheiros realizem os seus próprios projetos de simulação. A Agito possui uma equipe de especialistas para apoiar os seus projetos.”, disse Carlos Witte, vice-presidente da Agito Technical Dynamics do Brasil.

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produtos e serviços

Geonavegação

A Geonavegação, uma subsidiária integral do Grupo GeoRadar, assinou contrato com a Petrobras para a construção de cinco embarcações de apoio marítimo e mergulho. Elas irão atuar em toda a costa brasileira, nas áreas em que a Petrobras for concessionária. A soma do investimento das cinco embarcações ultrapassa R$ 340 milhões.

Por um período de oito anos, com possibilidade de renovação por mais oito, a Geonavegação irá afretar para a Petrobras três embarcações de apoio às plataformas de produção e exploração. Luiz Rala, diretor da Geonavegação, informa que serão dois Oil Spill Recovery Vessels (OSRV), utilizados no combate ao derramamento de óleo, com capacidade de armazenagem de 1.080 m³ de óleo, e um Platform Supply Vessel (PSV) – de porte bruto de cinco mil toneladas, que atuará como carga geral.

As três embarcações, com prazo de entrega até 2016, serão construídas no estaleiro Wilson Sons, no Guarujá (SP).

Foto: Divulgação

Geonavegação assina contrato para barcos de apoio para a Petrobras

Já as outras duas embarcações de apoio à operação de mergulho raso, denominadas Diving Support Vessels (DSV), serão construídas no estaleiro Inace (Indústria Naval do Ceará), em Fortaleza, e, em conjunto com a Belov, realizará intervenção submarina com mergulho raso e Remote Operated Vehicle (ROV).

Equipadas com sistemas de posicionamento dinâmico classe 2, propulsão em hidrojato, sistema hidroacústico e com capacidade para acomodar até 35 pessoas, as embarcações DSV serão construídas em padrão confort class, tecnologia que o estaleiro Inace domina na construção de

iates – com a perspectiva de ser entregue até junho de 2014, por três anos, podendo ser renovada pelo mesmo período.

Desde 2011, a Geonavegação possui cerca de R$ 1 bilhão em linhas de financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM) para construção de embarcações de apoio marítimo às atividades de petróleo e gás. O repasse será feito através de uma sindicalização orquestrada pelo Banco do Brasil.

Atualmente, a empresa possui cinco embarcações, entre próprias e gerenciadas, e pretende, nos próximos dois anos, ampliar a frota para dez.

INFORMAÇÃO DE QUALIDADE...

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

...na ponta dos seus dedos www.tnpetroleo.com.br 166

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ancoragem

Ancoragem offshore

Desenvolvimento de fibra HMPE para permanente ancoragem offshore em águas profundas

Com a exploração de campos de petróleo e gás indo mais a fundo e mais longe da costa, os projetistas de sistemas de ancoragem são desafiados a desenvolver sistemas de engenharia de ancoragem que proporcionem equilíbrio entre as demandas de deslocamentos máximos da plataforma, vento e cargas de pico da onda, e de elevadas tensões em correntes marinhas.

C Martin Vlasblom é formado em engenharia de design industrial com MSc na Universidade de Delft, Holanda e diretor de Pesquisa Aplicada na DSM Dyneema.

Jorn Boesten é graduado pela Universidade Técnica de Delft na Holanda em engenharia mecânica em 1996 (mestre) e diretor do segmento offshore da DSM Dyneema.

Peter Davies é engenheiro de pesquisa no grupo de Materiais e Estruturas no Ifremer - Instituto Francês de Investigação de Oceanos.

Sergio Leite é formado em Engenharia Mecânica na Universidade do Porto em Portugal em 1991 e diretor de vendas para a área de cabos da Lankhorst Ropes/divisão offshore.

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abos de poliéster são geralmente usados ​​para ancoragem em águas profundas. Além de 2.000 m de profundidade, no entanto, o alongamento elevado do cabo de poliéster torna-se um problema, pois as linhas de ancoragem já permitem maiores deslocamentos horizontais. A linha de poliéster de 2.000 m pode ter alongamento de 40 m, enquanto uma linha de 3.000 m permitiria alongamento de até 60 m sob as mesmas condições ambientais, criando maiores deslocamentos horizontais, que podem ultrapassar os limites dos “risers” (aumento do passeio). Utilizando HMPE com semelhante tensão de ruptura desses deslocamentos seria de apenas 12 m para uma linha de 3.000 m.

Além disso, o HMPE é agora amplamente considerado o material mais adequado para estes maiores comprimentos de linha de ancoragem em águas profundas. As fibras são caracterizadas por alta resistência e módulo elevado, produzindo cordas de rigidez elevadas e diâmetros menores e mais leves, proporcionando vantagens técnicas e operacionais sobre linhas de ancoragem de poliéster tradicionais. Um sistema mais rígido de ancoragem em HMPE é de elevação potencialmente mais compatível do que o poliéster. Cabos HMPE têm tipicamente um alongamento não superior a ruptura de 2%-2,5%.

Durante estação de manutenção, movimentos de ondas impõem cargas cíclicas em linhas de ancoragem, fazendo alongamento da fibra flutuante. As linhas de ancoragem estão sujeitas a cargas de tensão-tensão de fadiga. Cabos de fibras HMPE demonstraram uma maior vida de fadiga em comparação com cabos de poliéster para a construção do mesmo ​​ fadiga de compressão axial em comparação cabo e não são vulneráveis a com a fibra de aramida (1), (2).

No entanto, a alta rigidez de HMPE também pode ser um fator limitante. Em áreas de alto risco de tempestades e furacões o sistema de ancoragem precisa se esticar para manter a sobrevivência da tempestade. Híbridas, que combinam linhas de ancoragem de segmentos de cabos HMPE com segmentos de cabos de poliéster, proporcionam a rigidez necessária para lidar com cargas máximas durante a estação

Geral

Fluência reduzida

Fluência ainda mais reduzida

Dyneema® fibra

SK75

SK78

DM20

Titer

1740 dtex

1740 dtex

1740 dtex

Tenacidade

35 cN / dtex

35 cN / dtex

31 cN / dtex

Módulo

1.160 cN / dtex

1.160 cN / dtex

920 cN / dtex

Alongamento à ruptura

3,5%

3,5%

3,6%

Uso típico

Cabos de trabalho

Ancoragem MODU

Ancoragem permanente

Tabela 1: Principais propriedades de alguns tipos de DSM Dyneema HMPE fibras

de manutenção na tempestade, garantindo a elasticidade suficiente para amortecer as cargas de pico induzidas por ondas (3), (4), (5).

A pretensão é responsável para o carregamento a longo prazo das linhas de ancoragem. Fibras HMPE são sensíveis a estas cargas estáticas de longo prazo, e se alongarão de modo irreversível proporcionalmente com o tempo. Este fenômeno é conhecido como fluência (creep). Fluência (creep) excessiva provoca um aumento de deslocamento do navio atracado. O grau de fluência (creep) é dependente do tipo de HMPE, a temperatura de operação, a média de carga e tempo de carregamento.

Todos os tipos de fibras HMPE têm um desempenho diferente, em geral, as fibras a de DSM Dyneema combinam maior resistência à tração e módulo de elasticidade com a mais elevada resistência à fluência (creep).

Desenvolvimentos recentes de fibra foram destinados a reduzir significativamente a taxa de fluência (creep) (% de alongamento / unidade de tempo), bem como o desenvolvimento de um modelo para prever com precisão a taxa de fluência (creep) e alongamento de fluência (creep), e, assim, proporcionar melhores estimativas de tempo de vida de fluência (creep) para as categorias de qualidade oferecidas pelo DSM Dyneema.

Em 2003, a categoria de fibra SK78, um HMPE de baixa fluência (creep), foi introduzida para ancoragem semipermanentes da unidade de perfuração operacional móvel (MODU). A Petrobras, recentemente, fez um pedido de um conjunto de cabos de ancoragem SK78 com 630 toneladas carga de ruptura mínima (MBL) para projetos de águas profundas MODU na costa do Brasil.

Pesquisas adicionais na redução da taxa de fluência (creep) resultaram no desenvolvimento da categoria de fibra DM20, concebida especialmente para águas profundas de ancoragem permanente. A Tabela 1 apresenta as principais propriedades para os diferentes tipos de fibra HMPE.

Fluência (creep) de HMPE em diretrizes e normas da indústria Todos os cabos sintéticos suportam algum nível de fluência (creep) – definido como o alongamento per-

manente do cabo sob carga. O cabo não irá recuperar completamente quando a carga for removida. Como afirmado anteriormente, cabos produzidos com fibra HMPE têm até agora sofrido significativamente maiores taxas de fluência (creep) do que os de poliéster.

Modelagem preditiva Após a publicação do DSM Dyneema em modelagem de fibra HMPE de fluência (creep) (6), as diretrizes da indústria de cabos de ancoragem especificam agora uma variedade de documentação relacionada incluindo a validação de modelos de fluência (creep), fatores de falha de segurança de fluência (creep) e tarefas de monitoramento de fluência (creep).

Quase todas as normas de sistema de ancoragem afirmam que os modelos de estimativa de fluência (creep), com base em dados de testes de fibras, podem ser utilizados para apoiar os requisitos do sistema de ancoragem de desempenho de fluência (creep) e assim limitar a necessidade de testes completos de (sub) cabos (Tabela 2) (7), (8), (9), (10), (11), (12).

Tipicamente análises de taxa de fluência (creep), análises de falhas de fluência (creep) e testes de previsões de fluência (creep) de cabos são necessários.

Para as análises de fluência (creep), os eventos ambientais a longo prazo podem ser representados por uma série de condições de projetos discretas a partir da qual o alongamento anual de fluência (creep) é calculado, e um total previsto de tensão de fluência (creep) para a vida de serviço do projeto determinada. Durante a avaliação de protótipos, um teste é executado para verificar ou calibrar taxas de longo prazo de fluência (creep) de cabos com os dados do modelo de fluência (creep) da fibra.

Monitoramento de Fluência (creep) Monitoramento do alongamento do cabo HMPE é usado para medir o grau de fluência (creep). No entanto, há uma falta de consenso entre órgãos de normatização sobre metodologias de testes.

Algumas normas de ancoragem requerem monitoramento de fluência (creep) do cabo em uso na parte mais crítica, geralmente a parte ou seção superior mais próxima da superfície da água, por causa das TN Petróleo 91

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ancoragem

Diretrizes

NI 432 DTO R01E

DNV-OS-E303 DNV-OS-E301

Instruções sobre cabos de fibra de ancoragem no alto-mar

API-RP-2SM

ISO / PDTS 14909

Órgão expedidor

Bureau Veritas (7)

Det Norske Veritas (8), (9)

American Bureau of Shipping (10)

American Petroleum Institute (11)

International Organization for Standardization (12)

Previsão de fluência

Fluência a longo prazo do cabo com base em dados de fibra de fluência.

Resistência a falha de fluência a ser especificado pelo fabricante do cabo.

Análise de fluência para estimar a tensão total de fluência durante a vida útil do projeto.

Análise de fluência com base nas cargas média e máxima do projeto. Análise de falhas de fluência baseado nos dados de teste do cabo.

Estimativa de alongamentos de taxa e fluência admissível, em condições de funcionamento em área mais crítica do cabo.

Fabricante de fios para testar a falha de fluência do fio.

Métodos

Testes de fluência do cabo

Calibrar a longo prazo taxas de fluência de cabos em cabos de protótipo com dados da fibra e modelo de fluência.

A ser determinado individualmente por caso se aplicável.

Número de amostras de teste a serem testadas na fluência.

Sub cabos permitidos para construções de cabos paralelos.

Monitoramento de fluência em uso

Seção mais crítica - geralmente parte ou seção (superior) através de marcação adequada.

Critério de descarte de fluência

95% da força inicial do cabo ou 10% do comprimento do cabo instalado.

Fator de segurança

Medições de comprimento para avaliar a progressão da fluência.

Análise de ruptura de fluência para estimar a vida de ruptura de fluência.

Com base no modelo de propriedades de fluência da fibra.

Modelo de fluência baseado em fibra de dados de fluência.

Número de condições discretas do projeto para calcular tensão de fluência anual e tensão total de previsão para a vida útil do projeto.

Vários intervalos de tensão para calcular danos de ruptura de fluência acumulativa anual.

Teste de verificação para taxa de fluência de cabos pelo menos em uma carga e uma temperatura.

Os dados de fluência são coletados em duas tensões.

Teste continuou até pelo menos 24 horas de uma taxa de fluência constante até atingir o tempo caboscabos permitidas para construções de cabos paralelas.

A porcentagem de fluência em 3 min., 30 min., 300 min. e 3.000 min. podem ser extrapoladas em uma base semilogarítmica (fluência em escala normal contra tempo em escala logarítmica) para tempos mais longos.

Calibrar a longo prazo taxas de fluência de cabos em cabos de escala completa durante 7 dias no máximo 55% BS e máximo 25° C. Sub cabos permitidos para construções de cabos paralelos.

Opcional (influência sobre o fator de segurança).

Tensão de fluência total limitada a 10% do comprimento total do cabo HMPE. Fator de falha de segurança fluência de 3 para ancoragem móvel e 5-8 para ancoragem a longo prazo.

Fator de segurança ao longo da vida de serviço do projeto contra ruptura de fluência: 5 (fluência é monitorado) ou 10 (fluência não é monitorado).

Fator de segurança para falha de fluência é 10 vezes a vida útil do cabo.

Tabela 2: Fluência de HMPE como abordada por normas e diretrizes

altas temperaturas envolvidas. Um pequeno número de normas especifica um critério de substituição do cabo de HMPE de 10% de tensão à fluência (creep) do comprimento total do cabo HMPE. Quando indicados o fator de segurança de fluência (creep) de cabos de HMPE é diferente para ancoragens móveis e ancoragens a longo prazo. Difere também de como é aplicado: nas normas e diretrizes para cabos HMPE (Tabela 2), os fatores de segurança são baseados em ambas as falha de fluência (creep), o tempo de ruptura por fluência (creep) ou vida útil do projeto, que, por definição, não são consistentes. Além disso, o fator de segurança para um cabo monitorado 170

TN Petróleo 91

pode ser menor do que para um cabo de ancoragem não monitorado.

Há também aspectos práticos a serem considerados quando um modelo de fluência (creep) é baseado em dados de cabos. Para extrapolação sobre tempos mais longos, testes de fluência (creep) em cabos HMPE devem ser realizados no assim chamado “regime de estado estacionário de fluência (creep)”, para determinar o patamar da taxa de fluência (creep). Como a taxa de fluência (creep) é dependente da temperatura e carga, testando até ocorrer falha de fluência (creep) dentro de um intervalo de tempo aceitável pode ser realizado apenas com cargas e temperaturas elevadas, que não são representativas das condições de operação no alto-mar. Como poderia ser

Ancoragem offshore: desenvolvimento de fibra HMPE para permanente ancoragem offshore em águas profundas Força de ruptura do cabos (MBL) 630 mt

Carga de ruptura do fio (YBL)

0.611 kN 0,174 g/m

Peso do cabo (W)

4,5 kg/m

Peso de fios (g/m)

Carga de Fluência

MBL 20 %

Carga de Fluência

20 % YBL

8 % YBL

Nível de estresse

270 MPa

Nível de estresse

684 MPa

270 MPa

Tabela 3: Relação entre força de ruptura do cabo e a força de ruptura de fio para um cabo típico de fibra de SK78

esperado, o custo das instalações de teste de cabos para realizar estes testes com cargas operacionais e temperaturas pode ser muito alto.

Como resultado, os testes de fluência (creep) de cabos são normalmente limitados a testes de taxa fluência (creep) de cabos, para verificar o modelo de fibra de fluência (creep) utilizado para a análise.

Dados de fluência da fibra contra dados de fluência (creep) do cabo Na comparação entre dados de fibra e de fluência (creep) do cabo em uma base de carga relativa, um fator de conversão de força de ruptura da fibra/cabo ou fator de realização, devem ser levados em consideração. Este fator é dependente da construção do cabo, fabricante do cabo e o tipo de fibra usado.

RF =

YBL / w

(1)

MBl /w

Onde: RF = fator de realização (-); YBL = carga de ruptura do fio (kN); w = peso do fio (g/m); MBL = carga de ruptura mínima do cabo (kN); W = peso do cabo (g/m) Resultados do teste de fluência (creep) de uma fibra sob força de 20% de ruptura de fibra não são diretamente comparáveis ​​à tensão de um cabo de 20% sob a força da ruptura do cabo e, como tal, nenhuma conclusão sobre o desempenho da fluência (creep) do cabo pode ser feita (ver tabela 3).

Em vez disso, comparando os dados da fluência (creep) de fibra e cabo com base em níveis de stress comparáveis (por exemplo ​​MPa ou kN/ (g/m)) resulta em uma correlação direta, sem a necessidade de fatores de realização. Quando o nível de stress correspondente ao nível de carga relativa no cabo completo é determinado, os experimentos de fluência (creep), a este nível podem ser realizados em fibras de fios de cabo, ou sub cabos, resultando em dados comparáveis ​​de fluência (creep).

Obs.: É aconselhável consultar o fabricante da fibra, ao definir os níveis de carga e duração dos testes de verificação em cabos HMPE, a fim de alcançar resultados dentro de prazos aceitáveis.

Programa de teste para DM20 Testes extensivos foram efetuados no tipo de fibra DM20 para determinar suas propriedades e o comportamento em sistemas permanentes de ancoragem offshore, abrangendo: • propriedades de resistência: forças de rupturas em construções de sub cabos, • propriedades de rigidez: rigidez dinâmica de fios e fios de rigidez estática e rigidez de cabos, • propriedades de fluência (creep): taxa de fluência (creep) de fibra e experimentos da vida de fluência (creep) para o desenvolvimento do modelo de fluência (creep) e testes de fluência (creep) de cabos para verificar esse modelo de fluência (creep), • propriedades relacionadas com tempo de vida: desempenho de abrasão fibra-a-fibra, vida de fadiga em amostras de cabos, resistência UV e envelhecimento térmico em fibras, em referência ao tipo de fibra SK78 que foi aceite pela indústria para ancoragem MODU em águas profundas.

Caracterização de fluência (creep) de fibra DM20 Seguindo o método descrito por Vlasblom e Bosman (13) um número de taxa de fluência (creep) de fibra e experimentos de fluência (creep) de ruptura foram realizados a temperaturas entre 30° C a 70° C e níveis de carga de 300 MPa a 1700 MPa, isto é comparável aos níveis acima da carga de ruptura de 20% para um cabo típico de ancoragem offshore.

A temperatura ambiente, fibra DM20 carregada em força de ruptura de fibra de 10% mostra uma taxa de fluência (creep) de 0,03% ao ano; enquanto SK78 mostrou uma taxa de fluência (creep) de 2% ao ano e SK75 uma taxa de fluência (creep) de 10% ao ano.

Como as outras fibras HMPE, um aumento de temperatura de 20° C aumentou a taxa de fluência (creep) em aproximadamente um fator de 10.

Para testes comparativos, testes acelerados de fluência (creep) são realizados em temperaturas elevadas para fornecer resultados em um período de tempo aceitável. A Figura 1 mostra um alongamento de fluência (creep) ao longo do tempo em fibra de DM20, fibra de SK78 e a fibra SK75 a 70° C e nível de stress de 300 MPa, que é comparável à carga de ruptura de 20% de um cabo de ancoragem. Devido às limitações de tempo, o experimento em fibra DM20 terminou TN Petróleo 91

171

ancoragem

Figura 1: Alongamento de fluência (creep) medido em função do tempo em experimento de fluência (creep) de fibra a 70° C, 300 MPa

DM20 é 50 vezes menor do que a da SK78. Tal como SK75 e SK78, o início da falha de fluência (creep) de DM20 depende da carga aplicada e da temperatura. As matérias-primas utilizadas no HMPE, métodos de produção, força e o módulo têm uma influência (creep) sobre a resistência da fibra à falha de fluência (creep).

Sob os mesmos níveis de carga, DM20 irá atingir o início das falhas de fluência (creep) após um tempo muito mais longo do que SK78, (ver Figura 3), e com alongamentos inferiores. Isto sugere que o critério de descarte de 10% de alongamento permanente recomendada para tipos gerais de HMPE e SK78 em diretrizes e normas da indústria deve ser reduzido para DM20.

DM20 estimativa de fluência (creep) na condição de carga offshore A tendência dos cabos HMPE de ancoragem offshore para fluência (creFigura 2: Taxa de fluência ep) tem de ser abordada no projeto de (creep) logarítmica medida em função do alongamento ancoragem permanente. Uma taxa alta em um experimento de fluênde fluência (creep) representa um risco cia (creep) de fibra a 70° C, potencial de falha através da fluência 300 MPa (creep) de ruptura. Também é necessário re-tensionamento de cabos e uma redução na rigidez quasi-estático dos cabos durante uma longa tempestade.

Para sistemas permanentes de ancoragem, um alongamento de fluência Figura 3: Tempos estimados no (creep) de 0,5% em 25 anos no total início da falha de fluência (creep) da linha de ancoragem é considerado de fibra DM20 contra outros tipos de fibra HMPE a 16° C como aceitável. Fatores de segurança de falha de fluência (creep) são propostos pelas várias diretrizes da indústria, por exemplo, um fator de segurança de 5-8 para atracações de longo prazo, conforme recomendado pela DNV (9).

Um modelo que descreve as propriedades de fluência (creep) foi derivado dos experimentos de fluência (creep) de fibra e usado para estimar a fluência (creep) para linhas depois de mais de 900 horas. Os mesmos dados de ancoragem offshore sob condições realísticas de são mostrados na Figura 2 como a taxa de tensão carregamento. Isto ilustra a grande melhoria do DM20 logarítmica sobre o alongamento, ilustrando a sobre outros tipos de fibra HMPE (tabela 4). redução significativa na taxa de fluência e alongamentos baixos suportados pelo DM20.

Caracterização de fluência (creep) de cabos Experimentos de taxa de fluência (creep) de fibra DM20 indicam que, em condições normais de carga de cabos A Lankhorst Ropes fabricou sub cabos de dois de ancoragem no mar, a taxa de fluência de fibra de tamanhos para verificar as propriedades de fluência 172

TN Petróleo 91

Ancoragem offshore: desenvolvimento de fibra HMPE para permanente ancoragem offshore em águas profundas SK75

SK78

DM20

630 t

Força típica do cabo Peso do cabo (excluindo a capa)

4,2 kg/m Alongamento de fluência estimado

4,4 kg/m (estimado)

Fator de segurança de falha de fluência

Alongamento de fluência estimado

Fator de segurança de falha de fluência

Alongamento de fluência estimado

Fator de segurança de falha de fluência

0%

Pode ser atingido

< 0,3 %

Pode ser atingido

Condição de ancoragem de MODU (5 anos de 20% BL a 16° C)

6.6%

Não pode ser atingido

1.7 %

Pode ser atingido

Condição de ancoragem permanente (25 anos de 20% BL a 16° C)

6.6%

Não pode ser atingido falha

1.7 %

Pode ser falha atingidos

Tabela 4: Expectativas de modelo de fluência (creep) para os tipos de fibras de HMPE

(creep) muito baixa da ancoragem de cabos DM20.

Figura 4: Interior da câmara de temperatura

Figura 5: Ciclos de assentamento antes do carregamento de fluência (creep)

a.

Construção: sub-cabo trançado de 8 fios Diâmetro: 29 mm Fabricante: Lankhorst Ropes de Portugal Força de ruptura média: 657 kN (terminação de fim emendado) Local de teste: Ifremer Brest Centre Condição de teste de fluência (creep): 30° C, 290 kN (45% BL), 30 dias Num suporte de teste de capacidade de 1000 kN na Ifremer, um teste de fluência (creep) foi realizado por meio da medição da extensão da parte central da amostra, utilizando um transdutor de deslocamento de fio de 500 milímetros de alongamento preso ao cabo (14).

A parte central da amostra de 8 metros de cabo olho-no-olho era aquecida por aquecedores de ar a 30° C. Para medir a temperatura, a sonda foi inserida em um comprimento de 1 metro de HMPE cabo trançado do mesmo tamanho e colocado no centro da câmara com a amostra seguinte (Figura 4).

A amostra foi submetida a cinco ciclos de assentamento a 290 kN (Figura 5), e em seguida mantido a uma carga constante de 290 kN, a 30° C durante 30 dias. A Figura 6 mostra o alongamento da parte central do cabo para a duração do teste de fluência (creep). Como referência, o resultado de um teste idêntico realizado em 2003 sobre um cabo feito de SK78 é mostrado na

Figura 6: Alongamento de fluência (creep) de cabo de 29 mm com DM20 e SK78 a 30° C

mesma figura (15). Enquanto o cabo feito com SK78 alcançou falha de fluência (creep) a 30% de alongamento, o cabo com DM20 mostrou apenas uma pequena quantidade de tensão.

Após 30 dias, a carga no cabo feito de DM20 foi removido e a tensão registrada durante a recuperaTN Petróleo 91

173

ancoragem

Figura 7: Tensão de recuperação após 30 dias de experimento de fluência (creep) a 30° C

uma falha a 839 kN e uma taxa de 120 kN / minuto.

b.

Construção: cabo trançado de 8 fios Diâmetro: 52 mm Fabricante: Lankhorst Ropes de Portugal Força de ruptura média: 1843 kN (terminação de fim emendado) Local de teste: Lankhorst Ropes, Portugal Condição de teste de fluência (creep): 23° C, 30% BL / 40% BL / 50% BL, 10 dias A Lankhorst Ropes realizou três testes de fluência (creep) em cabo de 52 mm de diâmetro ao longo de 10 dias a temperatura ambiente, o que confirma taxas extremamente baixas de fluência (creep) sob níveis de carga comparáveis ​​às condições de tempestade no alto mar (Figura 8 e Figura 9).

Verificação de modelo de fluência (creep) da fibra Conforme exigido por várias normas e diretrizes da indústria, as taxas de fluência (creep) de cabo DM20 foram comparadas com o modelo de previsões de fluência (creep) para Figura 8: Testes de fluência (creep) de cabos na Lankhorst Ropes verificar o modelo de fluência (creep) (Tabela 5).

A tabela mostra que as previsões Figura 9: Alongamento de fluência (creep) de cabo de 52 mm com DM20 a 22° C do modelo de fluência (creep) são muito próximas para faixas de carga normais, e conservadoras para níveis de carga, que são significativamente acima das condições de funcionamento normais para as linhas de ancoragem no alto mar. Em todas as condições testadas, o cabo apresentou uma taxa de tensão inferior ao previsto. Embora as diferenças relativas entre taxas previstas e taxas de fluência (creep) medidas parecem ser elevadas, uma margem de erro é inevitável em previsões de longo prazo de resistência. ção por mais 68 horas a uma carga de 5,8 kN (1% de DSM Dyneema garantiu que estimativas do modelo de carga ruptura nominal). Uma tensão permanente de taxa de fluência (creep) sempre erram no lado consercerca de 1,5% foi registrada. A Figura 7 mostra a tenvador da vida útil da fluência (creep) esperada. são em função do tempo durante a recuperação.

Deve notar-se também que a precisão do modelo No final do teste de recuperação a amostra foi de fluência (creep) atual, com base na taxa de fluência completamente descarregada, um novo ciclo de (creep) limitada e dados à fluência (creep), irá melhoassentamento foi aplicado, e o cabo acelerado para rar ao longo do tempo.

174

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Ancoragem offshore: desenvolvimento de fibra HMPE para permanente ancoragem offshore em águas profundas Local de teste

Ifremer, França

Lankhorst Ropes, Portugal

Tamanho do cabo

29 mm

52 mm

52 mm

52 mm

Condições de teste Carga estática Duração Temperatura

30° C, Dia 30, Ruptura de carga de 45%

23° C, Dia 10, Ruptura de carga 30%

23° C, Dia 10, Ruptura de carga de 40%

23° C, Dia 10, Ruptura de carga de 50%

Previsão da taxa de fluência 1,3% / mês

0,2% / mês

0,3% / mês

0,7% / mês

0,6% / mês

0,2% / mês

0,2% / mês

0,3% / mês

Medição da taxa de fluência

Tabela 5: Taxa de fluência (creep) prevista e medida no final do teste de fluência (creep) de cabo

Medidas de rigidez Para verificar os deslocamentos sob condições de carga pesada, a fluência (creep) das fibras tem de ser levada em consideração. Del Vecchio e Monteiro (16) afirmaram que a rigidez secante equivalente, incorporando fluência (creep) das linhas mais tensionados e mais folgadas para durações de tempestade de 24 a 72 horas, são relevantes para a análise de ancoragem e têm mostrado como resultados de fios pode ser utilizado para produzir estimativas de propriedades de cabos. O teste de rigidez dinâmica de fios envolve um ciclo preliminar seguido pela medição real do ciclo de rigidez.

Desta fluência (creep) do fio é estimada com base nas alterações na elongação nas etapas predefinidas para períodos de até 72 horas.

Medições de rigidez foram efetuadas em tipo de fibra DM20 em relação à fibra SK78, que abrange: • Rigidez dos fios com base em carga de ruptura do fio • Rigidez do cabo • Rigidez dos fios com base em fator de realização típico do cabo.

Figura 10: Carga – Resultados de tensão medida na fibra DM20 a temperatura ambiente, com base na carga de ruptura de fio

Figura 11: Carga - Resultados de tensão medida em fibra de SK78 a temperatura ambiente, com base na carga de ruptura de fio

Rigidez dos fios com base em Carga de Ruptura do Fio Após este procedimento de teste, as medições foram realizadas na fibra DM20 e fibra SK78 para determinar a quasi-estática rigidez para linhas de vento e sotavento (Figura 10, Figura 11 e Tabela 6). Depois de um pré-carregamento inicial (10-30 YBL%), barlavento é definido a partir do alongamento delta entre YBL 20% (carga de ruptura do fio) e YBL 45% acima de 24 horas (incorporando fluência (creep)) e sotavento é definido a partir do alongamento delta entre YBL 20% e 5% YBL acima de 24 horas (incorporando recuperação lenta).

Os valores de rigidez foram calculados de acordo com a equação 2.

Stiffness =

(2)

ΔF /YBL Δl /Li

Onde: ΔF = força de gradiente de 20% a 45%, considerando fluência (creep) de alta carga e de 20% para 5%, considerando a recuperação da carga de baixa tensão; ΔL = alongamento do fio correspondente ao ΔF; YBL = carga de ruptura do fio, e, Li = Comprimento de medida de amostra no início do teste.

TN Petróleo 91

175

ancoragem

Rigidez dos fios com base em carga de ruptura Barlavento 24h

Fibra de SK78

Fibra DM20

6,8 x YBL

17,9 x YBL

Sotavento 24h

13,0 x YBL

15,5 x YBL

Rigidez dinâmica (10-30% YBL)

43,7 x YBL

44,6 x YBL

Tabela 6: Rigidez secante equivalente e rigidez dinâmica de fibra SK78 e DM20 a temperatura ambiente, com base na carga de ruptura de fio

Figura 12: Carga – resultados de tensão medidos no sub-cabo de diâmetro de 52 mm com fibra DM20 a 22° C (18)

(tabela 7). A Figura 12 mostra o resultado do teste de rigidez. Para uma representação mais visual, apenas o ponto inicial e o ponto final de cada patamar de carga foram plotados.

Rigidez do fio com base no fator típico de realização de cabo

Embora testado na mesma temperatura, os valores de rigidez secante equivalente dos experimentos de fio baseados no fio de carga de ruptura é muito menor que os valores derivados do experimento de cabo. Quando dados de rigidez têm que ser determinados em um fio, a carga deve ser selecionada tal que Figura 13: Carga – resultados de tensão na fibra DM20 a temperatura ambiente, seja comparável à carga na aplicacom base no fator típico de realização de aplicação de cabo. ção do cabo. Isto significa que para comparar dados de rigidez de fibra e cabo em uma base de carga relativa, o fator de conversão de força de ruptura da fibra/cabo, ou fator de realização (ver equação 1), deve ser levado em consideração. Figura 13 e Figura 14 mostram a carga – resultados da tensão das fibras do mesmo com base em um fator de realização que é típico para aplicações de cabo de ancoragem no alto mar.

Em resumo, as medidas de rigidez de fibra e cabos ilustraram que: • Rigidez secante de DM20 é superior a SK78 quando medida no nível de fibra ou de cabo, Medições de rigidez de cabos • Rigidez dinâmica de DM20 está em linha com HMPE é um material visco-elástico e suas caSK78 ao nível do cabo, racterísticas de rigidez irão variar dependendo da • De preferência os valores de rigidez deverão ser intensidade da carga, duração do carregamento e determinados a nível do (sub) cabo. número de ciclos. Durante os ciclos de carga precoAssim como a fluência (creep) é uma função da ce, o assentamento do cabo vai resultar em algum temperatura, rigidez secante é uma função da tempealongamento inicial. A rigidez secante equivalente ratura também. e rigidez dinâmica do DM20 em uma construção de cabo foi medida no diâmetro de 52 mm do subcabo Abrasão de fibra-a-fibra Gama98® de construção de cabos produzidos por O American Bureau of Shipping (10) especifica Lankhorst Ropes e comparado com dados obtidos que a fibra HMPE deve passar o requisito mínimo em um cabo MODU de tamanho feito de SK78 do teste de abrasão de fibra-a-fibra, de acordo com 176

TN Petróleo 91

Ancoragem offshore: desenvolvimento de fibra HMPE para permanente ancoragem offshore em águas profundas Rigidez do cabo

Cabo com SK78 Fibra

Cabo com DM20 Fibra

Barlavento 24h.

-

40,3 x MBL

Sotaventos 24h.

-

27,8 x MBL

Rigidez dinâmica (10-30% YBL)

60 x MBL

Tabela 7: Rigidez equivalente de secante e rigidez dinâmica de sub cabo com SK78 e fibra DM20 a 22° C

60 x MBL (17), (18)

Rigidez do fio com base no fator de realização

Fibra de SK78

Fibra DM20

Barlavento 24h.

39,9 x YBL / RF

52,5 x YBL / RF

Sotaventos 24h.

43,3 x YBL / RF

38,9 x YBL / RF

Rigidez dinâmica (10-30% YBL)

101,6 x YBL / RF

96,6 x YBL / RF

Tabela 8: Rigidez secante equivalente e rigidez dinâmica de fibra SK78 e fibra de DM20 a temperatura ambiente, com base no fator típico de realização de aplicação de cabo

a CI-1503 (19). No laboratório de testes da Tension Technology Internal (Arbroath, Reino Unido), a fibra DM20 foi testada em 1-5% BL e comparados com resultados de teste de fibra SK75 de 2009 (20). Determinou-se que DM20 passará os requisitos mínimos e nenhuma diferença significativa foi detectada entre as fibras de DM20 e SK75 e indicou-se que uma fadiga de tensão comparável pode ser esperada (Figura 15).

Figura 14: Carga – resultados de tensão na fibra de SK78 a temperatura ambiente, com base no fator típico de realização de aplicação de cabo

Trabalho adicional Além de caracterização adicional de fluências (creep) da fibra DM20 para previsões mais precisas do modelo de fluência (creep), testes de laboratório em uma ampla variedade de fibra e testes de cabo incluindo testes de fadiga vão continuar a reforçar a confiabilidade sobre a adequação deste novo tipo de fibra HMPE para os mercados pretendidos.

Figura 15: Resultados do teste de abrasão de fibra-a-fibra

Conclusões Polietileno de alto módulo de elasticidade é considerado o material mais adequado para linhas de ancoragem mais longas de águas ultra profundas além de 2.000 m. As fibras são caracterizadas por alta resistência e módulo de elasticidade elevado, produzindo cabos de rigidez elevados de diâmetros menores e mais leves, em comparação com as linhas de ancoragem de poliéster para o mesmo MBL. No entanto, o desempenho de fluência (creep) de HMPE impediu seu uso de

ancoragem em águas profundas a longo prazo.

Melhorias sistemáticas no desempenho de fluência (creep) por DSM Dyneema levaram primeiro ao desenvolvimento da fibra SK78 para ancoragem semi-permanente de MODU e agora a fibra DM20 para ancoragens permanentes de produção no alto mar.

TN Petróleo 91

177

ancoragem As propriedades de fluência (creep) a longo prazo do DM20 atendem as exigências da indústria para a duração de ancoragem permanente.

Conforme solicitado por várias normas e diretrizes, foi desenvolvido um modelo de estimativa de fluência (creep) baseado em dados de fibra para DM20 para demonstrar a capacidade da fibra para cumprir requisitos de desempenho de fluência (creep) e assim limitar a necessidade de testes completos de cabo. As propriedades de taxa de fluência (creep) de fibra foram confirmadas por testes de fluência (creep) em sub cabos.

Devido a seus extremos baixos alongamentos de fluência (creep), o critério de descarte de alongamento permanente de 10% – sugerido nas diretrizes da indústria e normas para os tipos gerais de HMPE e categoria SK78 de MODU – precisa ser reconsiderado para DM20.

Rigidez dinâmica de DM20 é igual a SK78, enquanto a rigidez secante de DM20 é superior a SK78, confirmando a fluência (creep) reduzida desta nova fibra. Recomenda-se determinar os valores de rigidez no nível de (sub)cabos.

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Este trabalho foi selecionado para apresentação de um comitê de programa da CTO seguindo revisão de informação contida em um resu mo apresentado pelo(s) autor(es). O conteúdo do trabalho não foi examinado pela Conferência de Tecnologia Offshore e está sujeito a correção pelo(s) autor (es). O material não reflete, necessariamente, qualquer postura da Conferência de Tecnologia Offshore, de seus executivos, ou membros. Reprodução eletrônica, distribuição ou armazenamento de qualquer parte deste documento sem autorização por escrito da Conferência de Tecnologia Offshore é proibida. Permissão para reproduzir em papel se restringe a um resumo de não mais de 300 palavras, as ilustrações não podem ser copiadas. O resumo deve conter o reconhecimento visível de direitos autorais da CTO. 178

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financiamento

Step-in right

no direito brasileiro

Os projetos de infraestrutura desenvolvidos ao longo das duas últimas décadas no Brasil consolidaram a utilização da modalidade de financiamento internacionalmente conhecida como project finance ou “financiamento de projetos”.

E

José Virgílio Lopes Enei é sócio do escritório Machado Meyer, Sendacz e Opice

Antonio Paulo Kubli Vieira é associado do escritório Machado Meyer, Sendacz e Opice.

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m financiamentos dessa natureza, o fluxo de caixa do empreendimento é a fonte primária de recursos para pagamento da dívida contraída e a análise dos riscos do financiamento baseia-se, primordialmente, nos riscos do projeto em si e na capacidade dos empreendedores de implementá-lo. Assim, o sucesso do empreendimento é chave; diferentemente das modalidades tradicionais de financiamento (também conhecidas como corporate finance), que dependem em essência de garantias pessoais ou corporativas lastreadas no patrimônio dos donos ou controladores do projeto (como o aval ou a fiança).

Nas operações realizadas sob a modalidade project finance, as principais garantias oferecidas aos financiadores são garantias reais (como o penhor, a hipoteca, a cessão fiduciária, a cessão condicional, entre outros) sobre as receitas operacionais, ativos do projeto e as ações ou quotas da sociedade responsável pelo projeto.

Além das garantias reais, diante da importância do sucesso do empreendimento para os financiadores, é bastante usual que a estes sejam outorgados certos direitos de ingerência nas atividades da sociedade responsável pelo projeto. Por exemplo, com o intuito de possibilitar o acompanhamento de aspectos financeiros da sociedade, é comum que se preveja a obrigação da empresa de disponibilizar periodicamente as suas demonstrações financeiras aos financiadores, cumulada com a obrigação de atender a determinados índices financeiros, em especial aqueles relacionados ao endividamento e à capacidade de gerar caixa suficiente para pagamento do financiamento.

Outro exemplo é o direito de veto. No âmbito do contrato de penhor ou alienação fiduciária de ações, é permitida a outorga aos financiadores de direitos de veto em certas deliberações da sociedade, o que pode constituir um importante instrumento de ingerência dos financiadores nas decisões mais relevantes da sociedade. Além de direitos de veto, os contratos de penhor ou alienação fiduciária de ações costumam contemplar outra poderosa forma de controle pelos financiadores: o step-in right ou direito de assunção do controle da sociedade financiada.

O step-in right é uma técnica contratual, oriunda dos países de origem anglo-saxônica, que possibilita a intervenção dos financiadores na sociedade financiada quando a atual gestão ameaçar o sucesso do projeto ou a sua capacidade de honrar o financiamento contratado. A cláusula de step-in autoriza a assunção pelo financiador do controle direto da sociedade que se encontra em situação de inadimplemento no âmbito do contrato

Foto: Depositphotos

de financiamento. Por meio da assunção do controle, o financiador exercerá pessoalmente o direito de voto na assembleia geral da sociedade, em substituição ao acionista original, podendo, inclusive, destituir a administração empossada e eleger outros membros de sua confiança. O objetivo último do step-in é sanear o inadimplemento e/ou crise financeira incorrida pela sociedade, salvaguardando o crédito do financiador, ou mesmo preparando a sociedade para sua venda em uma futura excussão das garantias. Por óbvio, o instrumento deve ser utilizado somente em situações extremas, de grave inadimplemento, tendo em vista a intensidade da medida e as responsabilidades que pode suscitar ao financiador.

Do ponto de vista contratual, o step-in costuma ser instrumentalizado mediante a outorga ao financiador do penhor sobre as ações da sociedade financiada, cumulado com o usufruto condicional sobre as mesmas ações empenhadas, a saber, um usufruto sujeito a condição suspensiva, que é justamente o inadimplemento da sociedade perante o financiador, seguido de uma notificação do financiador optando pela efetivação de tal mecanismo.

A adoção do step-in no Brasil não é livre de dúvidas, considerando que tal instituto foge à nossa tradição jurídica romano-germânica e que sua legalidade, além de não ter sido testada em nossos tribunais, pode ser questionada em vista da vedação ao pacto comissório – isto é, a proibição do financiador de ficar com o objeto da garantia, caso a dívida não seja paga no seu vencimento.

Vale ressaltar que, no direito brasileiro, o credor deve, necessariamente, alienar o objeto da garantia – as ações da sociedade, por exemplo – a um terceiro e utilizar o produto dessa alienação na amortização dos valores devidos e não pagos no âmbito do financiamento, devolvendo o montante que porventura sobejar.

Para não incorrer na vedação ao pacto comissório, a assunção do controle direto sobre a sociedade, via exercício dos direitos políticos próprios da ação, deve-

ria ser obtida temporariamente, com o intuito limitado de preparar a sociedade para a alienação de suas ações.

Além disso, caso o inadimplemento fosse regularizado durante a fase de exercício do step-in, incumbiria ao financiador devolver as ações ao acionista original, eis que não haveria fundamento para a excussão da garantia sem saldo devedor vencido e não pago que a justifique. No entanto, é de se destacar que a lei não fixou um prazo máximo durante o qual o credor pignoratício pode manter a custódia do bem dado em garantia em preparação de sua excussão.

Não obstante o step-in right, já existia no Brasil desde a década de 1990, o primeiro diploma legal a autorizar expressamente a sua utilização foi a Lei 11.079, de 30 de dezembro de 2004, Lei de Parcerias Público-Privadas (PPPs), em seu artigo 5º, §2º, inciso I. Tal dispositivo estabeleceu que os contratos de PPPs poderão prever “os requisitos e condições em que o parceiro público autorizará a transferência do controle da sociedade de propósito específico para os seus financiadores, com o objetivo de promover a sua reestruturação financeira e assegurar a continuidade da prestação dos serviços, não se aplicando para este efeito o previsto no inciso I do parágrafo único do art.

27 da Lei n. 8.987, de 13 de fevereiro de 1995”.

Trata-se de uma autorização legal para a inclusão, nos contratos de PPPs, da cláusula de step-in, permitindo ao financiador assumir o controle direto da sociedade em caso de crise financeira. Na mesma linha, a Lei 11.196, de 21 de novembro de 2005 – a “Lei do Bem” – alterou o artigo 27 da Lei 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 (Lei de Concessões) para autorizar, expressamente, a possibilidade de previsão, no contrato de concessão de serviço público, das condições pelas quais será permitida a assunção provisória do controle da concessionária pelos financiadores.

Vale ressaltar que tanto a Lei de PPPs quanto a Lei de Concessões dispensaram o atendimento dos requisitos de capacidade técnica e idoneidade financeira pelos financiadores para exercício do step-in. Tais requisitos, em primeiro lugar, poderiam inviabilizar o exercício do direito de assunção de controle pelos financiadores, já que estes dificilmente teriam os atributos técnicos necessários à prestação do serviço e, por conta do perfil diferenciado de endividamento das instituições financeiras, poderiam não atender aos requisitos de idoneidade financeira exigidos originalmente da sociedade concessionária. Em segundo lugar, o não atendimento desses requisitos pelos financiadores em nada afetaria a qualidade da prestação dos serviços, já que, mediante o exercício do step-in, os financiadores assumem apenas o controle da sociedade concessionária, não a efetiva e direta prestação dos serviços.

Pressupõe-se que a sociedade concessionária já possui, por si só, os bens, a tecnologia e os recursos humanos e financeiros necessários à adequada prestação do serTN Petróleo 91

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financiamento

viço, e, nesse sentido, a mudança do controle da sociedade não alteraria esse cenário.

Fora do contexto das PPPs e das concessões de serviços públicos, todavia permanecem alguns dos problemas e dúvidas gerais relacionados à utilização do direito de step-in. As concessões do setor de petróleo e gás, por exemplo, possuem um regime jurídico próprio, não se aplicando a ele as regras sobre step-in ou transferência de controle aplicáveis às concessões comuns.

A Lei 9.478, de 6 de agosto de 1997 – Lei do Petróleo –, em seu artigo 29, previu que a transferência do contrato de concessão dependerá da prévia e expressa autorização da Agência Nacional do Petróleo (ANP), sendo que o novo concessionário deverá atender aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos por ela estabelecidos.

A Lei do Petróleo, todavia, não tratou especificamente do tema da transferência de controle da concessionária, tampouco da possibilidade de se outorgar o direito de assunção provisória do seu controle por um financiador. Assim, tendo em vista essas lacunas legais, o mais recomendável seria prever no contrato de penhor de ações (ou outro instrumento contratual que disciplinar o step-in) que a assunção do controle

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da concessionária do setor de petróleo pelo financiador dependerá da prévia aprovação da ANP. Permaneceria, entretanto, a incerteza sobre quais requisitos seriam estabelecidos pela ANP para aprovar o step-in, bem como se seria necessário o atendimento pelo financiador de requisitos de capacidade técnica ou idoneidade financeira (requisitos dispensados para os contratos de PPP e de concessão comum).

Em suma, apesar de a criação de um marco regulatório para o exercício do direito de step-in ter representado importante avanço para a sua utilização, o fato de a legislação sobre o tema se aplicar apenas aos contratos de PPP e aos contratos de concessão de serviços públicos faz com que permaneçam as antigas dúvidas e potenciais questionamentos referentes à utilização do step-in nos demais contextos. Entendemos, dessa forma, que a legislação brasileira ainda pode ser aperfeiçoada para enfrentar alguns dos problemas atinentes ao direito de step-in: a conciliação do exercício do step-in diante da vedação ao pacto comissório; os prazos e limites para a utilização desse mecanismo; a possibilidade de utilização do step-in em setores regulados, porém não sujeitos ao regime jurídico dos contratos de concessão de serviço público, entre outros.

gestão opinião

Migração improvável A

té os anos 1980, o job description do gerente tributário em uma empresa significava acompanhar a edição de novas normas e implementá-las.

Uma atividade relevantemente burocrática, cujo principal objetivo era garantir a correção dos pagamentos dos impostos da empresa.

A partir desse momento, o aumento da complexidade das normas tributárias e a necessidade de interpretá-las, ou até mesmo discuti-las em juízo, fez com que cada vez mais as áreas tributárias fossem lideradas por juristas. Estes, em sua maioria, vinham dos escritórios de advocacia e empresas de consultoria / auditoria, os quais recebiam este movimento de muito bom grado, pois os profissionais que emigravam tornavam-se potenciais novos clientes.

Essa prática funcionou muito bem por mais de duas décadas e a área fiscal perdeu seu caráter meramente burocrático para ganhar ares jurídicos. Em algumas empresas, as áreas fiscais foram, inclusive, integradas aos departamentos jurídicos e surgiram as grandes discussões processuais tributárias dos anos 1980 e 90.

O incremento da complexidade da legislação tributária, entretanto, permaneceu crescente e alçou a área fiscal das empresas a uma posição bastante relevante para o negócio da empresa. Ao mesmo tempo, a profusão de novas normas e o próprio amadurecimento da atividade de fiscalização acabaram por desenvolver estruturas tributárias próprias para cada segmento de indústria.

Com todas essas mudanças, nada mais natural que uma transformação no perfil do líder da área tributária. Não há mais espaço nas empresas para o advogado que restringe sua atividade a divulgar normas e emitir pareceres complexos.

Hoje, o profissional tributário precisa conhecer bem o negócio da organização em que trabalha e saber traduzir para seus diretores e acionistas quais os impactos e riscos fiscais do seu negócio. E tudo isso de forma prática e mensurável. Além do conhecimento técnico, ele tem que ser um dos guardiões da saúde financeira e da imagem da instituição. Assim vemos nascer a figura do gestor tributário.

Empresas de grande porte hoje possuem diretorias tributárias e as estratégias e decisões fiscais são parte relevante das discussões do board. Baseiam-se não mais apenas em pareceres técnicos, mas em planilhas com demonstração de impactos financeiros, matrizes de avaliação de riscos, planos de ação etc.

Na área de petróleo e gás, em especial, na qual a legislação tributária é ainda imatura, a gestão fiscal depende de muita interpretação e experiência na tomada de decisões.

Ações rotineiras como a simples mudança de estruturas logísticas para atender demandas de conteúdo local ou até o recebimento de uma fiscalização devem ser feitas com muito cuidado e por quem efetivamente conhece tão bem o negócio quanto a tributação a fim de se evitarem perdas ou embates tributários desnecessários.

A recente estruturação das obrigações fiscais eletrônicas e a adoção cada vez maior de sistemas de informática integrados fazem com que este gestor tenha que ter, também, conhecimentos da estrutura de tecnologia de sua empresa.

Saem de cena, pois, os juristas puros de ontem que não demonstram habilidade para implementar e gerir controles e ações e surgem nos organogramas das empresas, líderes tributários com formações diversas que buscam assessoria técnica robusta, mas que têm como alvo fazer com que a área tributária seja vista como parte integrante do negócio da empresa.

O caminho até consolidar o perfil deste gestor tributário é longo. Mas, nesse novo ciclo, quem pode assessorar estes gestores?

Que venha o futuro!

Na contramão da prática em que advogados migram de escritórios e empresas de consultoria para gerenciar departamentos fiscais, grandes multinacionais estão perdendo diretores tributários, que agora optam por atuar como advogados e consultores externos.

Beth Pessoa Ramos trabalhou mais de 20 anos como executiva e, recentemente, deixou o cargo de diretora tributária de uma das maiores empresas multinacionais do país para fazer sua “migração improvável” e lançar-se advogada e consultora tributária de empresas como sócia líder no escritório Beth Pessoa Ramos Advogados.

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gás não convencional

STOP FRACKING?

Os impactos da exploração do Gás de Folhelho Betuminoso no mundo e a situação do Brasil frente à recente e promissora incursão em busca do gás não convencional.

O início da exploração com fins comerciais dos recursos de gás não convencional do Brasil tem data marcada para o ano de 2013. Os blocos exploratórios onshore previamente oferecidos nas bacias do Paraná e São Francisco já passam por sísmicas e testes avaliativos, porém, com o advento da 11ª e 12ª rodadas de licitações da ANP – esta última ofertando de forma inédita somente blocos de gás, esperada para novembro de 2013 – a incursão brasileira na busca pelo desenvolvimento do seu plantel energético tem mais um capítulo importante a se iniciar.

A

atual dependência nacional do gás natural boliviano, que chega a atingir quase 40% da parcela que esse recurso ocupa na matriz energética nacional (cerca de 10%), e o fato de que os importantes 15% em energia oriundos de fontes hidrelétricas estarem sujeitos a fatores climáticos, o que traz quase que anualmente o receio de um “apagão” energético, demonstra a importância de dar uma finalidade estratégica a esse recurso de gás não convencional que, segundo estimativas do Departamento de Energia dos Estados Unidos (EIA), está entre os dez maiores reservatórios do mundo.

Enquanto na França o Fracking foi proibido inclusive para fins de pesquisa e na América do Norte o método e suas implicações técnico-ambientais são debatidos e pesquisados há anos nos meios científico e civil, chegando a repercutir nas televisões em documentários, como Gasland, Truthland, e em Hollywood com o filme Promised Land, no Brasil não há pesquisas relativas à técnica aplicada para produção de Gás em Folhelhos Betuminosos – processo que difere do Fraturamento Hidráulico tradicional, em que órgãos como o Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (Ibama), Ministério do Meio Ambiente (MMA) e a Agência Nacional de Água (ANA) admitem não existir nada específico sendo estudado.

Desenvolvimento

Gabriel Santos Cerqueira é engenheiro de petróleo pela Universidade Vila Velha, no Espírito Santo.

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O Fraturamento Hidráulico em Grande Volume, High Volume Hydraulic Fracturign (HVHF), conhecido como Fracking é um método de estimulação de poços utilizado para maximizar sua produtividade ou injetividade por meio do bombeio de um fluido acima da pressão de fratura da formação. O fluido fraturante contém basicamente água, aditivos químicos e um agente de sustentação, conhecido como propante, que tem por finalidade sustentar as fraturas que admitem o curso de fluidos da formação para o poço (US EPA, 2011).

Segundo Bamberger e Oswald (2013), o poço do Cel. Drake em 1859 na cidade de Titusville, Pensilvânia, é historicamente difundido como o início da exploração comercial de petróleo. Outrossim, a cidade de Fredonia, Nova York, é o berço da indústria do gás natural, o que remete

Foto: Stock.xcng

ao ano de 1821. Através dos três séculos seguintes, milhões de poços de gás natural foram perfurados e, a partir de 1948, também fraturados ao redor do mundo sem muitos protestos. Porém, com a adoção da técnica de Fraturamento Hidráulico em Grande Volume o processo (nesse caso para produção em reservatórios não convencionais) passou a ser visto com grande receio pela comunidade técnica, científica e civil, trazendo consigo desconfianças quanto à sua segurança e sustentabilidade.

A recente e revolucionária técnica de estimulação para a produção em reservatórios não convencionais, como é o caso do Gás de Folhelho Betuminoso (Shale Gas), difere do Fraturamento Hidráulico utilizado em reservatórios convencionais que teve início na indústria do petróleo há cerca de 65 anos. Os estudos de Bamberger e Oswald (2013) mostram que a prática de fraturar hidraulicamente foi introduzida na indústria do petróleo para aumentar a produção de hidrocarbonetos em reservatórios de permeabilidade limitada quando poços verticais eram perfurados e quantidades relativamente pequenas de água e pressão introduzidas na formação, fraturando-a e propiciando o fluxo de óleo e gás. Estima-se que hoje, no HVHF, para cada estágio de faturamento sejam utilizados até 5 milhões de galões de fluido.

Ao considerar a espessura relativamente pequena dos reservatórios de gás de folhelho betuminoso, que nos Estados Unidos não excede 90 m, a indústria petrolífera aderiu, de acordo com os estudos de Wood et al. (2011), à técnica de Perfuração Direcional (Di-

rectional Drilling), que permite fornecer ao poço horizontalidade e seguir a perfuração em profundidade, propiciando maior alcance à típica grande extensão dos reservatórios de Shale Gas, maximizando assim sua produtividade por área e consequentemente o retorno financeiro. Um poço de 1 km de lateralidade pode sofrer até 13 estágios de fraturamento onde se utiliza pressões de 5.000 a 10.000 psi. Desde as primeiras experiências com Gás de Folhelhos Betuminosos, novas técnicas têm sido desenvolvidas para tornar esse recurso rentável e hoje o processo de recuperação de gás destes reservatórios está estabelecido basicamente pelos dois processos previamente elucidados, High Volume Hydraulic Fracturing e Directional Drilling, além dos Arranjos de Múltiplos Poços (Multi-well pads) que agrupam em pequeno espaço em média seis a oito poços direcionais e a técnica de Fraturamento com Fluido Gelificado (Slickwater Fracturing) que se utiliza de compostos químicos em gel para redução da fricção do fluido e consequente perda de carga de bombeio.

Com a união de métodos relativamente novos, a viabilização da indústria do gás de folhelho betuminoso trouxe consigo problemas técnicos e ambientais não tão recentes. Como todo empreendimento de grande porte, a extração do gás não convencional tem levado a pequenas cidades de alguns países do mundo, mas principalmente dos Estados Unidos, sérios problemas ambientais. Superpovoamento, contaminação da água, do ar e aumento do tráfego de veículos pesados são alguns dos relatos negativos mais TN Petróleo 91

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gás não convencional

comuns, assim como em outra perspectiva a diversificação da economia local, o pagamento de royalties, investimentos em infraestrutura e a drástica baixa do preço do gás nos últimos anos são impactos também levados em consideração. As preocupações relativas ao uso e contaminação das águas subterrâneas e do ar são as que mais levam o clamor público a reagir perante a comunidade, companhias produtoras de gás e também frente à mídia. Tamanho é o rogo que Hollywood lançou em 2012 o filme Promised Land, que trata dos problemas enfrentados por uma pequena cidade na qual grandes empresas começam a explorar o Shale Gas, este precedido por dois documentários que rodaram o mundo, Gasland e Truthland, os quais mostram distintamente uma face dos impactos da indústria do gás de folhelho betuminoso.

Em vista das denúncias e disseminações especulativas por mídias muitas vezes não especializadas, a comunidade científica mundial tem se dedicado a explorar o que é mito e o que é fato quando se trata da obtenção de gás não convencional via HVHF. Dois dos maiores e mais famosos especialistas nos temas Fracking e Shale Gas são os norte-americanos Anthony R. Igraffea e Terry Engelder. Protagonistas de debates em todo o território estadunidense, Igraffea, Ph.D. em Engenharia Civil e professor da Universidade de Cornell (NY) é mais cético quanto à utilização da técnica. Em contrapartida, Engelder, Ph.D. em Geociências e professor da Universidade Penn State (Pensilvânia) é defensor dos atuais métodos de exploração e tido como o “pai” da grande acumulação de Marcellus Shale, no mesmo estado.

Visões à parte, ambos os pesquisadores trabalham com a teoria que em zona produtora, poço e locação, a maior parte dos problemas técnico-ambientais que impactam o ambiente e a saúde humana estão relacionados com a Migração de Metano (Methane Migration) e a Intrusão de Lama contaminada em Aquíferos (Mud Intrusion on Groundwater), ou The Meth-Mud Problem, o que leva a se considerar que tais questões estão relacionadas basicamente à má completação e cimentação dos poços além da corrosão dos revestimentos por substâncias tóxicas, dispensando as possibilidades remotas de migração dos fluidos do reservatório até aquíferos rasos via formação rochosa.

As polêmicas relacionadas à utilização do Fracking para explorar os depósitos de gás de folhelho betuminoso tem se tornado cada vez mais frequentes não só nos Estados Unidos más em todo o mundo. Das Américas até o eixo Ásia-Oceania, os países que contêm estimativas de reservatórios vêm sofrendo processos contínuos de proibição e admissão da prática de fraturamento para produzir gás de fonte não convencional.

Com suas acumulações significativas, baseadas nos estudos do Serviço Geológico Norte-americano, a Índia já manifestou o interesse em desenvolver essa 186

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possível fonte de energia a fim de sustentar a pujança do crescimento interno. A exemplo do Brasil, o ministro do Petróleo local anunciou que pretende realizar leilões de blocos de Shale Gas até o fim de 2013. A China, detentora da maior reserva desse recurso no mundo, tem planos ambiciosos – como lhe é característico – de iniciar a produção em larga escala de gás não convencional em cinco anos, porém o fato de o Estado chinês ser detentor de todas as reservas do país faz com que os investimentos privados se tornem menos atrativos ou aconteçam de forma lenta.

A Austrália, assim como a China, está entre os países detentores das maiores acumulações e tem planos de se tornar o maior exportador mundial de LGN. Empresas como a Chevron, que lidera com investimentos da ordem de 350 milhões de dólares na Bacia de Cooper, buscam replicar o fenômeno visto nos Estados Unidos. Porém em um país que sofre anualmente com grandes secas, a utilização de água em larga escala traz grandes preocupações. Lugares como New South Wales e o estado de Victoria experimentam proibições ao método de fraturamento até que o governo determine uma regulação própria.

Na Europa, países como França, Bulgária, Romênia, República Tcheca, Áustria e Suíça, dentre outros, passam por processo de proibição do Fracking, porém Reino Unido e Polônia se encontram em constante pesquisa a fim de acessar seus recursos de gás não convencional. Apesar do pioneirismo na proibição do Fraturamento Hidráulico em Grande Volume, inclusive para fins de pesquisa, que começou no governo Sarkozy e manteve-se no atual governo Hollande, a França manifestou seu interesse em cooperar com a exploração e desenvolvimento dos grandes recursos de Shale Gas dos países do Norte da África, em especial a Argélia, que teve a exploração de gás não convencional oficialmente autorizada em março de 2013.

Juntamente com os países da parte norte do Saara, a África do Sul é hoje o país tido como detentor da quinta maior reserva de gás de folhelho betuminoso do mundo. Em setembro de 2012 o governo da África do Sul destituiu a proibição da prática de Fraturamento Hidráulico em Grande Volume que vingava no país. O gás de folhelho betuminoso ainda não é parte do plantel energético do continente africano, porém a determinação política dos países do norte demonstra uma perspectiva futura de abastecimento da Europa com o gás não convencional do norte do Saara.

Seguindo o exemplo dos Estados Unidos, o México, detentor da quarta maior reserva mundial, começou um programa de exploração de três anos através da sua empresa estatal, a Pemex. O início da produção das acumulações nacionais que rondam os 680 trilhões de metros cúbicos (tcf) é esperado para cinco ou oito anos sendo parte de um programa da política

estratégica de energia do governo. A Argentina, que também ronda entre as cinco maiores acumulações de Shale Gas do mundo, tem como líder na exploração em seu território a estatal YPF que planeja uma gama de 132 poços na acumulação de Vaca Muerta até o ano de 2014, visando reduzir a dependência de importação de gás boliviano, situação esta que compartilha com o Brasil.

Os depósitos brasileiros, hoje entre os dez maiores do mundo podem vir a crescer de forma dramática, pois os estudos ainda prematuros das acumulações nacionais somente levam em consideração a Bacia do Paraná. Grandes acumulações são esperadas nas bacias do Solimões, São Francisco, Recôncavo e Parecis, podendo elevar as reservas de gás não convencional brasileira, que já é tida como maior que o potencial de gás do pré-sal, para níveis que rondam as cinco maiores acumulações de gás não convencional do mundo.

A imaturidade da pesquisa nacional relacionada tanto a essa fonte revolucionária e abundante de hidrocarboneto quanto ao método aplicado à sua extração é hoje um dos principais problemas do início da exploração sustentável do gás de folhelho betuminoso brasileiro. Assim, chega o momento de se dá o início formal da incursão brasileira ao gás não convencional com a Rodada de Licitações da ANP que será um marco na exploração de hidrocarbonetos no Brasil por visar única e exclusivamente a exploração dos reservatórios nacionais de Gás de Folhelho Betuminoso e Gás convencional.

A dependência nacional do gás boliviano e os problemas técnico-logísticos que remetem à utilização do gás do pré-sal são fontes de motivação para o desenvolvimento da indústria do gás não convencional brasileiro. Devido ao grande percentual de energia gerado por fontes hidrelétricas estarem sujeitos a secas e estiagens, que este ano já levaram a discussões quanto a uma extensão do contrato de fornecimento do gás boliviano, o Brasil se mostra, apesar de uma economia crescente, frágil em um setor primordial ao desenvolvimento e diversificação do plantel econômico nacional.

Assim, o incentivo à pesquisa, em prol do desenvolvimento sustentável de uma fonte que promete ser o elo transitório entre os combustíveis fósseis poluentes e as energias renováveis e de baixo carbono, se mostra primordial, pioneiro e, em certo modo, graças ao foco unidirecional rumo ao pré-sal, um pouco tardio.

Por meio dos exemplos de pesquisa, desenvolvimento, prática e proibição do método de Fraturamento Hidráulico em Grande Volume para reservatórios de gás de folhelho betuminoso em países como China, Argentina, África do Sul, Reino Unido, França, Canadá e, principalmente, Estados Unidos, o governo deve incentivar – não somente em meio técnico, mas também acadêmico – as pesquisas relacionadas às diferentes frentes de aproximação que levarão ao entendimento e definição das melhores práticas para a regulamentação e fiscalização da exploração dos recursos de gás de folhelho betuminoso nacional.

O caminho para tal entendimento passa pela devida observação dos exemplos mundiais expostos e em especial à experiência norte-americana que, devido à sua legislação (a autonomia dos estados em produzirem suas próprias leis mesmo que relacionadas a problemas comuns) traz um leque incomensurável de aproximações, adequadas ou não, à regulamentação da indústria do gás não convencional brasileiro. A investigação dos “Mitos do Fracking” como a migração de fluidos do reservatório de gás para os aquíferos em subsuperfície já vem sendo estudada ao redor do mundo e leva às conclusões que caso não haja um estudo de sísmica ruim, o qual não identifique fraturas preexistentes que ligam o reservatório a fontes de águas em subsuperfície, a migração de fluidos via formação é técnica e cientificamente improvável.

Outro caminho que busca sanar o problema do provável elo fraco entre a exploração comercial dos recursos de gás de folhelho betuminoso e a sustentabilidade da referente indústria é o desenvolvimento de técnicas de completação e cimentação de poços, passando desde estágios de simulação computacional, técnica amplamente utilizada por diversas indústrias além da petrolífera, pelo desenvolvimento de novas tecnologias como as Green Completions que buscam reduzir as emissões de metano, até a síntese ou descoberta de aditivos ao cimento que busquem sanar problemas quanto à migração de gases em anular de poço que também fora o elemento desencadeador do maior desastre da indústria do petróleo na plataforma Deepwater Horizon, poço de Macondo, Golfo do México em 2010.

Referências US EPA. Plan to study the potential impacts of hydraulic fracturing on drink water resources. Washington, D.C. USEPA, 2011. (EPA/600/R-11/122).

BAMBERGER, M.; OSWALD, R. E. Sience and Politics of Shale Gas Extraction. New Solutions: A Journal of Environmental and Occupational Health Policy. 23, 9-12p, 2013.

WOOD, R. et al. Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts. Relatório da Universidade de Manchester , Manchester, 2011.

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regime aduaneiro

A mudança no regime especial de

entreposto aduaneiro

A Lei 10.833, de 29/12/2003, em seu artigo 62, autorizou, quando de sua publicação naquele mesmo ano, que o regime de entreposto aduaneiro fosse operado também em plataformas destinadas à pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural em construção ou conversão no Brasil, contratadas por empresas sediadas no exterior.

A

Ana Paula Alves Rocha é diretora de Operações da LDC Comex. É formada em Psicologia (UFF), pós-graduada em Negócios de Petróleo e Gás Natural (Coppe/UFRJ) e em Comércio Exterior/Ecex (UFRJ). Consultora com sólido conhecimento e domínio das legislações e regimes referentes a comércio exterior e aduana, é sócia fundadora da LDC Comex Experienced, onde é responsável pela diretoria de Operações.

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utorizou, ainda, sua operação em estaleiros navais ou em outras instalações industriais, localizadas à beira-mar, destinadas à construção de estruturas marítimas, plataformas de petróleo e módulos para plataformas. Esta autorização estava condicionada à autorização prévia da Secretaria da Receita Federal, responsável também por estabelecer os requisitos e condições para a operação do regime nestas novas situações.

Sendo assim, a Secretaria da Receita Federal publicou a Instrução Normativa SRF 513, de 17/02/2005, dispondo sobre a operação do regime aduaneiro especial de entreposto aduaneiro em plataformas, sendo o grande benefício deste regime permitir a importação e a aquisição de mercadorias nacionais com a suspensão dos impostos federais.

A autorização concedida pela Lei 10.833, em 2003, surgiu da necessidade de um regime aduaneiro especial que concedesse benefícios tributários a empresas brasileiras exportadoras do mercado de óleo e gás, para que se tornassem mais competitivas internacionalmente. O regime aduaneiro especial de entreposto aduaneiro não só tornou a indústria nacional mais competitiva, mas permitiu que sua qualificação em curva ascendente, além do grandioso renascimento da indústria naval brasileira.

Após a construção de muitas plataformas de petróleo, a indústria nacional relacionada a plataformas, estruturas marítimas, módulos, cascos e outros equipamentos relacionados expandiu-se e qualificou-se. A indústria da construção naval, segundo dados do Sindicato Nacional da Indústria de Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), passou de dois mil empregos em 2000 para mais de 56 mil empregos em 2010. Os financiamentos anuais do Fundo de Marinha Mercante (FMM) aumentaram de R$ 300 milhões em 2001 para R$ 2,4 bilhões em 2009.

Assim, constatamos a importância do artigo 62 da Lei 10.833.

A indústria cresceu, e também cresceu a demanda por construção de plataformas, módulos, cascos, navios-sonda, e outros equipamentos necessários ao crescimento da prospecção e exploração de petróleo em campos brasileiros. E surge outra vez a necessidade de espaço

Foto: Divulgação Estaleiro Mauá

para que a indústria nacional possa acompanhar este crescimento. (E mais uma vez falamos do artigo 62 da Lei 10.833. Este artigo foi alterado pelo artigo 23 da Lei 12.844, de 19/07/2013, introduzindo alterações significativas para o setor.)

Antes da Lei 12.844, o regime aduaneiro especial de entreposto aduaneiro para construção de plataformas podia ser operado em: instalações portuárias de uso privativo misto, plataformas de petróleo destinadas à pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural em construção ou conversão no país, contratadas por empresas sediadas no exterior, e também em estaleiros navais ou outras instalações industriais localizadas à beira-mar, destinadas à construção de estruturas marítimas, plataformas de petróleo e módulos para plataformas.

Agora, após a publicação da Lei 12.844, o regime aduaneiro especial de entreposto aduaneiro para a construção de plataformas podia ser operado em: instalações portuárias; bens destinados à pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural em construção ou conversão no país, contratadas por empresas sediadas no exterior e relacionados em ato de Poder Executivo; estaleiros navais ou em outras instalações industriais, destinadas à pesquisa e lavra de jazidas de petróleo e gás natural em construção ou conversão no país, contratadas por empresas sediadas no exterior e relacionados em ato de Poder Executivo.

A primeira alteração refere-se à autorização para operação do regime em instalações portuárias, sem haver a exigência de tratar-se de instalação portuária de uso privativo misto. Esta alteração tem impacto para empresas que operam o regime de entreposto aduaneiro sob a regulamentação da Instrução Normativa 241, de 06/11/2002.

A segunda alteração amplia a aplicabilidade do regime a bens em construção ou conversão no país, vinculando-a a uma lista que deverá ser definida em ato do Poder Executivo. A última alteração retira a obrigatoriedade das instalações industriais que podem ser autorizadas a operar o regime de situar-se à beira-mar.

De fato, a segunda alteração foi a mais impactante para o mercado. O fato de vincular a aplicabilidade do regime de entreposto aduaneiro a uma lista previamente definida de certa forma engessa toda a indústria.

Concluímos então que a definição dos equipamentos que constarão nesta lista é fundamental para o futuro da indústria de óleo e gás brasileira.

Não podemos correr o risco de deixar equipamentos essenciais à prospecção e produção e petróleo fora desta lista, fato que tornaria projetos inteiros inviáveis do ponto de vista econômico, afetando diretamente não só a indústria nacional, mas também todos os trabalhadores que se beneficiam com o crescimento e qualificação de nossa indústria.

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fino gosto

Escondidinho, a revelação da boa comida brasileira por Orlando Santos

Localizado num dos becos do centro histórico do Rio, o Escondidinho é, seguramente, um dos restaurantes mais conhecidos e festejados da cidade, em especial pela sua fiel clientela, muitos com idade superior à do estabelecimento, que tem mais de seis décadas. O Escondidinho funciona no mesmo lugar desde 1947. E aos 66 anos exibe uma invejável vitalidade.

m

Escondidinho Beco dos Barbeiros, 12 Entre as ruas Primeiro de Março e do Carmo Telefone: 2242-2234 190

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Maior prova disso é o fato de que, diante de tantos clientes, a direção da casa reativou recentemente o salão superior que só atendia a grupos especiais. Uma boa alternativa para todos, já que a casa teve sua capacidade aumentada em mais de trinta lugares, além do espaço para cem comensais do salão principal.

As filas na porta, em especial às sextas-feiras, continuam chamando a atenção de quem passa por ali... todos em busca de pratos bem servidos, o que transformou esta singela casa num ponto de referência da culinária brasileira.

O chef José Hugo Celidonio é um dos entusiastas do lugar e já manifestou essa impressão mais de uma vez, em especial pela predileção por um dos pratos mais solicitados: a costela bovina com farofa de ovo e feijão-manteiga.

Fotos: TN Petróleo

As sugestões Carnes: Costela tradicional Escondidinho com farofa de ovo; Costela especial com agrião e aipim Peixes: Cabeça de peixe Escondidinho; Polvo com arroz e brócolis, ou à espanhola; Polvo com arroz e brócolis e camarão, regado no azeite Especiais do Dia 2ª feira – Frango com quiabo e feijão-manteiga 3ª feira – Rabada com polenta e agrião 4ª feira – Cozido à portuguesa 5ª feira – Lombo de Minas 6ª feira – Moqueca à baiana

Fotos: Divulgação

Nas redes sociais, os comensais garantem que esse prato é inesquecível! Às sextas-feiras são servidos perto de cem deles... a costela chega à mesa do cliente quase desmanchando.

Outro prato que desperta a atenção é a cabeça de cherne (ou badejo), em geral solicitada com um dia de antecedência, para que a direção possa adquirir o peixe e prepará-lo para o cliente. Esse prato é servido há 30 anos na casa!

Na cozinha, quatro cozinheiros, todos com mais de 20 anos de casa, cuidam, desde cedo, da preparação dos pratos que integram o cardápio e que serão servidos de segunda a sexta. A começar pelo frango com quiabo, passando pelo cozido à portuguesa, a rabada e a moqueca baiana – servida às sextas, com os ingredientes da culinária típica, não faltando o tradicional azeite de dendê e o leite de coco.

Comando português - Fundado em 1947 pela mineira de Três Corações, Maria de Lourdes, já falecida, e pelo português Delfin Pereira Felgueiras, hoje com 90 anos, o Escondidinho começou modestamente pelas mãos do casal. Aos 66 anos é um ponto de referência gastronômica do Rio. Há mais de cinco anos a casa está sob o comando do português Abílio Rodrigues, de 68 anos, e de seu filho Alexandre, de 38. Eles são os principais responsáveis por dar continuidade ao empreendimento que é símbolo de uma gastronomia que preserva os ingredientes brasileiros, a preços modestos e com bastante fartura: qualquer prato do cardápio dá tranquilamente para três pessoas!

O Escondidinho tem, além dos clientes fiéis, a frequência de uma nova geração formada principalmente por advogados, profissionais do mercado financeiro e executivos da área de petróleo, gás e energia, cujas empresas são localizadas nas proximidades do restaurante.

Novas casas, como a Lampadosa, da chef Simone, e o Uniko, na Galeria do antigo prédio da Sul América, e o Maneniko, no mesmo espaço, chegaram para valorizar o polo gastronômico do Centro Histórico.

E assim, o Escondidinho continua reinando absoluto quando se trata de pratos típicos do nosso imenso e rico cardápio regional. É só conferir.

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Foto 1: Arquivo Claudio Garofalo

Foto 2: Arquivo fotográfico Musei Capitolini

coffee break

A herança do sagrado: por Orlando Santos

a fé e a esperança em forma de arte

Dentre os legados que a visita do papa Francisco deixou na cidade, um ainda permanece fisicamente no Centro do Rio, atraindo milhares de pessoas. Tratase da belíssima exposição A Herança do Sagrado: Obras-primas do Vaticano e de Museus Italianos, montada no segundo andar do Museu Nacional de Belas Artes, e que vai até 13 de outubro – devendo receber mais alguns milhares de visitantes que não querem perder esta rara oportunidade.

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S

Foto: Fabbrica di San Pietro in Vaticano Foto: Arquivo fotográfico – Civici Musei d’Arte e Storia di Brescia

Mostra única - O professor Giovanni Morello, curador, e a diretora do MNBA, Monica Xexeo, são unânimes em afirmar que esta mostra, aberta juntamente com a Jornada Mundial da Juventude, em julho, no Rio, é única em razão da amplitude do seu tema e por reunir grandes mestres e artistas dos períodos artísticos do Renascimento e do Barroco italianos.

Para Monica, esta é, sem dúvida, uma das exposições mais relevantes realizadas na América do Sul, abordando a arte de um dos períodos mais criativos da arte italiana.

Se o papa Francisco já tinha deixado tantos legados durante a sua passagem de uma semana pela cidade, alguns até hoje nas mentes e corações de todos os brasileiros, esta exposição, sem dúvida, reacende a fé e a esperança em valores permanentes na busca de uma sociedade mais justa e equilibrada, tendo como pano de fundo a beleza da criação artística.

Foto: Biblioteca Apostólica Vaticana

agrado, como é simplesmente chamado nas rodas de bate-papos sobre arte, apresenta mais de cem obras-primas de grandes mestres da tradição pictórica italiana, como Michelangelo, Leonardo da Vinci, Caravaggio, Bernini, Ticiano, Andrea Mantegna, entre outros.

As sete salas da exposição reúnem pinturas, esculturas, joias e relíquias divididas em quatro módulos.

O primeiro abrange as representações dos diversos episódios da vida de Cristo, com obras de Ticiano e Peter Paul Rubens.

O segundo módulo é rico em obras da tradição antiga e exibe um achado arqueológico vindo dos museus vaticanos: as imagens dos apóstolos Pedro e Paulo, representados com vestes romanas – neste módulo, destaque para a obra Conversão de São Paulo, de Baciccio.

Tendo como tema a Virgem Maria, o terceiro módulo começa com um livro de horas, manuscrito da Biblioteca Apostólica Vaticana, aberto na página que contém uma iluminura de Francesco Rosselli, um dos maiores miniaturistas da Renascença Florentina, representando a Anunciação. Merece destaque a Pietá, um baixo-relevo atribuído a Michelangelo Buonarroti, também proveniente da Biblioteca Vaticana, onde o curador da mostra, Giovanni Marello, trabalhou por 30 anos. Ao redor dessas obras-primas, destacam-se trabalhos de grandes mestres e um destaque especial: Nossa Senhora Aparecida, padroeira do Brasil.

O último módulo é uma grande galeria de pinturas de santos, entre os quais São Sebastião, padroeiro do Rio de Janeiro.

Essa obra de Guido Reni, proveniente da Pinacoteca Capitolina de Roma, está acompanhada de um antigo relicário do século IX, que conservava a cabeça de São Sebastião, vindo dos museus vaticanos. Junto a esse relicário estão expostos outros objetos preciosos, obras de artistas renomados ou de artesãos desconhecidos, além de obras-primas de Ticiano, Caravaggio, Guido Reni, e Maratta, entre outros.

A Herança do Sagrado: Obras-primas do Vaticano e de Museus Italianos De 10 de julho a 13 de outubro de 2013.

Museu Nacional de Belas Artes Av. Rio Branco, 199 – Cinelândia, Rio de Janeiro/RJ Funcionamento: das 9h às 21h, de terça a domingo Entrada gratuita Informações sobre a exposição e visitas guiadas: (21) 2219 8474 TN Petróleo 91

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indicadores tn feiras e congressos

Setembro

16 a 19 - Cingapura 14th Annual FPSO Congress 2013 Local: Cingapura Tel.: +65 6722 9451 email: dinesh.kumar@iqpc.com.sg www.iqpc.com.sg

Outubro

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

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 23 a 25 - Dubai Arabian Water & Power Forum Local: Dubai Tel.: +44 20 7978 0336 email: kwetselaar@thecwcgroup.com www.thecwcgroup.com

24 a 26 - Brasil Rio Pipeline Local: Rio de Janeiro Tel.: (21) 2112 9033 email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.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

15 a 16 - Holanda Deepwater Operations 2013 Local: Amsterdam, Holanda Tel.: +0031 10 209 2675 email: ls@navingo.com www.offshore-energy.biz

21 e 22 - Brasil 13ª Conferência Internacional DATAGRO sobre Açúcar e Etanol Local: São Paulo Tel: +55 11 4191 6994 email: conferencia@datagro.com.br www.conferenciadatagro.com.br

28 a 30 - Inglaterra NOCs & Governments Summit Local: Londres, Inglaterra Tel. 44 20 7978 0029 email: emcginn@thecwcgroup.com www.thecwcgroup.com

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

2 a 4 - México Latin Oil & Gas Deepwater Local: Cidade do México, néxico Tel.: 44 20 7978 0029 email: emcginn@thecwcgroup.com www.thecwcgroup.com

Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 3221-7500 ou webmaster-tn@tnpetroleo.com.br 194

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de Susana Falchi, CEO da HSD Consultoria em Recursos Humanos e membro do Comitê de RH do IBGC

opinião

Desvio de conduta

é um risco iminente O desafio de conseguir bons profissionais é cada vez mais intenso e qualquer deslize na hora de escolher o perfil certo acarreta grandes prejuízos potenciais. Para o setor de petróleo e gás, o problema toma uma dimensão ainda maior: executivos com desvios de conduta e sem preparação podem levar a danos não só materiais e de imagem, mas a falhas catastróficas, com prejuízos ambientais e até a morte de colaboradores ou outros envolvidos no processo de produção.

A

HSD realizou um levantamento a partir dos processos de assesment realizados por sua equipe em empresas de médio/ grande porte dos mais diversos setores econômicos, inclusive petróleo e gás. Após compilarmos os dados, os resultados nos surpreenderam e alarmaram: 20% das cinco mil pessoas ocupantes de cargos executivos avaliadas possuem desvio de conduta, com potencial risco de prejuízos financeiros. Todos os que faziam parte deste percentual mentiam e escondiam seus erros.

Sim, percebemos que um em cada cinco profissionais pensam mais em como tirar proveito da organização na qual trabalham do que em como podem contribuir para o crescimento da empresa como um todo. E, como todos os envolvidos na pesquisa encontravam-se em posições estratégicas, o risco é inerente.

Mas, e se essa pessoa for responsável pela área de exploração de petróleo e gás? Qual é a garantia de que as providências de segurança e os controles estão corretos? O risco sai apenas do âmbito financeiro e dá até calafrios de pensar.

Nossa pesquisa foi ainda mais longe. Dentre os 20% que apresentam desvio de conduta, 25% têm desvio de caráter com tendência a desvio de valores financeiros, ou seja, cobram comissões de fornecedores, desviam mercadorias ou apropriam-se indevidamente de recursos. Tal fato faz me lembrar as

diversas histórias de prédios que desabaram porque a construtora usou areia do mar...

Surpreendentemente, o perfil comportamental do ser humano nas empresas, seja do setor de petróleo e gás, ou qualquer outro, não é tratado como risco nas organizações. Algumas empresas, inclusive, relutam em tomar decisões para o desligamento de executivos e a justificativa é de que estes “profissionais” trazem resultados para o negócio.

Ora, se há desvio de conduta comprovada, uma ação imediata e contundente deveria ser a ordem e não uma discussão.

E há outro problema ligado especificamente ao setor de petróleo e gás: faltam profissionais qualificados nesse segmento. Assim, quando o desvio de conduta chega ao alto escalão, uma das perguntas é: por quem vou trocar? Já foi tão difícil conseguir esse... Tal desculpa é até compreensível, porém não aceitável, sobretudo no momento atual em que falamos de governança, sustentabilidade e da necessidade de uma boa gestão de risco. Portanto, o mapeamento de perfil comportamental torna-se prioritário em cargos estratégicos. Caso contrário, o dano material, de imagem e ambiental torna-se um perigo iminente.

Como as empresas podem atuar preventivamente?

1. Mapear o perfil comportamental de todos os profissionais selecionados (e não somente comTN Petróleo 91

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opinião

Comportamento

%

Impacto

Omite/esconde erros*

100

Relatórios gerenciais alterados ou maquiados/Falta de transparência nos processos/Falta de clareza na condução da área

Desvio de caráter devido à autoimagem inflada

28

Não respeita limites/Passa por cima de regras/Passa por cima das pessoas/Manutenção da imagem autocriada

Desvio de caráter, com tendência a desvio de valores financeiros

25

Cobra comissões de Fornecedores/Desvios de mercadorias/ Apropriação indevida de valores

Dissimulação/mentira/ intriga

22

Apresenta situações diferentes da realidade/Enfeita as situações para ficar “bem na fita”/Esconde as reais intenções/Finge emoções que não sente

Desvio de caráter devido a baixa autoconfiança

13

Manipulador para seus próprios interesses/Volátil, muda de posicionamento de acordo com as situações, somente para não se comprometer/Não interage com seus pares e equipe/Desconfiado/ Centralizador, não delega

Desvio de caráter devido a estrutura emocional fragilizada

8

Cria-se uma dependência patológica da equipe/Não traz assertividade em suas colocações (fala, mas, não diz)/Fica em “cima do muro” em todas as situações

Desvio do comportamento sexual

4

Assédio sexual/Assédio moral

*O comportamento esconder/omitir erros está associado aos demais comportamentos, por isso aparece como 100% dos casos avaliados.

portamentos observáveis, mas também os fatores estruturantes da personalidade); 2. Ter seus sistemas de controle aperfeiçoados para não ter dependência humana no que tange os indicadores gerenciais, principalmente; 3. Ter processos integrados que assegurem entradas, processamentos e saídas que possam ser controlados.

4. Desenvolver a cultura de ética e integridade nas organizações com plano de consequências; 5. Valorizar os resultados no médio e longo prazo; 6. Rever o sistema de bônus executivo, vinculando seu ganho aos resultados de longo prazo; 7. Desenvolver políticas de RH que sejam permeadas pela visão de gerenciamento de riscos.

ANUNCIANTES DA EDIÇÃO ABS - pág. 7 e 47 Aerodinâmica - pág. 29 Alimaq - pág. 139 Altus - pág. 103 Asa Brasil - pág. 105 Bahia Gás - pág. 65 Baritech - pág. 143 BP - pág. 1 Brasfels - pág. 55 Bravante - pág. 64 C&C - pág. 53 Caixa Econômica - pág. 51 Cashco - pág. 33 CdS - pág. 52 CGG - pág. 43 Chemtech - pág. 119 Clariant - pág. 39 CMO - pág. 73 Ecopetrol - pág. 61 Enmac - pág. 99

Falcão Bauer - pág 13 Fiamm - pág. 145 Firjan - pág. 21 FMC Technologies - pág. 41 FNQ - pág. 87 Forship - pág. 81 Habtec Mott MacDonald - pág. 162 Ilhas Marshall - pág. 15 Italbronze - pág. 49 Jereh - 2a capa JRE Inspeções - pág. 90 Kobelco - pág. 35 Lab Consultoria - pág 150 Lamons - pág. 160 Latin Oil & Gas - pág. 91 Levent - pág. 115 Mecan - pág. 101 Mokveld - pág. 111 Nalco Champion - pág. 57 NBCC Noruega - pág. 107

Nocs & Governments Summit - pág. 137 Oakwell - pág. 113 OilFinder - pág. 93 OTC Brasil - pág. 135 OTZ - pág. 57 Panalpina - pág. 125 Petroleum Protection - pág. 141 PGS - pág. 59 Phd Soft - pág. 11 Poleoduto - pág. 67 Prysmian - pág. 63 PUC RJ - pág. 31 Rhmed - pág. 85 Roxtec - pág. 154 SAP - pág. 45 Santos Offshore - pág. 167 Schneider Eletric - pág. 17 Schulz - pág. 149 Sebrae - pág. 29

Sermap - pág. 77 Sobena - pág. 130 SPE 80 Spectro - pág. 165 Teledyne - pág. 125 Telelok - pág. 19 TenarisHydril - pág. 2 e 3 Tiger Rentank - pág. 4 e 5 Tinôco - pág. 69 Totvs - pág. 156 UTC - pág. 9 Vallourec - 3a e 4a capa Vanasa Multigás - pág. 89 Villares Metals - pág. 23 Wilhelsen Ships - pág. 16 WWT - pág. 158 Yokogawa - pág. 152 Zap - pág. 106

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