Tn 99 issuu by Webmaster TN Petróleo

opinião

A importância do regime de Repetro, de Paulo Cesar Alves Rocha, consultor tributário, engenheiro

industrial, mestre em Engenharia de Transportes e diretor executivo da LDC.

Retrospectiva 2014

Um ano difícil Ano XVI • janeiro/fevereiro 2015 • Nº 99 • www.tnpetroleo.com.br

Especial: exploração

O petróleo dá as cartas

Entrevista exclusiva

José Gutman, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

“A perspectiva é de produção crescente.” Desenvolvimento humano e sustentabilidade – Negócios conscientes: o grande desafio, por Wanderley Passarella | Análise capacitiva: medição versátil de teor d’água para o setor petrolífero, por Robert J. Irving | Sobrevivendo à transição entre crises – Atratividade do segmento upstream onshore de petróleo e gás natural em bacias maduras e campos marginais no Brasil, por Grupo de pesquisa CNPq

artigos

9 771415 889009

IS S N

141 5889- 2

O México entra no jogo Pré-sal brasileiro: desenvolvimento em tempo recorde Riscos ambientais da exploração intensiva

00099

nas Américas

Tension Leg Wellhead Platform

P-61 CARACTERíSTICAS TéCNICAS Capacidade: 100 mil barris/dia Compressão de gás: 550 mil m3/dia Profundidade de água: 1.200 m Acomodações: 60 pessoas Comprimento total (incluindo módulo de acomodações): 77,6 m Largura total: 84,1 m Altura (excluindo o flare): 83,6 m Comprimento do casco: 83,4 m Largura: 83,4 m • Comissionamento • Automação industrial • Calibração de Instrumentos e relés • Start-up de plantas • Supervisão de montagens e testes • Torqueamento e estanqueidade • O&M de plantas

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FPSO CIDADE DE MANGARATIBA no campo de Lula em Iracema Sul na Bacia de Santos

Fotos: Agência Petrobras

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ENCARTE ESPECIAL DESTA EDIÇÃO: MAPA PROJETO PAPA-TERRA – BACIA DE CAMPOS BC 20

TLWP

Petrobras em números (dez/2014) Outras unidades instaladas: Cidade de Macaé, Cidade de Niterói, Cidade de Santos e Cidade do Rio de Janeiro

Receita de vendas (1º semestre de 2014) ...................R$ 163,8 bi Lucro líquido (1º semestre de 2014) ...........................R$ 10,352 bi Investimentos totais (1º semestre de 2014) ..................R$ 41,5 bi Investimentos em PD&I ..........................................................R$ 1,4 bi Investimentos PN 2014-2018 (previsão) ................. US$ 220,6 bi Investimentos E&P no PN 2014 a 2018 (previsão) ........ US$ 153,9 bi Exportação de petróleo e derivados (bpd)..........................336 mil Valor de mercado (agosto/2014) ....................................R$ 217,7 bi Royalties e participações governamentais (1º semestre de 2014)...R$ 15,8 bi Contribuição ao país (impostos, taxas e contribuições sociais) .......................................................R$ 37,5 bi

Empregados próprios ....................................................................81.994 Empregados próprios da holding (1º semestre de 2014) .....59.258 Reservas (critério ANP/SPE) ............................................ 16,5 bi boe Produção média boe/d (Brasil e exterior) .......................2.556.000 Produção média boe/d (Brasil – nov 2014) ..................... 2.111.000 Recorde de produção no Pré-sal (28/11/2014) ......... 673.000 bpd Recorde de produção bpd (27/12/2010) ..........................2.256.000 Recorde produção em águas profundas (Lula)...................2.140 m Plataformas de produção em operação .........................................136 Sondas de perfuração em operação (terra e mar) .......................90 Poços produtores (Brasil e exterior)..........................................8.420

Malha dutoviária ..................................................................... 34.639 km Navios petroleiros próprios .................................................................57 Navios petroleiros afretados ............................................................ 269 Terminais no Brasil.................................................................................48 Refinarias no Brasil ................................................................................ 12 Refinarias no exterior ... ..........................................................................3 Refino em bpd (Brasil e exterior) ..................................2,44 milhões Postos de serviço e abastecimento .............................................7.710 Usinas de etanol ......................................................................................10 Geração elétrica (termelétricas) .........................................6.549 Mw Fornecedores cadastrados .............................................................6 mil

Extensão ter População: 2 PIB: R$ 4,84 (equivalente a IDH: 0,747

BACIAS SED O Brasil poss sedimentares em terra. São potencial par

Fonte: IBGE e A

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Acomodações

Campo de Papa-Terra na Bacia de Campos

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Um projeto, três plataformas

Guindastes

A alta complexidade do projeto demandou inovações tecnológicas para produzir óleo pesado em águas ultraprofundas. O CAMPO DE PAPA-TERRA, localizado na porção sul da Bacia de Campos, a cerca de 111 km da cidade de Arraial do Cabo (RJ), entre profundidades que variam de 400 e 1.600 m, é um dos projetos offshore de produção de petróleo mais complexos implantados no Brasil. Devido às características do óleo pesado do reservatório (14º API a 17º API) e das condições de temperatura a que estará sujeito o fluxo de óleo produzido em águas profundas, é ao primeiro empreendimento da América do Sul a utilizar tecnologia flutuante com completação seca e não submarina, como a grande maioria dos ativos offshore brasileiros. O sistema de desenvolvimento da produção deste campo coloca em operação, pela primeira vez na região, uma plataforma do tipo Tension-Leg Wellhead Platform (TLWP), denominada P-61, interligada a uma plataforma semissubmersível SS-88, unidade de apoio do tipo Tender Assisted Drilling (TAD), em águas de 1.200 m de profundidade. A P-61 também foi a primeira TLWP construída no Brasil. A produção da P-61 é transferida para uma unidade do tipo FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading Unit), a P-63, em operação desde novembro de 2013, e que produz, armazena e escoa todo o petróleo do campo de Papa-Terra. Juntas, as duas unidades têm capacidade para produzir 140 mil barris de petróleo por dia, a partir de 18 poços aos quais estão interligadas. A P-63 também é capaz de comprimir 1 milhão de m3/d de gás natural e o gás excedente ao consumo nas plataformas será injetado no reservatório. P-63 P-61

Foto: Divulgação Floatec

P-63

P-61

Linhas de transferência de óleo em varal

Flare

Remoção de sulfato

Separador de alta pressão

CARACTERíSTICAS TéCNICAS Dimensões do casco: comprimento 340 m x largura 58 m x altura 28 m Acomodação: 110 pessoas Peso total de topsides (deck/módulos): 18.500 t Conteúdo local: 65% Produção de óleo: 140 mil bpd Compressão de gás: 1 milhão m3/dia Injeção de água: 340 mil bpd Investimento: US$ 1,3 bilhão LDA: 1.165 m Consórcio: Quip (Queiroz Galvão, UTC, Iesa e Camargo Correa) e a BW Offshore. Poços interligados: 5 produtores; 11 injetores LOCAL DE CONSTRuçãO Conversão do casco BW Nisa: Estaleiro Cosco, China Finalização: Estaleiro Honório Bicalho, Rio Grande, RS

Separador de baixa pressão

Offloading

FPSO Floating Production,

Módulos de compressão

Storage and Offloading

P-63 PN 2010-

2014 rritorial: 8.515.767,049 km² 202 milhões; (aproximadamente 23,7 habitantes por km²) 4 trilhões / US$ 2,6 trilhões / percapta: R$ 24.065 a US$ 10.528 em 08/09/2014)

Encarte Especial Revista TN Petróleo nº 99

BRASIL

DIMENTARES DO BRASIL sui aproximadamente 7,5 milhões de km² de bacias s, sendo 2,5 milhões de km² em mar e 5 milhões de km² o no total 38 bacias sedimentares, das quais 29 com ra petróleo e gás natural.

AqUISIÇÃO E DESCOBERTA – O Campo de Papa-Terra, antigo bloco BC-20, foi concedido na Quinta Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada em 2003, pelo consórcio formado pela Petrobras (62,5%) e Chevron Brasil (37,5%). A área concedida para a explotação totaliza 182,78 km2. O primeiro óleo foi descoberto em junho de 2003, no pós-sal da Bacia de Campos. Estudos indicaram que os cinco reservatórios de petróleo, reconhecidos até então, são arenitos turbidíticos, dos quais dois eocênicos e três cretácicos. Os reservatórios foram denominados: RO-RJS641, EN110-RJS631, EN110-RJS632, RO/CRP-RJS529 e RO/CRP-RJS631. Em novembro de 2010, a ANP aprovou o Plano de Desenvolvimento do Campo de Papa-Terra, integrado por um FPSO, uma TLWP e uma semissubmersível SS-88 (TAD – Tender Assisted Drilling), unidade que foi afretada pela Petrobras junto à empresa ame-

ricana Bass Drill para prestação de serviços de perfuração e completação de poços. Ancorada ao lado da TLWP P-61, dará suporte de energia, acomodações, armazenamento de fluido de perfuração e sistemas de apoio para possibilitar a perfuração dos poços a partir da TLWP P-61. TECNOLOgIA E INOvAÇÃO – A combinação de reservatórios com petróleo de grau API variando entre 14 e 17, em águas de mais de 1.000 m, demandou a incorporação de diversas soluções inovadoras, que incluem a própria P-61. O modelo TLWP se assemelha às semissubmersíveis (SS), com a diferença de que usa tendões verticais para sua ancoragem, ao invés das linhas de ancoragem padrão. Essa tecnologia faz com a que a plataforma tenha uma baixa amplitude de movimentos, permitindo que as árvores de natal (válvulas de controle de poços) sejam secas, instaladas no convés da TLWP, ao invés de no fundo do mar, como ocorre nas SSs e FPSOs. O uso dessa alternativa possibilita maior facilidade de intervenção nos poços, por usarem bombeio centrífugo submerso, minimizando, assim, as perdas de produção. O projeto do TLWP aliou a expertise de várias empresas em sua execução. A engenharia de topsides foi fornecida pela J. Ray McDermott, projetista da plataforma, e a do casco, pela Floatec, responsável pela operação e manutenção da unidade por um período inicial de três anos. O casco foi construído pela BrasFels, no Brasil. PARCEIROS ESTRATÉgICOS – Várias empresas concorreram para o sucesso desse projeto histórico. A siderúrgica Usiminas foi responsável pelo fornecimento de 14 mil toneladas de aço naval utilizadas na construção da TLWP P-61, realizada no Estaleiro BrasFels, em Angra dos Reis (RJ). A Sotreq forneceu quatro grupos geradores Caterpillar para a plataforma TLWP, os quais foram instalados em contêineres customizados com atenuação acústica e proteção contra fogo. Três deles são destinados à geração de energia principal, modelo C280-08 de média rotação, com potência contínua de 2.200 kWe, 13.8 kV, 60 Hz e 900 rpm. O quarto é um grupo gerador de emergência, modelo 3516 CHD, com potência contínua de 2.000 kWe, 480 V, 60 Hz e 1.800 rpm. Os equipamentos foram fabricados pela Caterpillar Inc., em Lafayette, IN (EUA), e especialmente configurados de acordo com as especificações do projeto da P-61. Os sistemas de refrigeração dos grupos geradores principais atuam por meio de radiadores para operação offshore e foram montados remotamente com circuitos fechados de água doce, tanto para o motor a diesel quanto para o gerador, que tem invólucro de proteção IP56, refrigerado a água. O FPSO P-63 é a primeira unidade desse tipo a utilizar motores a gás para produzir energia superior a 100 MW. O projeto da plataforma abrange três módulos geradores, cada um composto por dois motores Wärtsilä 50DF de 18 cilindros, com configuração em V. A empresa forneceu, ainda, alternadores e todo o equipamento auxiliar necessário, assim como os serviços de comissionamento. Além do gás natural, os motores desse tipo também podem funcionar com óleo cru tratado ou óleo diesel marinho, o que permite uma notável redução dos custos operacionais. A flexibilidade dos motores bicombustíveis garante, mais do que economia, a redução de impactos ambientais – operando com gás é capaz de reduzir as emissões de CO2 em até 93 mil toneladas por ano. CONSTRUÇÃO – A P-63 e a P-61 fazem parte dos projetos de produção programados no Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2013-2017 da Petrobras. A construção do convés e dos quatro módulos – dois de acionamento e controle de bombeio centrífugo submerso (BCS) dos poços, um para distribuição elétrica e controle da plataforma e um de alojamento – da TLWP P-61 ocorreu em Cingapura, na Ásia. De lá, foram trazidos até o Estaleiro BrasFels, em Angra dos Reis, onde foi construído o casco. A empresa também foi responsável pelo união e integração das diversas partes, o deck mating, realizada em maio de 2013, na Baía da Ilha Grande (RJ). No pico das obras, a P-61 gerou 2.450 empregos diretos e 7.350 empregos indiretos. O conteúdo local dos seus serviços chegou a 65%. A P-63 foi convertida em FPSO a partir do navio-tanque BW Nisa, no Estaleiro Cosco, na China, e as últimas etapas de construção foram realizadas no Canteiro da QUIP/Honório Bicalho, localizado em Rio Grande (RS). Os serviços foram executados pelo consórcio formado pela Quip (Queiroz Galvão, UTC, Iesa e Camargo Correa) e a BW Offshore. DUTOS FLEXívEIS – Os poços da P-63 são conectados por dutos flexíveis submarinos com aquecimento elétrico, conhecidos por IPB (Integrated Production Bundle), e os da P-61, através de completação seca (válvulas de controle do poço na plataforma em vez de no fundo do mar). Todos os 18 poços de produção do campo Papa-Terra dispõem de bombas centrífugas submersas. A produção da P-61 é transferida em fluxo multifásico para o FPSO P-63.

TLwP (Tension Leg wellhead Platform) P-61 e FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) P-63

Revista Brasileira de TECNOLOgIA e NEgÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis www.tnpetróleo.com.br

Foto: Agência Petrobras

SS-88 TAD

Planta de processo ressão

ANP

Representadas

Rua Buenos Aires, 2/ sala 406 • Rio de Janeiro, RJ, Brasil • CEP 20070-022 • Tel/Fax: 55 21 2224-1349 tnpetroleo@tnpetroleo.com.br • www.tnpetroleo.com.br • www.tbpetroleum.com.br © 2015 - Benício Biz Editores Associados Ltda.

Projeto Papa-Terra Bacia de Campos – BC-20

Fonte: IBP, ANP, Petrobras, Chevron Brasil, Floatec, Estaleiro BrasFels, J. Ray McDermott, Caterpillar, Wärtsilä, Estaleiro Cosco, Queiroz Galvão, UTC, Iesa, Camargo Correa, BW Offshore e Bass Drill

sumário

edição nº 99 jan/fev 2015

Entrevista exclusiva

José Gutman, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

entrevista exclusiva

“A perspectiva é de

PRODUÇÃO CRESCENTE.”

A ANP BUSCA AVALIAR O CONTROLE DO

RESERVATÓRIO E NA BUSCA CONTÍNUA

A afirmação do diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis José Gutman está embasada no monitoramento contínuo da produção de hidrocarbonetos no Brasil. Esta é uma das tarefas desse engenheiro elétrico que se tornou o primeiro concursado a assumir um cargo de direção na agência, em junho de 2014, e que soma mais de 14 anos de trajetória na instituição. Gutman fala das ações que a ANP adotou nos últimos anos para atuar com a abrangência que um órgão regulador deve ter em um mercado estratégico como este. por Beatriz Cardoso

“A ANP ESTÁ EM VIAS de aprovar uma nova regulamentação do Plano de Desenvolvimento que focará a análise dos campos de grande produção, acompanhando o projeto desde sua concepção”, antecipa Gutman, nessa entrevista exclusiva à TN Petróleo, na qual avalia que a queda de preço não inviabilizará projetos no país. “Já havia essa expectativa de redução do preço do petróleo em função do contexto mundial relacionado ao balanço de oferta e demanda desse hidrocarboneto”, pontuou. TN Petróleo – O Relatório da Goldman Sachs, publicado em outubro, prevê que a produção de petróleo do Brasil deve subir 325 mil barris/dia (quase mil barris por dia) em 2015, registrando o maior crescimento no continente sul-americano, com a produção da Bacia de Santos superando os declínios registrados na de Cam14

pos. Qual a sua expectativa em relação a isso? José Gutman – Os Programas Anuais de Produção (PAPs) apresentados à ANP, no mês de outubro/2014, pelas empresas produtoras, sinalizam que a produção de petróleo do Brasil deve crescer em 2015. Isso deve ocorrer sobretudo pelo ramp up [i.e. elevação rumo ao pico de produção] das plataformas que iniciaram a operação recentemente, tais como o FPSO Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), FPSO Cidade de Mangaratiba (Lula), P-58 (Jubarte) e P-62 (Roncador). Há também a previsão de entrada de produção de uma nova plataforma em 2015: a FPSO Cidade de Itaguaí (Lula). O mesmo relatório afirma que atividades de manutenção realizadas na Bacia de Campos “estão levando a um alinhamento gradual das taxas de declínio da produção para o padrão geológico de 10% a

PELA MAXIMIZAÇÃO DA RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL DOS RESERVATÓRIOS POR

“A perspectiva é de produção crescente.”

MEIO DE PROJETOS COMPLEMENTARES.

11% por ano”. O senhor concorda com isso? Esse é um nível positivo de declínio? É melhor que o de outras regiões produtoras? É importante esclarecer que a Bacia de Campos é constituída por um conjunto de campos em diferentes momentos do ciclo de produção: crescimento (Papa-Terra), pico (Roncador, em 2015) e declínio (a maioria dos campos, com destaque para Marlim e Albacora). Em relação a este último grupo, verifica-se um declínio médio atual em torno de 10%, o que pode ser considerado um número aceitável na indústria do petróleo. É importante frisar que o declínio de cada campo depende das características de rocha, fluido, mecanismos primários de recuperação e estratégia de desenvolvimento adotada. A ANP busca avaliar o controle do declínio de modo personalizado, com foco no bom gerenciamento do reservatório e

na busca contínua pela maximização da recuperação de petróleo e gás natural dos reservatórios por meio de projetos complementares. Assim sendo, observando-se a produção da bacia desde 2010, verificam-se oscilações entre crescimento e queda, sendo que a produção deste ano deve superar a do ano passado. Segundo boletim da ANP, a produção de petróleo do Brasil atingiu em outubro cerca de 2,393 milhões de barris/dia e 92,7 milhões de m³/d, totalizando em torno de 2.976 milhões de boed (mil barris de óleo equivalente por dia). Aumento de mais de 15% na produção de petróleo se comparada com

TN Petróleo 99

com José Gutman, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

DECLÍNIO DE MODO PERSONALIZADO, COM FOCO NO BOM GERENCIAMENTO DO

especial: exploração

Especial exploração

O petróleo dá as cartas

O petróleo dá as cartas nas Américas

NAS AMÉRICAS

por Felipe Salgado

TN Petróleo 99

25 Riscos ambientais da exploração 26 O México entra no jogo 28 Pré-sal brasileiro: desenvolvimento em tempo recorde Retrospectiva 2014

retrospectiva 2014

O ANO QUE SE ENCERRA NÃO SERÁ ESQUECIDO TÃO CEDO PELO SETOR DE PETRÓLEO E GÁS, QUE A DESPEITO DO VENDAVAL QUE VARREU TODA A CADEIA PRODUTIVA, NOS DEIXA UM LEGADO IMPORTANTE: TEMOS DE PRESERVAR A MAIOR E MAIS REPRESENTATIVA

UM ANO

EMPRESA BRASILEIRA, A PETROBRAS,

DIFÍCIL

PO I S A ESTATA L M U D O U A C A R A DA ECONOMIA NOS ÚLTIMOS ANOS. DEFENDÊ-L A DO USO POLÍTICO –

por Beatriz Cardoso e Felipe Salgado

PRÁTICA DE TODOS OS GOVERNOS, SEM DISTINÇÃO OU PARTIDOS, DESDE A SUA CRIAÇÃO, EM 1953. E DEFENDÊLA DE UM SETOR DO EMPRESARIADO QUE ACREDITA NO VALE-TUDO NA BUSCA DE LUCROS E MAIS LUCROS:

Um ano difícil

AFINAL, NÃO HÁ CORRUPÇÃO SEM CO R RUP TO R . E É I SS O Q U E N ÃO PODEMOS ESQUECER. 30

TN Petróleo 99

perfil profissional

O NAVEGANTE NEGRO O niteroiense Leonardo Pacheco de Souza não é o Mestre-sala dos Mares, como foi chamado João Cândido, líder da revolta da Chibata, que hoje empresta seu nome a um dos navios petroleiros da Transpetro. Mas é um navegador preciso, que soube traçar uma rota muito bem-sucedida no setor de petróleo e gás. “O bom navegador não espera o vento oportuno, ele vai atrás”, diz o engenheiro de exploração e produção. por Beatriz Cardoso PRIMEIRO DA FAMÍLIA com formação superior, o menino que ajudava o pai no bar buscou o conhecimento para singrar novos mares: com dois mestrados pela Coppe/UFRJ (Universidade Federal do Rio de Janeiro), um em Engenharia de Petróleo e outro em Negócios em Petróleo (MBP/ Master Business Petroleum), hoje Leonardo Pacheco conclui o MBA executivo pela Fundação Dom Cabral. Esse aprimoramento contínuo lhe valeu uma sólida experiência: em apenas 16 anos de mercado, ele já passou por algumas das principais companhias internacionais do setor, como Repsol, Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, além da brasileira PetroRecôncavo. Sempre atuando nas atividades relacionadas à exploração e produção de petróleo, em terra e mar, em maio de 2014 Leonardo resolveu assumir a ‘ponte de comando’ de seu próprio negócio, a Ubuntu Treinamentos e Serviços, com dois focos: atuar no mercado de campos maduros e marginais e na qualificação profissional. “Sempre tive uma postura corajosa para implantar a mudança”, afirma o homem que, quando pequeno, queria apenas “ser alguém”.

Fotos: Bia Cardoso

TN Petróleo 99

O leme – Foi seguindo à risca a frase que abre essa entrevista (“O bom navegador não espera o vento oportuno, ele vai atrás”), que Leonardo escolheu a engenharia de exploração e produção de petróleo. “A multidisciplinaridade dessa atividade, a possibilidade diária de aprender coisas novas e descobrir que dificilmente você estará pronto, me faz acordar todo dia querendo mais”, afirma ele. “A humanidade que minha profissão me possibilita e que me faz conviver em harmonia com pessoas de diferentes culturas, pensamentos, raças e religiões, tornando-me uma pessoa plural e tolerante, foi que me seduziu e me levou a adotar essa profissão como meu leme”, complementa esse niteroiense que nunca havia pensado em entrar nessa área do mercado. “Imaginava apenas ser alguém”, diz com simplicidade Leonardo, que começou a trabalhar aos 13 anos, ajudando o pai no Café e Bar Irmãos. 48

TN Petróleo 99

“Sabia que tinha habilidades para lidar com o público e trabalhar em equipe, pelo contato diário que tinha com pessoas de diferentes formações, distintas classes sociais e sonhos diversos”, lembra. Foi justamente isso que o levou a pensar em ter uma direção diferente daquela traçada pelo pai e pelas pessoas com quem eles trabalhavam no bar. Ajudou nessa mudança de caminho a grande facilidade que ele tinha para Matemática e Física, pavor dos mais jovens. O ensino médio foi feito na Escola Técnica Federal de Química do Rio de Janeiro (ETFQ), na Tijuca. O caminho difícil – Foi lá que ele acabou se interessando pela engenharia e, especialmente, por petróleo. “Como na época não existia o curso de engenharia de petróleo, fiz vestibular para engenharia elétrica na Universidade Federal Fluminense (UFF) e passei direto. Mas, com greves e paralisações, 1993 foi um ano muito complicado na UFF, recorda ele. Leonardo não conseguiu se adaptar, pois já tinha um rumo na vida. “Queria muito mais! Por isso optei em fazer um novo vestibular, desta vez para o curso de engenharia de petróleo da Uenf, uma universidade pioneira que teve como mentor o Darcy Ribeiro”, explica o engenheiro. Ele ficou encantado com a filosofia da universidade, com uma iniciativa pioneira, visto que não existiam cursos e estrutura acadêmica semelhantes no Brasil. “Troquei o conforto de morar a menos dez minutos da universidade pelo desafio de viver em outra cidade, em uma república de estudantes”, lembra ele. O que mais doeu, confessa, foi trocar a comida preparada pela mãe pelo cardápio do bandejão. Qualificação é essencial – Daí em diante, Leonardo nunca mais parou

Idade: 41 anos Casado: há 13 anos, com Vanessa, funcionária pública Filhos: Bernardo (6 anos) e Vitória (3 anos) Mora: em Niterói, onde nasceu Hobby: escutar discos de rock das décadas de 80 e 90 Música preferida: ‘Comida’ (Titãs) Livro preferido: A busca de um caminho para o Brasil, do professor Hélio dos Santos. Hobby: Passear e viajar com a família Filme preferido: Men of honor (Homens de honra) com Cuba Gooding Jr. e Robert de Niro Maior alegria da vida: a família de estudar e trabalhar. Com dois mestrados concluídos e um MBA na reta final, ele cita outra frase, para explicar o porquê dessa busca contínua pelo conhecimento. “Einstein tem uma frase que sempre repito: ‘A alegria de ver e entender é o mais perfeito dom da natureza’.” Sua única tristeza é não ter concluído o doutorado em engenharia na Coppe, depois de seis anos de dedicação e muito esforço. “Problemas particulares me impediram de me dedicar à tese. Tinha mais de 50% dela desenvolvida e os créditos finalizados”, relembra. No entanto, o aprendizado consolidado o ajudou a montar uma estratégia para a carreira. O MBA foi mais um passo nesse sentido. Segundo ele, a busca

incessante de melhoria no quesito ‘liderar’ foi o que o inspirou a fazer o curso. “Estudei continuamente 13 anos de engenharia e jamais me foi oferecida uma disciplina de humanidades. Percebi que, pela minha posição, necessitava urgente desenvolver competência e habilidades em itens como liderança, negociação e trabalho em equipe”, avalia. Ele não queria fazer os cursos internos da empresa em que trabalhava na época, visto que a mesma era muito voltada para o negócio. Queria fazer algo diferente e dividir sua experiência com outras pessoas. “Também tinha curiosidade de saber qual eram as posturas de meus pares, para fazer uma autorreflexão do que eu estava fazendo, se certo ou errado”, comenta. Leonardo buscava adquirir competências para aprimorar o desempenho em gestão de empresas. “Necessitava entender mais de algumas áreas que não tive contato na minha formação, como gestão de pessoas, marketing e finanças”, explica. O engenheiro também queria conhecer gestores de outros setores e desenvolver network fora do setor de óleo e gás. “Lembro de uma aula cujo estudo de caso era a dificuldade de um gestor de um hospital para fechar suas contas praticamente sem margem de lucro e ter que lidar com vaidades de sua equipe. Isso me mostrou a importância de fazer adaptações em meu estilo de liderar e conduzir o negócio.” Primeiro estágio – O que o levou a estagiar na Halliburton Energy Service, um dos grandes players internacionais, um ano antes de concluir a faculdade, foi a paixão pela área de engenharia de poço. “Na época, graças à minha iniciação científica, consegui uma vaga de estágio no setor de perfuração TN Petróleo 99

O navegante negro

fino gosto

Fotos: TN Petróleo

A GRIFE DESEMBARCA NO CAIS

O SABOR ÚNICO DO NOVO-ANTIGO – Concebido pelo arquiteto Arnobio de Barros, o mesmo que praticamente idealizou e executou todas as casas da rede, o Belmonte da Praça XV em nada lembra o restaurante português do chef Santos, que funcionou ali durante cinco anos. Mais de três meses de obra transformaram inteiramente o espaço do velho casarão da rua do Rosário, que agora exibe uma arquitetura moderna, futurista, ampla e bastante confortável para os clientes que já se identificaram com o novo local. Do amplo salão interno, com capacidade de abrigar mais de 80 pessoas durante o almoço, avista-se sem nenhuma dificuldade a grande cozinha, além da área externa, que ocupa boa parte da rua do Mercado e seu entorno. Com vocação para se tornar o grande point do verão, o Belmonte chega com um cardápio variado e cervejas long neck para atender aos mais exigentes fregueses. Sem falar nas deliciosas empadas, bolinhos de bacalhau e muitos petiscos que vão fazer muita gente antecipar o relógio no final do dia.

Com pouco mais de um mês de funcionamento, o Belmonte, da Praça XV (RJ), já mostrou a que veio: preencher uma lacuna na área, que é a de conciliar uma boa comida, a preços acessíveis, na hora do almoço, com um ambiente agradável; e para quem quer petiscar e tomar uma bebida durante a tarde, entrando na noite... de preferência com as famosas empadas fechadas ou abertas que tornaram famoso o primeiro Belmonte, instalado na Praia do Flamengo há 13 anos. por Orlando Santos

BELMONTE

Rua do Rosário, 24 De segunda a sábado, das 9h até o último cliente. Telefone: (21) 2263-7248 (reservas) 82

por Orlando Santos

DEMOROU PARA o cearense Antonio Rodrigues fincar o pé na Praça XV. Agora, com o ‘caçula’ Belmonte ele amplia o espaço que já tem na área. A trajetória vitoriosa de Antonio tem sido analisada por amigos, estudiosos do comportamento dos donos de bares. E todos são unânimes em afirmar que a diferença entre ele e outros que estão no mesmo ramo de negócio é uma capacidade extraordinária de trabalho: ele começa às seis da manhã e não tem hora para acabar. Além dos empreendimentos no entorno da Praça XV, que começou com o Cais do Oriente, Antonio tem mais 14 espalhados pela cidade, com a ‘grife’ Belmonte ou identificados pelo nome Antonio. Na Lapa, por exemplo, são quatro os bares da região sob sua direção. Outros bares estão localizados na Zona Sul, inclusive no Leblon e no Jardim Botânico, onde já tem clientela fiel. A rede emprega mais de 500 funcionários. A principal característica de Antonio é saber conviver com seus empregados. No Belmonte da Praça XV, um dos escudeiros dos primeiros tempos do Belmonte no Flamengo, Washington Luis Ferreira, retorna à

Na concepção da arquitetura e da decoração do Belmonte da rua do Rosário, foi marcante a participação de Cris Levefre, cenógrafa, em parceria com o arquiteto Arnobio. Da mesma forma, os dois atuaram juntos no casarão da rua Mem de Sá, que abriga o Antonio’s, da rede Belmonte, e que agora, inteiramente redesenhado internamente, mais parece um lugar cinematográfico. Já é um dos locais mais frequentados da área. Cris, além de cenógrafa, traz na sua bagagem a formação cinematográfica, daí as suas intervenções sempre muito bem-sucedidas, na valorização e recriação dos espaços, como os dois citados.

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CONSELHO EDITORIAL

Fino Gosto

Affonso Vianna Junior

Boteco belmonte

Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn

A grife desembarca no Cais

Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon

Geor Thomas Erhart

coffee break

KANDINSKY A cor da alma está no CCBB-RJ

Origens, influências e os desdobramentos do processo criativo do artista russo Wassily Kandinsky, e parte de sua obra, vão estar expostos no Centro Cultural Banco do Brasil (CCBB), no Centro do Rio, do dia 28 de janeiro até meados de março de 2015.

Kandinsky – Tudo começa num ponto Centro Cultural Banco do Brasil (CCBB) De 28/01 a 30/03 de 2015 Rua Primeiro de Março, 66 - Centro, RJ Tel.: (21) 3808-2020 Horário: de quarta a segunda, das 9h às 21h 84

por Orlando Santos

A MOSTRA Kandinsky – tudo começa num ponto, que vai percorrer durante quase um ano outras capitais brasileiras, começou sua itinerância por Brasília. Fica na capital fluminense até o dia 30 de março, seguindo depois para Belo Horizonte, em 19 de abril, e depois São Paulo, onde ficará de julho a outubro. A expectativa é de que, ao final da megaexibição, um milhão de pessoas tenham entrado em contato com as obras e objetos que fizeram desse artista um dos mais importantes do século XX, e um pioneiro da abstração. A exposição reúne mais de uma centena de obras e objetos de Kandinsky, seus contemporâneos e suas influências. Esse acervo diverso tem como base a coleção do Museu Estatal Russo de São Petersburgo, enriquecido com obras de mais de sete museus da Rússia e coleções procedentes da Alemanha, Áustria, Inglaterra e França. Única sob vários aspectos, a exposição conta também com o apoio da Embaixada da França e apresenta uma sequência de quadros do pintor,

pensador e escritor. E permite um mergulho nas profundezas do seu universo criativo, em suas referências iniciais, colocando lado a lado suas obras e as dos seus contemporâneos, além de peças que são joias da arte popular do norte da Sibéria e objetos de rituais xamânicos. Emerge dessa exposição um Kandinsky que poucos, no Ocidente, conhecem. O tempo de permanência das obras de Kandinsky no país também é algo inusitado: em geral, os museus não costumam ceder suas preciosidades por períodos tão longos. Os CCBBs têm grande expectativa de público em virtude do ineditismo da mostra.

A trajetória A proposta curatorial de Evgenia Petrova e Joseph Kiblitsky organiza a exposição em cinco blocos, de forma a ajudar os visitantes a conhecer não só as principais obras de Kandinsky, mas também suas influências e o relacionamento com os outros artistas. Trata-se de um mergulho no mundo que cercou e influenciou o artista. Os blocos são: • Kandinsky e as raízes de sua obra em relação à cultura popular e o folclore russo • Kandinsky e o universo espiritual do xamanismo no norte da Rússia • Kandinsky na Alemanha e as experiências no grupo Der Blaue Reiter, vida em Murnau • Diálogo entre música e pintura: a amizade entre Kandinsky e Schoenberg

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• Caminhos abertos pela abstração: Kandinsky e seus contemporâneos “A maior parte da exposição apresentada ao público brasileiro é dedicada justamente aos pormenores que explicam e completam o nosso conhecimento sobre Kandinsky”, afirma Petrova. O diretor-geral da exposição, responsável pela concepção do projeto, Rodolfo de Athayde, acredita que entender esse gênio criativo implica também entender a sensibilidade que marca a arte desde o início do século XX. “Esta mostra apresenta o prólogo dessa história enriquecida que é a arte moderna e contemporânea: o modo como se forjou a passagem para a abstração, os recursos a partir dos quais a figuração deixou de ser a única via possível para representar os estados mais vitais do ser humano e, finalmente, o novo caminho desbravado a partir dessa ruptura”, aponta. O Kandinsky que os brasileiros poderão ver no CCBB foge, em muitos aspectos, à visão ocidental que se tem do artista: “Kandinsky – tudo começa num ponto é também resultado da construção de um relacionamento de confiança entre o Museu Estatal Russo de São Petersburgo, o Centro Cultural Banco do Brasil e a Arte A Produções, que realizou a bem-sucedida exposição Virada Russa, realizada em 2009, no circuito do CCBB”, afirmam Athayde e a coordenadora Ania Rodriguez. “Foi a profunda relação de parceria e os valores humanos e artísticos compartilhados com Evgenia Petrova e Joseph Kiblitsky que tornaram possível o sonho de um empreendimento dessa magnitude”, comenta Rodolfo de Athayde. Segundo ele, Petrova, diretora científica do Museu Russo, “é uma figura lendária que se apresenta aos meus olhos como a ‘guardiã’ dos 400 mil tesouros que sobreviveram a uma revolução social, duas guerras mundiais e a sanha de uma visão autoritária imposta à cultura nos períodos mais controversos da ex-União Soviética. Sob sua custódia e de muitos outros anônimos foi possível salvar estas obras para o patrimônio cultural da humanidade”, frisa Athayde. Em matéria de arte, o ano começa muito bem. TN Petróleo 99

Gilberto Israel

Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes

Coffee Break

José Fantine

Kandinsky

Josué Rocha Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier

A cor da alma está no CCBB-RJ

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

artigos

Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein

67 Desenvolvimento humano e sustentabilidade – Negócios conscientes: o grande desafio, por Wanderley Passarella

Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio

74 Análise capacitiva: medição versátil de teor d’água para o setor

Rubens Langer

petrolífero, por Robert J. Irving

78 Sobrevivendo à transição entre crises – Atratividade do segmento

upstream onshore de petróleo e gás natural em bacias maduras e campos marginais no Brasil, por Grupo de pesquisa CNPq

Samuel Barbosa

Ano XVI • Número 99 • jan/fev 2015 Foto: Cortesia CNPC OPINIÃO

A importância do regime de Repetro, de Paulo Cesar Alves Rocha, consultor tributário, engenheiro industrial, mestre em Engenharia de Transportes e diretor executivo da LDC.

Retrospectiva 2014

Um ano difícil Ano XVI • janeiro/fevereiro 2015 • Nº 99 • www.tnpetroleo.com.br

ESPECIAL: EXPLORAÇÃO

NAS AMÉRICAS O México entra no jogo Pré-sal brasileiro: desenvolvimento em tempo recorde Riscos ambientais da exploração intensiva

ENTREVISTA EXCLUSIVA

José Gutman, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

“A perspectiva é de produção crescente.” A R T I G O S Desenvolvimento humano e sustentabilidade – Negócios conscientes: o grande desafio, por Wanderley Passarella | Análise capacitiva: medição versátil de teor d’água para o setor petrolífero, por Robert J. Irving | Sobrevivendo à transição entre crises – Atratividade do segmento upstream onshore de petróleo e gás natural em bacias maduras e campos marginais no Brasil, por Grupo de pesquisa CNPq

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seções

O PETRÓLEO DÁ AS CARTAS

editorial

Queremos crescer D

epois de um ano conturbado, acredito que a expectativa de todos os brasileiros e principais setores da economia, como o da indústria de petróleo e gás, é uma só: retomarmos o rumo do crescimento sinalizado no início da década e que foi perdido nos dois últimos anos. Crescer não apenas em produto interno bruto (PIB), como também em produtividade e competitividade, na geração de patentes e na inovação – recursos não faltam, uma vez que, até setembro, as obrigações de investimento em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) das petroleiras somavam mais de R$ 1 bilhão, com a expectativa de chegar a R$ 1,4 bilhão este ano. Crescer de forma sustentável e com maior transparência nos negócios. A retrospectiva que a TN Petróleo traz nessa edição mostra que, a despeito das dificuldades por que passamos, avançamos em alguns aspectos. A produção total de óleo e gás natural no país vem mantendo uma linha ascendente desde o início do ano, com poucas variações, decorrentes de paradas programadas de unidades offshore. A Petrobras superou a ExxonMobil, como a companhia aberta com a maior produção de líquidos (óleo e condensado) do mundo. E o pré-sal aproxima-se dos 800 mil barris de óleo e gás natural por dia. Estes números refletem o desenvolvimento da indústria petrolífera do Brasil, que joga hoje um novo papel no tabuleiro geopolítico energético, ao lado dos Estados Unidos, com uma produção crescente de shale oil e shale gas, e do México, que promoveu uma reforma do marco regulatório, como veremos na matéria de capa dessa edição. A atratividade do Brasil poderá ser ainda mais reforçada se houver mais previsibilidade nos leilões de áreas da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). “O Brasil apresenta oportunidades para variados tipos de empresas, uma vez que temos cerca de 7,5 milhões de km2 de área sedimentar espalhados por 38 bacias, que englobam desde as já maduras, passando pelas de novas fronteiras tecnológicas ou de conhecimento, e culminando com as de elevado potencial petrolífero”, afiança José Gutman, diretor da ANP, em entrevista exclusiva. O que queremos é que o país não perca estas oportunidades e que as expectativas se transformem em realidade. 2015 dirá se estamos ou não no caminho certo... Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

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Rua Buenos Aires, 2/406 Centro – CEP 20070 022 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 2224-1349 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br

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The Established Petrobras Forum for Senior Decision Makers HOSTED BY

PRODUCED BY

2015 INSTITUTIONAL SUPPORT

FOCUS ON POWER

Why attend?

What makes this forum unique:

• Meet the decisions makers from Petrobras • Find out more about Brazil’s fastest growing gas and LNG market • Hear directly from the government about Brazil’s gas and power regulatory framework • Find out more about 2015 bidding rounds recently announced by ANP • Identify challenges and solutions to overcome Brazil’s increasing power demand

• The only annual gas and power forum hosted by Petrobras • 5 years record of bringing together senior representatives of the gas and power industry from Brazil and the rest of the Southern Cone • Gathers the highest level of industry experts, government, regulators to discuss those key issues surrounding the Brazilian gas and power industry • Unrivalled networking opportunities including the annual Petrobras gala dinner

2014 Sponsors & Institutional Support Institutional Support

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hot news

Está navegando rumo a Angra dos Reis (RJ) o módulo de lançadores, recebedores e manifolds do FPSO P-66 . A balsa São Luís, na qual o módulo foi embarcado, saiu do Porto de Maceió (AL) no dia 24 de dezembro e chegou ao estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ) no dia 3 de janeiro. Com a ação, está concluída a entrega dos módulos para o primeiro replicante, construído no Consórcio Tomé Ferrostaal. FPSO (Floating Production Storage Offloading Unit) é uma unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de óleo. Devido à sua dimensão (cada base mede 22 m x 18 m, com altura de 10 m e peso total de 2.500 t), o módulo 9 foi dividido em duas partes (M09A e M09B) para facilitar o embarque, o transporte e a integração do mesmo ao casco. As operações de load out (retirada do canteiro de obras para embarque na balsa) dos Módulos 9A e 9B contaram com

Foto: Agência Petrobras

Concluída a entrega de módulos para a P-66

o uso de um sistema de guinchos denominado skid tracionado. O Estaleiro Brasfel foi contratado para construção do pacote I de módulos e integração da P-66. A integração é a conexão dos módulos entre si e com o casco. O casco da unidade saiu rebocado do Estaleiro Rio Grande 1 (ERG-1), localizado em Rio Grande (RS), e chegou a Angra dos Reis em 16 de dezembro.

A P-66 é a primeira plataforma da série de oito FPSO replicantes, que estão em construção para atendimento às demandas de produção de petróleo do pré-sal da Bacia de Santos e será utilizada no bloco BM-S-11. O bloco BM-S-11 é operado pela Petrobras (65%) em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (25%) e a Petrogal Brasil S/A (10%).

Oferta de gás natural ao mercado cresceu 10% em 2014 Com 96,10 milhões de m³/dia, em média, a companhia bateu seu próprio recorde de oferta de gás natural ao mercado. Com uma média de 96,10 milhões de m³/dia em 2014, a oferta de gás natural da Petrobras cresceu 10% em relação ao volume médio de 87,30 milhões de m³/dia destinado aos mercados termelétrico e não termelétrico, bem como ao consumo interno da companhia em 2013. Com essa marca, a Petrobras bateu seu próprio recorde anual de oferta de gás natural ao mercado brasileiro. Para essa performance contribuíram de modo significativo o aumento da oferta de gás nacional e a flexibilidade conquistada com a implantação, no país, dos três 4

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terminais de regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL) com capacidade para regaseificar 41 milhões de m³/dia de gás natural. Em 2014, a oferta de gás nacional ao mercado foi de 43,23 milhões de m³/dia, em média. Nos terminais de GNL de Pecém (CE), Baía de Guanabara (RJ) e da Bahia foram regaseificados ao longo do ano uma média de 20 milhões de m³/dia. Da Bolívia foram importados, em média, 32,87 milhões de m³/dia. Da oferta total de gás natural, 41,94 milhões de m³/dia foram entregues ao mercado termelé-

trico, garantindo o suprimento do Parque Gerador de Energia Elétrica da Petrobras (que se posiciona agora como quinta maior do setor) e de usinas de terceiros num período de forte despacho termelétrico ordenado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Ao mercado não termelétrico foram entregues 38,90 milhões de m³/dia. O consumo interno da Petrobras em suas refinarias e fábricas de fertilizantes foi de 13,33 milhões de m³/dia e o consumo no sistema de transporte de gás natural foi de 1,93 milhão de m³/dia.

Foto: Agência Petrobras

ANP autoriza produção antecipada no campo de Búzios

A Petrobras recebeu autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para iniciar o sistema de produção antecipada (SPA) do poço 2-ANP-1RJS, localizado no campo de Búzios (antiga área de Franco), no pré-sal da Bacia de Santos. Por meio desse sistema provisório, a empresa poderá produzir durante quase sete meses e, assim, obter informações essenciais para a otimização do primeiro sistema de produção definitivo do campo. Localizado a cerca de 200 km da costa do Rio de Janeiro, a uma profundidade de água de 1.600 a 2.100 m, o campo de Búzios teve sua comercialidade declarada pela Petrobras em dezembro de 2013. Tal declaração se dá quando a companhia ou consórcio que explora a área conclui que a produção de petróleo e gás natural é viável comercialmente. No campo de Búzios, já foram realizados estudos de sísmica 3D (técnica utilizada para mapeamento dos reservatórios) e perfurados 11 poços, com o objetivo de delimitar e caracterizar a jazida.

Maersk Training e Transocean firmam acordo global

O campo de Búzios responde pelo maior entre os volumes contratados pela Petrobras através do regime de Cessão Onerosa – 3,058 bilhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás) do total de 5 bilhões de barris a serem produzidos segundo o contrato. O petróleo encontrado pela Petrobras nesse campo é de boa qualidade (entre 26º e 28º API). Cessão Onerosa – A Cessão Onerosa é um conjunto de áreas e campos do pré-sal da Bacia de Santos – áreas de Entorno de Iara e campos de Búzios (antiga área de Franco), Sépia (antiga área de Nordeste de Tupi), Itapu (antiga área de Florim), Sul de Lula (antiga área de Sul de Tupi) e Sul de Sapinhoá (antiga área de Sul de Guará) – que foram transferidas onerosamente pela União à Petrobras. Ou seja: a Petrobras pagou à União pelo direito de exercer atividades de pesquisa e produção de petróleo e gás natural nestas áreas e, conforme estabelecido em lei, terá o direito de explorar e produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás).

A Maersk Training firmou um acordo global com a Transocean, líder em perfuração marítima. Pioneira na utilização de simuladores de perfuração, a Maersk prestará serviços de treinamento em Segurança e Eficiência Operacional para a tripulação offshore da Transocean nos próximos cinco anos. O objetivo é capacitar o pessoal da contratante para atuar de forma mais rápida, integrada e segura em condições cada vez mais complexas e desafiadoras do ambiente offshore. O acordo ainda prevê a aquisição de várias instalações da Transocean pela Maersk. Dentre elas, o centro de treinamento localizado em Macaé (RJ). Com atuação em dez países, a Maersk Training treinou mais de 25 mil pessoas ao redor do mundo em 2014. Só no Brasil, foram cinco mil. Para 2015, a expectativa é de formar de seis a sete mil pessoas no país. “Quando chegamos ao Brasil, em 2013, nosso objetivo era investir US$ 10 milhões. Cumprimos a nossa meta. E continuamos a investir e expandir nossas operações no mercado brasileiro. Nos próximos dois anos, podemos dobrar este valor”, afirmou Hans Dürke Bloch-Kjær, diretor da Maersk Training no Brasil. TN Petróleo 99

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A Petrobras apresentou no dia 29 de dezembro à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) as declarações de comercialidade das acumulações de petróleo e gás das áreas de Iara (Plano de Avaliação da Descoberta/PAD – do poço 1-BRSA-618-RJS – Consórcio BM-S-11), e Entorno de Iara (Bloco 4, do contrato de cessão onerosa), localizadas no pré-sal da Bacia de Santos. Na área do Plano de Avaliação de Iara, sob regime de concessão, os trabalhos realizados pelo Consórcio BM-S-11 começaram em setembro de 2008 e consistiram na aquisição de dados sísmicos 3D, na perfuração e avaliação de sete poços e na realização de um Teste de Longa Duração (TLD). Como resultado, foram identificadas duas jazidas com a perfuração dos poços 1-BRSA-618 RJS e 3-BRSA-1032 RJS, cujos limites se estendem para o bloco Entorno de Iara. Nesse bloco, durante a execução do Programa de Exploração Obrigatório (PEO), a operadora Petrobras (100%) adquiriu dados sísmicos 3D e perfurou três poços com o objetivo de descobrir, delimitar e caracterizar os reservatórios. Além disso, foram realizados três testes de formação e um TLD para avaliar a produtividade dos reservatórios. Foi identificada uma jazida com a perfuração do poço 1-BRSA-1146 RJS, cujo limite se estende para a área de Concessão do BM-S-11. Dessa maneira, a atividade exploratória no PAD e no bloco 4 da cessão onerosa resultou na delimitação de três acumulações. Por força da regulação vigente e por se tratar de contratos distintos (con6

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Foto: Divulgação BP

Petrobras declara comercialidade das áreas de Iara e Entorno de Iara

cessão e cessão onerosa) foram declaradas as comercialidades de oito campos, que serão objeto de Acordos de Individualização da Produção (AIP). Em razão da extensão das jazidas entre a concessão BM-S-11 e a área Entorno de Iara, a ANP foi formalmente comunicada na forma da regulação vigente. Os volumes recuperáveis estimados totais desses campos superam 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), comprovando o alto potencial das acumulações. Desenvolvimento da produção – Os campos estão localizados a cerca de 230 km da costa do Rio de Janeiro, em profundidade d’água entre 2.000 e 2.300 m. Todos os campos são portadores de óleo de boa qualidade (24º a 30º API). Para esses campos, a Petrobras e seus parceiros planejam o desenvolvimento inicial da produção por meio de três FPSOs. Os projetos de engenharia para drenagem dos campos serão deta-

lhados quando houver a apresentação dos respectivos Planos de Desenvolvimento à ANP. O desenvolvimento da produção nos campos descobertos na área de Iara se soma à implementação da produção do campo de Lula (áreas de Tupi e Iracema), também no BM-S-11, onde serão instalados dez FPSOs. O consórcio BM-S-11 é operado pela Petrobras (65%), em parceria com a BG E&P Brasil (25%) e Petrogal Brasil (10%). Revisão do contrato da cessão onerosa – Com a declaração de comercialidade do Entorno de Iara, encerra-se a fase exploratória do contrato de cessão onerosa e assim terá continuidade o processo formal de revisão do contrato a ser realizado bloco a bloco, levando-se em consideração as premissas técnicas e econômicas de cada área. A expectativa é de que a revisão do contrato da cessão onerosa seja concluída em 2015.

Descoberta nova acumulação de petróleo na Bacia de Sergipe A Petrobras informa os resultados da perfuração do poço 9-SES-188D (nomenclatura Petrobras) / 9-BRSA-1280D-SES (nomenclatura ANP), localizado na concessão BM-SEAL-11, bloco SEAL-M-426, em águas ultraprofundas da Bacia de Sergipe. Os resultados ratificam a descoberta de óleo leve e gás na área de Farfan (entre 37º e 40º API), conforme comunicado ao mercado no dia 9 de agosto de 2013. Essa perfuração também constatou a presença de uma nova acumulação de óleo leve em reservatório mais profundo, com espessura de 28 metros. Localizado a 107 km da cidade de Aracaju, capital de Sergipe, a 5,7 km do poço descobridor e em profundidade de água de 2.492 m, o poço alcançou a profundidade final de 5.900 m e, no momento, encontra-se em avaliação. Essa acumulação integra o projeto exploratório da Bacia de Sergipe-Alagoas em águas profundas, conforme previsto no Plano de Negócios e Gestão da Petrobras para o período 2014-2018. A Petrobras dará continuidade ao Plano de Avaliação da Descoberta (PAD), conforme aprovado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A Petrobras é a operadora do consórcio (60%) em parceria com a IBV-Brasil (40%). TN Petróleo 99

indicadores tn

A Petrobras informa que bateu novo recorde histórico de produção própria diária de petróleo e LGN (líquido de gás natural) no dia 21 de dezembro, quando produziu 2 milhões e 286 mil barris. O volume não considera a parcela de seus parceiros e supera o recorde anterior de 2 milhões e 257 mil barris, alcançado no dia 27 de dezembro de 2010. A Petrobras também bateu recorde diário de produção operada em 21 de dezembro, tendo produzido 2 milhões e 470 mil bpd. O novo patamar histórico decorre principalmente da contribuição de nove sistemas de produção: cinco deles começaram a operar em 2013 e tiveram novos poços interligados ao longo de 2014, quando foram instaladas outras quatro plataformas. Das unidades instaladas em 2013, contribuíram para esse resultado a P-63, no campo de Papa-Terra, e P-55, no campo de Roncador – ambas na Bacia de Campos, além do FPSO Cidade de Itajaí, em Baúna, no pós-sal da Bacia de Santos. No pré-sal da Bacia de Santos, destaque para a produção dos FPSOs Cidade de São Paulo, no campo de Sapinhoá, e Cidade de Paraty, na área de Lula Nordeste. Os sistemas de produção que entraram em operação em 2014 e que colaboraram para o desempenho da produção foram a P-58, no Parque das Baleias, e P-62, no campo de Roncador, na Bacia de Campos; além dos FPSOs Cidade de Mangaratiba, na área de Iracema Sul, e Cidade de Ilhabela, na de Sapinhoá Norte, ambos no pré-sal da Bacia de Santos. Contribuiu para o recorde a alta eficiência operacional dos campos localizados nas porções fluminense e capixaba da Bacia de Campos, como resultado do Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef). Essas áreas têm mantido a produção sustentável, diante do declínio natural dos reservatórios. Cabe destacar a alta eficiência operacional e a manu8

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Foto: Agência Petrobras

Petrobras bate recordes e supera patamar de 700 mil barris diários no pré-sal

tenção da estabilidade da produção nas Unidades Operacionais do Norte e Nordeste do país, que praticamente compensaram todo o declínio natural dos campos maduros da área. Com a chegada de novas embarcações de apoio do tipo PLSV (Pipe Laying Support Vessel) e com a redução do tempo não produtivo dessas unidades – fruto das ações do Programa de Redução de Custos em Sistemas Submarinos (PRC-Sub) – a companhia interligou 68 novos poços, produtores e injetores, até novembro de 2014, o que já é um número bem superior aos 45 poços interligados ao longo de todo o ano de 2013. Novo recorde no pré-sal – A produção de petróleo nos campos operados pela Petrobras na província do pré-sal das bacias de Santos e Campos atingiu a marca histórica de 700 mil barris de petróleo por dia (bpd) em 16 de dezembro de 2014. Desse volume, cerca de 74% (523 mil bpd) correspondem à parcela da companhia e o restante à das empresas parceiras nas diversas áreas de produção da camada pré-sal. A produção de 700 mil barris por dia foi alcançada apenas oito anos depois da primeira descoberta de petróleo na camada pré-sal, ocorrida em 2006, e apenas seis meses após a marca dos 500 mil barris, obtida em junho. Essa produção representa

uma marca extremamente significativa na indústria do petróleo, ainda mais diante do fato de os campos se situarem em águas profundas e ultraprofundas. Atualmente, o petróleo do pré-sal é produzido por 12 diferentes plataformas, oito delas produzindo exclusivamente naquela camada geológica. O patamar de 700 mil bpd foi conseguido com a contribuição de somente 34 poços produtores. Isso evidencia a elevada produtividade dos campos já descobertos na camada pré-sal. Desses poços, 16 estão localizados na Bacia de Santos, que responde por cerca de 61% do volume produzido no pré-sal – perto de 429 mil barris por dia. Os demais 18 poços estão localizados no pré-sal da Bacia de Campos e respondem pelos 39% restantes da produção – cerca de 273 mil barris por dia. O aumento da produção se deve, também, ao excelente desempenho operacional das atividades de construção e interligação de poços, com suporte dos programas estratégicos PRC-Poço (Programa de Redução de Custos em Poços) e PRC-Sub. Esses programas integram iniciativas que vêm incorporando melhorias contínuas na redução da duração e dos custos não apenas de poços, como também de instalações submarinas dos projetos de exploração e produção.

Fiesp prevê crescimento de 0,5% do PIB em 2015 PIB da indústria deve crescer apenas 0,1% no próximo ano. A economia brasileira, que

amargou uma recessão técnica no primeiro semestre do ano, deve encerrar 2014 com o tímido crescimento de 0,1%. E para o próximo não é esperada recuperação que resulte em uma alavancada do Produto Interno Bruto (PIB). As estimativas são da Federação e do Centro das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp e Ciesp). Durante a divulgação do balanço de 2014 e das perspectivas para 2015, a direção das entidades fez uma estimativa de ligeiro crescimento de 0,5% do PIB em 2015. A projeção do Departamento de Pesquisas e Estudos Econômicos (Depecon) da Fiesp e do Ciesp para o PIB da indústria é de queda de 1,7% em 2014 e aumento de 0,1% em 2015. “Nós nos preocupamos porque estamos saindo de um ano sem crescimento, com crescimento negativo da indústria de transformação, para um ano de pouco crescimento”, disse o presidente das entidades, Paulo Skaf, em almoço com jornalistas no dia 11 de dezembro. A indústria extrativista mineral deve ser a única a apresentar um crescimento mais expressivo no final de 2014 e em 2015, com aumento de 6,6% e 5,2% do PIB, respectivamente.

Já o PIB da indústria de transformação deve fechar o ano com queda de 3,5%. A previsão do Depecon para o PIB do setor em 2015 também é de queda: 1,1%, enquanto o PIB do segmento agropecuário deve ficar estagnado em 2014 e 2015 em uma variação positiva de 0,9%, também de acordo com a equipe de economia da Fiesp e do Ciesp. A atividade da indústria paulista deve encerrar 2014 negativa em 5,4%. O prognóstico para 2015 também é arrefecimento do desempenho do setor, com uma taxa negativa prevista em 1%. A tendência de queda também permanece para o mercado de trabalho da indústria paulista para o próximo ano. Em 2014, o emprego industrial deve mostrar recuo de 5,4%, seguido por queda de 1,2% em 2015. O Depecon projeta queda para o emprego e para a produção industrial do Brasil. Segundo o departamento, a PIM-Brasil, pesquisa de produção física do setor industrial medida pelo IBGE, deve anotar uma baixa de 2,7% em 2014 e de 0,6% em 2015. E o emprego no setor manufatureiro do país deve ficar negativo em 3,6% em 2014 e 1,8% em 2015. Consumo e investimento – O consumo das famílias deve

apresentar queda de 2014 para 2015. Segundo as projeções do Depecon, o consumo deve mostrar alta de 1,3% em 2014, mas a variação, ainda que positiva, deve diminuir para 0,8% no próximo ano. Ao longo do 2014, a Fiesp alertou para a significativa queda de investimentos na economia brasileira. Em 2013, a Formação Bruta de Capital Fixo (FBCF), medida do que se investe em máquinas e equipamentos, apresentou uma variação positiva de 5,2%. Mas é esperada uma queda de 7,1% em 2014 e recuo de 1,5% em 2015. Setor externo – A equipe de economia da Fiesp espera um saldo negativo de US$ 2,6 bilhões da Balança Comercial em 2014. Já para 2015, é estimado um saldo positivo de US$ 7,9 bilhões. As exportações devem apresentar queda de 6,1% em 2014 e ligeiro crescimento de 1,1% no próximo ano. O prognóstico do Depecon para as importações é de queda de 4% em 2014 e de 3,5% em 2015. De acordo com Paulo Skaf, o motivo principal para os números positivos é um esperado recuo das importações por conta de um dólar em níveis mais elevados.

TN Petróleo 99

indicadores tn

Opep reduz as projeções de demanda mundial A Organização de Países Exportadores de Petróleo (Opep) reduziu sua projeção para 2015 em cerca de 300 mil barris diários, para 28,9 milhões por dia. Trata-se de cerca de 1,15 milhão de barris diários a menos do que foi extraído pelos 12 países-membros no mês passado e fica abaixo da meta de 30 milhões de barris que eles reafirmaram em uma reunião em Viena em 27 de novembro. Segundo a organização, o impacto do desmoronamento de 40% dos preços sobre a oferta e a demanda ainda não é claro: “A revisão para baixo reflete o ajuste para cima da oferta fora da Opep, bem como a revisão para baixo feita na demanda global”, apurou-se no departamento de pesquisa do grupo com sede em Viena, no seu relatório mensal sobre o mercado de petróleo. Os preços futuros do petróleo bruto do tipo Brent desmoronaram para US$ 65,29 por barril, seu menor valor em cinco anos, em meio à especulação sobre a decisão da organização de manter os níveis de produção apesar do crescimento da oferta da América do Norte intensificar a superabundância nos mercados mundiais de petróleo. A demanda pelo petróleo bruto da Opep cairá para 28,92 milhões de barris diários no ano que vem, segundo o relatório. É uma cifra inferior a 28,93 milhões requeridos em 2009, e a menor desde o patamar de 27,05 milhões por dia que foi necessário em 2003, mostram os dados do grupo.

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Produção de países-membros da Opep e não membros – dez/2012 a nov/2014 Produção de países-membros da Opep

mb/d (Opep)

Outros países produtores

mb/d (total)

Queda em novembro – A produção dos 12 países-membros declinou em 390 mil barris por dia em novembro, totalizando 30,05 milhões por dia, em meio a uma menor produção na Líbia, segundo dados de analistas e organizações de mídia mencionadas no relatório como “fontes secundárias”. A produção da Líbia experimentou no mês de dezembro de 2014 um recuo de 248.300 barris diários, para 638.000 por dia. As extrações no campo petrolífero de Sharara, o ativo de maior produção do país, e no local vizinho de El Feel, foram suspensas depois que ele foi ‘tomado’ por atiradores, segundo a Agência Internacional de Energia. A produção também diminuiu na Argélia, em Angola, no Kuwait, no Catar, nos Emirados Árabes Unidos e na Arábia Saudita, cuja produção declinou 60.100 barris por dia, para 9,59 milhões. A organização reduziu suas projeções de demanda mundial pelo petróleo

Nov 14

Set 14

Out 14

Jul 14

Ago 14

Jun 14

Abr 14

Maio 14

Fev 14

Mar 14

Jan 14

Dez 13

Nov 13

88 Set 13

26 Out 13

89 Jul 13

27 Ago 13

Jun 13

Abr 13

Maio 13

Fev 13

Mar 13

Jan 13

Dez 12

em 2015. O consumo mundial de combustível aumentará em 1,12 milhão de barris por dia, ou 1,2%, em 2015, totalizando 92,26 milhões por dia. Trata-se de uma redução de 70 mil barris por dia em relação ao relatório do final de 2014. A Opep incrementou os prognósticos de reservas fora do grupo em 2015 em 120 mil barris por dia. A oferta fora da organização, impulsionada pelos EUA, Canadá e Brasil, se expandirá em 2015 em 1,36 milhão de barris diários, para 57,31 milhões por dia. A produção de países não membros aumentará em 1,72 milhão de barris diários, cerca de 580 mil por dia acima das estimativas iniciais da organização. O total de inventários de petróleo das economias mais avançadas do mundo continuou 15 milhões de barris acima da sua média há cinco anos, em outubro, com 2,7 bilhões de barris, mesmo com um declínio de 5,1 milhões de barris, segundo o relatório.

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PELO MUNDO venezuela: Detentora de uma das maiores reservas provadas de óleo e gás no mundo (298 bilhões de barris), a Venezuela também possui a maior reserva provada de óleo cru do planeta, localizada na Faixa de Orinoco, uma área de 55.300 km² que corta o país. noruega: O maior produtor de petróleo da Europa também é um importante fornecedor de energia para o continente. Entretanto, a produção no Mar do Norte alcançou o pico em 2001, com 3,4 milhões de barris por dia, e declinou para 1,8 milhão de barris por dia em 2013. qatar: Desde 2006, o país é o maior exportador de gás natural liquefeito (GNL) do mundo. Atualmente, a sua oferta responde por 32% das exportações globais. A sua economia é extremamente dependente das receitas advindas da exportação de GNL, óleo cru e derivados. irã: Apesar de ter a quarta maior reserva provada de petróleo do mundo e a segunda maior de gás natural, as sansões econômicas imputadas à nação afetaram profundamente o setor energético. Há alguns anos o país enfrenta o declínio da sua produção de petróleo. nigéria: O maior produtor de petróleo da África também é um dos maiores exportadores de gás natural liquefeito. Entretanto, a ação de grupos extremistas como o Boko Haram e a falta de

infraestrutura prejudicaram o setor de gás. A produção de óleo declinou em 100 mil barris por dia. malásia: Situada no corredor estratégico do comércio de energia no sudeste asiático, a Malásia é o segundo maior exportador de gás natural liquefeito do mundo, atrás do Qatar. O setor energético responde por 20% do PIB do país. Argelia: Líder na produção de gás natural na Africa e segundo maior fornecedor de gás para a Europa, apesar de ser um dos três maiores produtores de petróleo do continente africano, a produção de óleo e gás da Argélia vem declinando há alguns anos. Emirados Arábes Unidos: Membro da Opep e do Gas Exporting Countries Forum (GECF), o país é um dos dez maiores produtores de óleo e gás do planeta. Sua produção diária gira em torno de 3,6 milhões de barris por dia. Omã: O maior produtor de petróleo e gás do Oriente Médio não faz parte da Opep. Assim como seus vizinhos na região, Omã depende das receitas dos hidrocarbonetos. Para se capitalizar frente a sua localização estratégica, o país está construindo um complexo de refino e armazenamento de petróleo na cidade de Duqm, perto do estreito de Hormuz.

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(Fonte: U.S. Energy Information Administration / BP World Outlook Energy (Jun/2014).

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indicadores tn

Sindicom divulga balanço e projeções para 2015 Associadas ultrapassaram a marca dos 100 bilhões de litros de combustíveis distribuídos, registrando expansão das vendas estimada em 6,1%. O Sindicom (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e Lubrificantes) divulgou no dia 16 de dezembro, durante coletiva anual, realizada no Rio de Janeiro, o balanço de 2014 para o setor. Apesar do freio na economia, as vendas das associadas ultrapassaram a marca dos 100 bilhões de litros de combustíveis distribuídos aos postos e demais clientes, registrando expansão das vendas em 6,1%. No total, 105 bilhões de litros de combustíveis foram comercializados. Com esse volume,

ampliou-se em 0,4 ponto percentual a participação no mercado, na comparação com o ano anterior. No etanol hidratado, o desempenho foi impulsionado pela desoneração do PIS/Cofins, ocorrida em 2013, a que se somou a ampliação da frota de biocombustíveis (flex fuel). “A desoneração equilibrou a concorrência e fez com que nossas associadas recuperassem mercado, pois as empresas que deixavam de recolher o PIS/Cofins perderam essa vantagem econômica”, afirma o diretor de Mer-

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural

DJ Oil & Gas (%)

Período de 06/2014 a 11/2014

30.10.2014

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

Julho

Bacia de Campos

1.505,0

1.547,9

1.579,9

1.600,1

1.579,4

1.572,5

Outras (offshore)

304,9

303,6

328,8

321,3

349,5

342,9

Total offshore

1.809,9

1.851,4

1.908,8

1.921,4

1.928,9

1.915,4

Total onshore

198,2

198,0

195,9

196,3

197,5

195,2

2.008,0

2.049,5

2.104,6

2.117,6

2.126,4

2.110,6

Total Brasil

Agosto Setembro

Outubro Novembro

Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Junho Bacia de Campos

Julho

Agosto Setembro

Outubro Novembro

23.971,7 25.934,6 26.712,6 26.520,2 26.723,7 26.419,1

Outras (offshore) 26.030,9 25.772,4 27.518,7 27.422,1 28.397,1 27.385,5 Total offshore

50.002,6 51.707,0 54.231,3 53.942,3 55.120,8 53.804,6

Total onshore

16.408,2 16.584,4 16.790,2

17.194,7 16.919,0 16.971,2

Total Brasil

66.410,8 68.291,4 71.021,5

71.137,0 72.039,8 70.775,8

Junho

Julho

Agosto Setembro

Outubro Novembro

113,8

121,0

115,0

119,7

117,9

99,4

16.630,8

14.554,6

2.795,2

2.740,9

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

15.828,3

16.921,5

15.807,0

16.292,7

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

2.632,7

2.698,7

2.759,3

2.780,6

TN Petróleo 99

-0.38 -1.35 Variação no período: -12.64%

bovespa (%) 30.10.2014

06.01.2015

2.52 1.02 Variação no período: -5.97%

dólar comercial* 30.10.2014

06.01.2015

2.403 2.700 euro comercial* 30.10.2014

06.01.2015

3.03 3.21 Variação no período: 3.25%

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

06.01.2015

Variação no período: 9.71%

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

cado e Comunicação do Sindicom, Cesar Guimarães. Ele acrescenta que a venda do etanol hidratado cresceu 11,1%, em relação a 2013, chegando a 7,9% bilhões de litros. A comercialização de gasolina C expandiu 7,7% nas filiadas, somando 33 bilhões de litros. Em todo o mercado, foram distribuídos 44,3 bilhões de litros do produto – 7,1% a mais do que em 2013. Por trás desse resultado, esteve o aumento da frota de passeio em cerca de 3%. Computados a gasolina C, o etanol

Fonte: Petrobras

*Valor de venda, em R$

hidratado e o gás natural veicular (GNV) – combustíveis do ciclo Otto para veículos leves –, as vendas das associadas cresceram 7,8%, contra 7,2% na totalidade do mercado. Diesel – Os números da distribuição em 2014, projetados com base em dados das filiadas e da ANP, atestam que também no segmento do diesel o consumo automotivo se manteve firme, mesmo com a desaceleração da economia. A procura do produto aumentou 2,9% nas associadas ao Sindicom, que venderam 49,3 bilhões de litros, enquanto a comercialização total deve alcançar 59,9 bilhões, com acréscimo de 2,4% ao volume de 2013. A demanda por diesel nos postos de serviços decorreu do predomínio

do modal rodoviário no transporte de insumos e bens de consumo e do incremento da logística no agronegócio. Óleo combustível – O maior percentual de crescimento em 2014 foi alcançado nas vendas de óleo combustível, demandado pela operação em níveis elevados das usinas termelétricas complementares, em mais um ano com déficit de chuvas e baixa nos níveis dos reservatórios das hidrelétricas. A distribuição do produto pelas filiadas, que atendem a quase todo o mercado, deve atingir alta de 26,5%, totalizando 6,3 bilhões de litros. Foi o segundo ano consecutivo de consumo atípico do óleo combustível, que havia aumentado 26% em 2013.

Período: 30.10.2014 a 06.01.2015 | ações ações ações ações

petrobras R$

ON 13,78

7,95

PN 14,32

8,20

Variação no período: -41.51%

VALE R$

ON 23,70 21,51 PNA 20,50 19,02 Variação no período: -13.13%

Variação no período: -11.37%

CPFL

BRASKEM

ON 13,04

11,65 PNA 17,40 16,01

Variação no período: -11.07%

Variação no período: -9.03%

petróleo brent (US$) 30.10.2014

86.24

06.01.2015

51.10

Variação no período: -41.35%

petróleo WTI (US$) 30.10.2014

81.12

“O grande problema é não ter dinheiro em caixa. Qualquer empresa de petróleo iria explorar uma reserva como a do pré-sal, mesmo com o preço do petróleo baixo, pois o retorno do investimento é de longo prazo (de 20 a 30 anos).” Edmar Almeida, diretor do Instituto de Economia da UFRJ, 07/01/2015 – O Globo

“Com a queda nos gastos, as companhias de serviços para campos petrolíferos e empresas responsáveis pelo transporte do produto devem começar a sentir esse estresse.” Steven Wood, diretor de finanças corporativas

Variação no período: -41.24%

FRASES

06.01.2015

47.93

Variação no período: -41.69%

da Moody’s, 06/01/2015 – Estado de S. Paulo

“No curto prazo, o que mais afeta as ações da Petrobras é o escândalo de corrupção dentro da empresa e seu impacto no balanço da economia. Mas, no longo prazo, a cotação do petróleo prejudica bastante a petroleira. Dependendo do nível em que o preço se estabilizar, pode até inviabilizar o pré-sal.” Fernando Góes, analista da Clear Corretora, 05/01/2015 – Folha de S. Paulo

“Quero manter um diálogo construtivo com os representantes do setor privado, em especial os investidores, em todas as áreas sob nossa jurisdição, com o propósito de construir um ambiente propício aos investimentos. Precisamos valorizar cada vez mais a parceria entre o Governo e os empresários.” Eduardo Braga, ministro de Minas e Energia, 03/01/2015 – Portal Brasil

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entrevista exclusiva

“A perspectiva é de

produção crescente.”

“A ANP está em vias de aprovar uma nova regulamentação do Plano de Desenvolvimento que focará a análise dos campos de grande produção, acompanhando o projeto desde sua concepção”, antecipa Gutman, nessa entrevista exclusiva à TN Petróleo, na qual avalia que a queda de preço não inviabilizará projetos no país. “Já havia essa expectativa de redução do preço do petróleo em função do contexto mundial relacionado ao balanço de oferta e demanda desse hidrocarboneto”, pontuou. TN Petróleo – O Relatório da Goldman Sachs, publicado em outubro, prevê que a produção de petróleo do Brasil deve subir 325 mil barris/dia (quase mil barris por dia) em 2015, registrando o maior crescimento no continente sul-americano, com a produção da Bacia de Santos superando os declínios registrados na de Cam14

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Foto: Divulgação

José Gutman, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

A ANP busca avaliar o controle do declínio de modo personalizado, com foco no bom gerenciamento do reservatório e na busca contínua pela maximização da recuperação de petróleo e gás natural dos reservatórios por meio de projetos complementares.

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entrevista exclusiva o mesmo mês de 2013. Esse é um bom índice para a agência? A ANP vem empreendendo todos os esforços para gerenciar o declínio natural dos campos maduros e fomentar o desenvolvimento do pré-sal. A expectativa é que nos próximos anos a produção dobre, gerando aumento na arrecadação das participações governamentais (como royalties etc.), desenvolvendo a indústria nacional (via conteúdo local), além de fomentar a pesquisa e desenvolvimento. Nesse cenário, o Brasil se tornará também um potencial exportador líquido de petróleo, que o colocará em uma nova posição na geopolítica energética mundial. O avanço da produção do petróleo no Brasil acontece em um momento em que os preços do petróleo estão em trajetória de queda. Entretanto, de acordo com a Goldman Sachs, isso não ameaça a sustentabilidade de projetos no pré-sal. “A manutenção de preços fracos não representa uma ameaça à produção de Santos, uma vez que tem um dos mais baixos custos marginais neste espaço”, afirmou o banco de investimentos. Qual a sua avaliação? Os projetos de E&P, incluídos os do pré-sal, são submetidos pelas empresas, em regra geral, a uma avaliação da viabilidade técnica e econômica levando em conta um cenário de longo prazo, contemplando uma posição conservadora. Ademais, já havia essa expectativa de redução do preço do petróleo em função do contexto mundial relacionado ao balanço de oferta e demanda desse hidrocarboneto. Mais de 90% da produção de petróleo e gás natural são provenientes de campos operados pela Petrobras. O senhor acredita que esse predomínio da Petrobras na 16

TN Petróleo 99

A expectativa é que nos próximos anos a produção dobre, gerando aumento na arrecadação das participações governamentais (como royalties etc.), desenvolvendo a indústria nacional (via conteúdo local), além de fomentar a pesquisa e desenvolvimento.

produção deve sofrer uma alteração mais expressiva antes do final da década? Embora tenhamos cerca de 80 empresas atuando em E&P no Brasil, com perspectivas de novos entrantes a cada leilão e fomento inclusive da participação das empresas de pequeno e médio porte, a perspectiva de produção do pré-sal (operado majoritariamente pela Petrobras) é algo grandioso. E que acaba, em termos de volume, se sobrepondo às demais produções, que são também muito importantes para o país. De qualquer forma, o Brasil apresenta oportunidades para variados tipos de empresas, uma vez que temos cerca de 7,5 milhões de km2 de área sedimentar espalhados por 38 bacias, que englobam desde as já maduras, passando pelas de novas fronteiras tecnológicas ou de conhecimento, e culminando com as de elevado potencial petrolífero.

O campo de Roncador, na Bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo em outubro, e tem dividido essa liderança com Marlim há mais de uma década. E ambos são campos do pós-sal. Há a expectativa de que haja mudança nessa liderança? Que campo do pré-sal tem mais condições de atingir seu ápice de produção para superar Roncador e Marlim? O Campo de Marlim Sul vem dividindo a liderança com o Campo de Roncador desde janeiro de 2009. Com a entrada da P-55, o Campo de Roncador assumiu a liderança definitiva em maio de 2014. A expectativa é que o campo de Lula, cuja produção integral é oriunda do pré-sal geológico, seja o primeiro a superar a liderança de Roncador, o que pode ocorrer já em 2016. Lula já é o maior produtor de gás natural, com média diária de 8,9 milhões de m3, e o Brasil produz 20 milhões de m³ a mais por dia do que em outubro de 2013. O senhor acredita que essa linha ascendente deve se manter? A tendência é de crescimento da produção de gás natural nos próximos anos, em especial em função do crescimento da produção do pré-sal, que em sua maioria possui alta razão gás-óleo (RGO). A meta de o país produzir 100 milhões de m³ por dia de gás natural pode ser atingida em 2015? Existe esta expectativa, conforme previsto nos Programas Anuais de Produção já mencionados. Vale destacar que, em outubro deste ano, a produção de gás natural já foi de quase 93 MMm³/d (milhões de m3 por dia). A produção do pré-sal passou de 436,1 mil boed (358,8 mil barris/

A perspectiva é de produção crescente dia de petróleo por dia e 12,3 milhões m³/d de gás natural), com 27 poços produzindo em janeiro deste ano, para 739,5 mil boed (607,1 barris/dia de petróleo e 21,0 milhões m³/d de gás natural), com 40 poços em produção. Aumentou mais de 60% com apenas 13 poços a mais. Isso se deve à melhor produtividade de poços? Ou alguns atingiram o pico? Em primeiro lugar, é importante apontar que o chamado pré-sal geológico engloba também reservatórios de menor produtividade, como é o caso dos campos de Pampo, Trilha e Linguado. Há também poços do pré-sal geológico nos campos relevantes da Bacia de Campos (Marlim/Voador, Albacora, Marlim Leste, Barracuda/Caratinga), mas que possuem produção inferior aos poços do pré-sal da Bacia de Santos.

Esses poços de menor produção também são contabilizados como poços do pré-sal e respondem por um número representativo dos 27 poços que produziram em janeiro/2014. Outro aspecto relevante é que a situação dos poços é dinâmica e particular. Um poço pode, eventualmente, deixar de produzir por um tempo, por questões operacionais ou por estratégia de explotação do reservatório. Novos poços começam a produzir à medida que são interligados às novas plataformas ou a plataformas já existentes. Na comparação com janeiro/2014, a produção do pré-sal em setembro/2014 teve 15 poços diferentes, dos quais dez aparecem na lista dos 30 poços com maior produção, e juntos produziram cerca 290 Mil boed, ou 66% da produção no pré-sal em setembro. Portanto, o maior

número e produtividade dos poços que produziram em setembro explicam em boa parte a variação de produção no período. Como está a produtividade do pré-sal na avaliação da ANP? É um bom índice? Ou está abaixo da expectativa? A produção do pré-sal apresenta bons números. Como exemplo, podemos citar que, no mês de outubro, 22 dos 30 poços com maior produção no Brasil são poços do pré-sal. Quantos poços produtores o pré-sal tem hoje, e em que campos? Em outubro, foram 40 poços produtores em 11 campos e duas áreas exploratórias. Esses dados são publicados no site da ANP mensalmente, no Boletim da Produção.

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entrevista exclusiva A ANP tem acompanhado o esforço da Petrobras para recuperar os índices de eficiência e produtividade na Bacia de Campos? Evidentemente, a Bacia de Campos, por ser madura com grande quantidade de campos que já apresentam alta produção de água e expressivas movimentações de gás, requer maior acompanhamento nas eficiências operacionais das unidades. Neste intuito, a ANP a regula e fiscaliza, buscando que as plataformas de todos os concessionários operem de forma que a produção realizada se alinhe com o potencial instalado, minimizando perdas nos sistemas de topside, subsea e de poços. Qual a avaliação que a ANP faz hoje do Programa de Otimização da Eficiência Operacional da Petrobras (Proef)? Ele tem gerado os resultados esperados pela agência, que tem de zelar pela produção brasileira desse energético estratégico? A ANP fomenta programas como o Proef, bem como iniciativas de quaisquer outros operadores que impliquem a melhoria na eficiência operacional na região. As decisões da ANP em relação aos Planos de Desenvolvimento de grandes campos recentemente revisados (Roncador, Marlim Sul, Marlim e Albacora) vão ao encontro desta diretriz. Ademais, destacamos o Programa Anual de Redução de Queimas (Parq), que implicou a redução de queima de gás natural, e uma maior utilização deste recurso energético. Em 2009, a queima de gás no Brasil representou cerca de 16% do total produzido, enquanto em 2013 a queima baixou para um patamar inferior a 5%. Em suma, uma enorme redução em tão pouco tempo. 18

TN Petróleo 99

Que desafios ainda há a vencer, sobretudo para evitar que haja um declínio acentuado de uma bacia madura, mas que está se renovando com o pré-sal? Embora a produção brasileira esteja se renovando com o pré-sal, existe uma concentração de esforços no controle dos declínios das bacias maduras, principalmente a de Campos, que responde por parcela significativa da produção. Assim, é importante que sejam viabilizados projetos complementares nos campos, como a perfuração de novos poços, a ampliação do método de recuperação secundária (como a injeção de água), a implantação dos métodos de recuperação avançada (EOR), investimentos em novas tecnologias, como os equipamentos subsea, que podem aumentar o fator de recuperação dos reservatórios e prolongar a vida útil do campo. Tais atividades são cobradas e compromissadas pela ANP no âmbito da análise e aprovação dos Planos de Desenvolvimento. Por isso a ANP tem revisado diversos planos de desenvolvimento da produção. Quais os resultados e objetivos desta ação? Na aprovação do Plano de Desenvolvimento de Marlim foi determinado, por exemplo, a apresentação do projeto de revitalização do campo. Outros planos de desenvolvimento aprovados recentemente, como os de Marlim Sul, Roncador, Pampo e Albacora, também compromissaram uma série de projetos complementares que seguem a diretriz mencionada. Para 2015, ainda deliberaremos sobre outros campos relevantes, como o de Marlim Leste, Barracuda e Caratinga. Os resultados que vêm sendo obtidos com essas

revisões são os compromissos de investimento, redução do declínio da produção e consequente aumento da produção nacional. Vale mencionar que a ANP está em vias de aprovar uma nova regulamentação do Plano de Desenvolvimento que focará a análise dos campos de grande produção, acompanhando o projeto desde sua concepção. Isto garantirá um acompanhamento mais próximo dos campos que respondem pela maior parcela da produção. Por outro lado, haverá uma simplificação da análise dos campos de pequena produção. Como têm sido os resultados de outras bacias produtoras? Quais as expectativas da ANP em relação a elas? A performance das bacias produtoras brasileiras está diretamente relacionada ao nível de explotação das mesmas, e, neste contexto, o tratamento deve ser personalizado. A Bacia de Santos, por exemplo, nos reservatórios do pré-sal, está em seu estágio inicial de explotação e, portanto, espera-se o crescimento da produção. Há bacias com grau de explotação elevado que também possuem novas oportunidades sendo avaliadas no seu offshore, como é o caso das bacias do Sergipe, Potiguar e Espírito Santo. Como já abordado aqui, no onshore destas bacias maduras o esforço é para que haja o controle do declínio e o prolongamento da vida útil do campo. Mesmo assim, há também todo um esforço exploratório englobando áreas já na Fase de Produção, para que novos reservatórios sejam descobertos e produzidos. Portanto, a ANP trabalha no sentido de promover o desenvolvimento das bacias, sempre buscando o incremento da produção nacional, com base nas melhores práticas da indústria de petróleo e gás natural.

Quem nos acompanhou até aqui, não pode faltar na edição histórica Chegamos ao número 100 da tn petróleo com a sensação de que é possível recriar, todos os dias, aquela mesma emoção que nos levou a lançar a revista, em 1998. E temos mais de cem mil motivos para comemorar este marco da Benício Biz editores.

Sem Sua empreSa, eSta edição não eStará 100% completa. Foram muitos os parceiros que contribuíram para chegarmos a esta edição da tn petróleo. Instituições, empresas e profissionais do setor de petróleo e gás nos acompanharam nesta trajetória e nos ajudaram a escrever as páginas de nossa história. Portanto, não podemos fazer esta edição especial sem sua bem-vinda participação.

reserve já o seu espaço pelos telefones (21) 2224-1349 e 3786-8245, ou pelo nosso site: www.tnpetroleo.com.br/anunciar/revista/formatos

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Arte: TN Petr贸leo sobre foto American Safety Services

especial: explora莽茫o

TN Petr贸leo 99

por Felipe Salgado

TN Petr贸leo 99

Foto: Agência Petrobras

especial: exploração

A revolução das fontes não convencionais nos Estados Unidos, o pré-sal brasileiro e a mudança no marco regulatório mexicano estão posicionando as Américas, de Norte a Sul, como uma das mais pujantes fronteiras de exploração de hidrocarbonetos. Expectativas de autossuficiência, recordes de produção e abertura de mercado fraturam a estrutura monolítica do centro do tabuleiro energético mundial.

medida que a revolução tecnológica do fraturamento hidráulico (ou fracking) disponibiliza grandes volumes de .petróleo e gás, o continente americano se depara com um futuro promissor de crescimento da oferta destes insumos energéticos.

TN Petróleo 99

Desde que os EUA começaram a explorar as primeiras formações de rochas de folhelho, em 2008, a indústria norte-americana iniciou uma nova era na produção de fontes não convencionais, aproximando-se cada vez mais da autossuficiência em hidrocarbonetos. Os números confirmam esta expectativa, que deve se con-

cretizar ainda nesta década. Em dezembro de 2007, os EUA produziam 6,7 milhões de barris de petróleo por dia (bpd). Com a entrada das fontes não convencionais, a produção do país alcançou a marca de 11,5 milhões de barris de óleo equivalente (boe) em 2014, de acordo os

O petróleo dá as cartas nas Américas

Petróleo nas Américas Países

Reservas provadas Produção (bilhões de barris) (milhões bpd)

Consumo (milhões bpd)

EUA Canadá México Total América do Norte Argentina Brasil Colômbia Equador Peru Trinidade & Tobago Venezuela

44,2 174,3 11,1 229,6 2,4 15,6 2,4 8,2 1,4 0,8 298,3

10,0 3,9 2,9 16,9 0,7 2,1 1,0 0,5 0,1 0,20 2,7

18,9 2,4 2,0 23,3 0,6 2,9 0,3 0,2 0,2 0,04 0,8

Outros América do Sul e Central

0,5

0,1

1,6

Total América do Sul e Central

329,6

7,3

6,8

RP 229,6 P 16,9 C 23,3

RP 329,6 P 7,3 C 6,8

Obs.: Consumo do Chile: 377 – Fonte: BP Statistical Review of World Energy (Junho 2014)

relatórios da U.S. Energy Information Administration. Sinal de que as não convencionais estão alterando a configuração da geopolítica da energia.

Atividade em expansão “Os Estados Unidos colocaram cerca de um 1 milhão de barris de petróleo a mais no mercado nos últimos cinco anos. Isso significa que sua produção está crescendo mais do que o mercado mundial”, afirma Edmar Almeida, diretor de Pesquisa do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Embora o negócio dos não convencionais tenha sido iniciado a partir do boom do shale gas, a grande novidade é o crescimento dos investimentos em shale oil. Acompanhando esse mercado, um grupo de pequenas empresas independentes se fortaleceu.

Se até os anos 2000 o mercado norte-americano de petróleo era dominado pelas empresas majors, nos últimos 15 anos o que se assistiu foi a ascensão de empresas de menor porte que já chegaram a faturar até US$ 50 bilhões. Diante do rápido crescimento dos não convencionais nos EUA, são diversos os fatores de sucesso que determinaram a revolução energética no país: “O conhecimento da geologia local e a capacidade tecnológica possibilitam a formação de uma cadeia de fornecedores bastante competitiva.” Além disso, continua o economista, “a regulação para o acesso rápido às áreas de exploração facilita a entrada das empresas. Em áreas privadas, a negociação é feita com os proprietários do ter reno que detêm os recursos do subsolo. Em terras públicas, são frequentemente realizados leilões; a regulação ambiental também é feita de forma muito ágil.”

Edmar Almeida ainda acrescenta que: “A lógica predominante é que as empresas se comprometam a realizar uma série de procedimentos licenciatórios. A ênfase está na fiscalização do cumprimento das normas estabelecidas; e, por fim, o fato de existir um mercado de E&P com mais de dez mil empresas disputando o mercado, o que facilita o processo de captação de recursos e investimentos. Esses são os ingredientes da receita dos Estados Unidos.” Os estados do Texas, Pensilvânia, Louisiana e Arkansas passaram a ser responsáveis pela produção de 79% desses insumos não convencionais em 2013. O maciço Marcellus, formação geológica de rochas arenosas impregnadas de gás e óleo, se estende por quase 1.000 km ao longo das montanhas Apalaches do estado de Nova York até o da Virgínia Ocidental. É a segunda maior reserva de não convencionais do planeta. Desde 2011, sete mil poços foram TN Petróleo 99

especial: exploração

Localização das bacias de shale oil e shale gas 75 8 9 16

13 15,5

Canadá

58 33

EUA

Argélia

México 13

Rússia

Líbia 9

Paquistão

32 31,6

China

Venezuela 7

Brasil

18 12,4 11

Reservas estimadas Reservas prováveis

27 23

Argentina

Austrália

África do Sul

Shale oil (billões de barris) – 10 maiores reservas/país Shale gas (trilhões de m³) – 10 maiores reservas/país

perfurados lá. Com uma área de 246 mil km², estima-se que esse campo detenha uma reserva recuperável de 4 trilhões de m³ de gás. O gás de Marcellus é rico em líquidos, matéria-prima para a indústria petroquímica. A bacia de Eagle Ford Shale, no estado do Texas, teve 3.500 poços per furados apenas em 20 1 3 . No ano segui nte, 300 sondas terrestres estavam em operação na região. A produção de petróleo aumentou de 15 mil barris/dia em 2010 para 1,6 milhão de barris/dia em novembro de 2014. A produção de gás natural aumentou de 9 milhões de m³/dia em 2010 para 200 milhões de m³/dia em novembro de 2014.

Pressão da Opep Para 2015, a Agência Internacional de Energia (IEA) prevê o aumento de mais 1,3 milhão de barris por dia nos Estados Unidos. 24

TN Petróleo 99

Foto: Agência Petrobras

Fonte: EIA – U.S. Energy Information Administration; e ARI – Advanced Resources Internation, Inc. Maio de 2013

Um alerta vermelho para a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Afinal, os norte-americanos vêm reduzindo gradativamente a sua dependência dos mercados externos. Dos 9,8 milhões de barris diários importados em dezembro de 2007, esse número caiu para 7,5 milhões. Se considerarmos apenas as vendas que a Opep fez aos Estados Unidos, veremos que a média registrada de 5,41 milhões

de barris diários em 2007 caiu para 2,9 milhões em 2014. De acordo com a Administração de Informação de Energia dos EUA, a produção local deverá superar o consumo doméstico em 2020, ano em que o país se tornará exportador líquido do combustível e deverá alcançar sua independência em matéria de energia. Para frear o ímpeto da transformação energética americana em curso, os árabes deram uma espécie de choque do petróleo às avessas. Motivada pelo excesso de oferta no mercado, a Opep decidiu manter os atuais níveis de produção para derrubar a cotação do preço do barril. Uma tentativa de inviabilizar a exploração das não convencionais. A Arábia Saudita, preocupada em assegurar o seu mercado, colocou todas as fichas na mesa. Resta saber quem terá mais fôlego para bancar a aposta.

O petróleo dá as cartas nas Américas

Riscos ambientais da exploração intensiva As reservas de folhelho representariam 10% do total do petróleo e 32% do gás disponível no planeta, segundo a IEA dos Estados Unidos. Mais de 30 países possuem reservas desse energético, mas poucos iniciaram a exploração comercial. Foto: Chuck Anderson_Penn State

s maiores reservas mundiais de shale gas estariam na China (36,1 trilhões de m³), que somente em março de 2012 perfurou seu primeiro poço. Em segundo lugar vem os Estados Unidos, seguidos da Argentina. Há depósitos semelhantes em outros países, inclusive no Brasil, sendo que a Argentina é onde a exploração do gás não convencional mais se expandiu na América do Sul. Mas os EUA foram os primeiros a desenvolver tecnologia economicamente viável para extrair o gás e, em alguns lugares, também o óleo contido no xisto. Entretanto, apesar de ser mais barato do que a gasolina e menos poluente do que o carvão, os riscos de extração dessa fonte de energia para o meio ambiente ainda não são totalmente conhecidos. Para extrair esse gás, que está preso em camadas profundas, as companhias petrolíferas utilizam a técnica do fracking, que consiste em fraturar as finas camadas de folhelho (é uma rocha com formação em camadas) com jatos de água sob pressão. A água recebe adição de areia e de produtos químicos que mantêm abertas as fraturas provocadas pelo impacto, mesmo em grandes profundidades. A outra técnica é a perfuração horizontal. E para ter maior produção e rentabilidade, as petroleiras têm de perfurar milhares de poços e injetar milhões de litros de água sob altas pressões, abrindo as lâminas da rocha (por isso o xisto é também chamado de folhelho). Grãos de areia misturados à água se alojam entre elas, mantendo-as abertas, e assim, o gás escapa através do poço até a superfície.

defeitos genéticos. Desde então, o movimento ambientalista norte-americano mobilizou-se contra o fracking.

Produtos químicos são usados para ajudar no fraturamento da rocha. Cerca de metade da água retorna contaminada à superfície. Segundo os críticos, essa técnica deveria ser proibida porque causaria a contaminação do solo e dos lençóis freáticos por gases e produtos químicos. Em Pittsburgh, cidade do estado americano da Pensilvânia, fazendas convivem com os polos de produção desse energético. E as empresas que ali detêm os direitos de exploração do subsolo recusam-se a indenizar os fazendeiros que alegaram contaminação das águas e morte de animais por

Produção de vida curta – Um fator crucial que poderá acentuar os impactos ambientais e comprometer a sustentabilidade econômica dos projetos de exploração do shale gas, é que a técnica do fraturamento hidráulico gera uma produção de vida muita curta. O alcance do pico de produção é tão rápido quanto o seu declínio. Torna-se necessário perfurar vários poços que demandam muitos investimentos. E quando a produção entra em queda, montanhas de dívidas se acumulam e colocam em risco qualquer objetivo de rentabilidade. Para evitar a diminuição do lucro, as companhias prosseguem escavando e bombeando outros poços para compensar aqueles que se esgotaram. Alguns especialistas afirmam que os Estados Unidos podem estar criando uma “bolha do gás”, que ao explodir provocará uma crise de abastecimento e aumento de preços que afetará a economia mundial. TN Petróleo 99

Foto: Depositphotos

especial: exploração

O México

entra no jogo

México está abrindo o monopólio mais antigo da história do petróleo. O país foi um dos principais produtores do mundo e a sua produção começou a decair pela própria incapacidade de investimentos”, afirma David Zylbersztajn, da DZ Negócios e ex-diretor-geral da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural Biocombustíveis (ANP). A reforma vem em um momento de crise da indústria petrolífera mexicana. Apesar de o país ter elevado os investi-

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Foto: Depositphotos

O México está pronto para realizar o primeiro leilão de blocos para exploração de petróleo e gás natural, abrindo o mercado para empresas e investidores internacionais.

mentos de US$ 4,8 bilhões em 2001 para 26 bilhões de dólares em 2013, a produção de petróleo declinou desde o pico de 3,4 milhões de barris por dia em 2004 até 2,5 milhões de barris por dia em 2012. Uma perda de quase um milhão de barris diários nos últimos oito anos. “Pela localização, o conhecimento geológico e a tradição que o México tem no setor de petróleo, o país tem

tudo para deslanchar e retomar o status de relevante província petrolífera” completa. Com o fim do monopólio, a Pemex (Petróleos Mexicanos) está autorizada a celebrar contratos de licença de produção, produção compartilhada, contratos de compartilhamento de lucros e contratos de serviços. Ultrapassada recentemente pela Petrobras no ranking das maiores petroleiras do mundo – divulgado pelo Petroleum Intelligente Weekly (PIW) – a companhia deverá alcançar a produção de 3,5 milhões de barris por dia em 2025. Na primeira licitação da chamada “Rodada Um” – que abrange um total de 169 blocos

O petróleo dá as cartas nas Américas

em uma área de 4.222 km² – o governo apresentou os 14 blocos no Golfo do México que serão explorados por meio do regime de partilha por um período de 25 anos, com possibilidade de duas prorrogações de cinco anos cada. A licitação das áreas estará aberta de 15 de janeiro a 15 de julho de 2015. De acordo com Juan Carlos Zepeda, presidente da Comissão Nacional de Hidrocarbonetos, os especialistas estimam que os 14 blocos contêm um total de 687 milhões de barris de produção de petróleo. As condições estabelecidas pelas autoridades mexicanas permitem que as empresas concorram individualmente ou através de consórcios, desde que o capital contábil seja de US$ 1 bilhão. Nenhuma delas poderá concorrer em mais de cinco blocos. Alguns analistas estimam que os investimentos no setor podem chegar a US$ 15 bilhões por ano.

No rastro do Brasil As mudanças do setor energético mexicano estão provocando debates que implicam diferentes perspectivas legais. A reforma requer a elaboração de um novo marco regulatório de exploração e produção de óleo e gás no país. E o novo arcabouço jurídico guarda

fortes semelhanças com as práticas adotadas no Brasil à época da edição da Lei do Petróleo (1997) – à exceção do nível de conteúdo local para a aquisição de bens e serviços que, no primeiro momento, a Secretaria de Energia do México (Sener) fixou em 25%, portanto, bem inferior à média de conteúdo local para a fase exploratória no Brasil. Foi estabelecido que deve haver uma “Rodada Zero” antes que as companhias privadas tenham a oportunidade de obter direitos exploratórios. À Pemex ficam garantidos os direitos sobre as áreas em que investimentos em atividades de exploração e produção já tenham sido iniciados. Só depois as empresas poderão competir de igual para igual com a estatal. “O Poder Legislativo no México criou a chamada ‘Rodada Zero’, prevendo a retenção de campos produtores (100%), áreas com reservas provadas e possíveis (83%) e exploratórias (31%) pela Pemex”, analisa Paulo Valois, advogado da L. O. Baptista, Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira, Agel.

Reestruturação de uma gigante Em 1938, o carismático general revolucionário Lázaro Cárdenas, então presidente do México, anunciou, através de uma mensagem radiofônica, a nacionalização da indústria petrolífera do país. Com a descoberta do complexo de Cantarell, em 1976 – que entrou em operação em 1979 e chegou a ser o segundo maior produtor do planeta – a Pemex se tornou umas das maiores

petrolíferas do mundo. Mas com o passar do tempo, o declínio do campo produtor, que atingiu o seu pico em 2004, aliado à ineficiência e à má gestão paralisaram a capacidade da empresa em reinvestir em tecnologia e exploração.

O modelo do regime de partilha também foi pensado de forma bastante similar à brasileira: “Assim como a Petrobras, a participação predominante da Pemex no cenário geopolítico local foi preservada, com a retenção de 30% de participação em alguns casos”, finaliza o advogado.

Em busca do eldorado Dos 169 campos de produção que serão ofertados pelo Ministério de Energia do México, 47 estão situados num raio de 110 km de Tampico, cidade localizada no Golfo do México e berço da indústria petrolífera do país. Conhecida como “Cinturão Dourado”, a região tem um longo trecho de terras onde estão depositadas imensas reservas de petróleo não convencional. Outra bacia promissora é a de Chicontepec, uma área de 3.800 km² que abriga 40% das reservas petrolíferas do México. Descoberta em 1926, lá o petróleo é encontrado em rochas com pouca permeabilidade e porosidade. Uma complexidade geológica que exige maiores investimentos em tecnologia, razão pela qual a Pemex nunca conseguiu obter uma produção estável. Mesmo tendo estipulado uma meta de produção de 600 mil bpd em 2014, a companhia teve que se contentar com 47 bpd. Apesar de ter perfurado alguns poços em águas profundas no Golfo do México, a Pemex ainda não possui produção comercial por falta de recursos. Agora, a estatal terá a oportunidade de acessar reservas outrora inexploradas e se beneficiar da proximidade com os Estados Unidos. TN Petróleo 99

pré-sal

Foto: Agência Petrobras

especial: exploração

brasileiro:

desenvolvimento em tempo recorde

O Brasil também sofreu forte impacto na primeira década desse século com a descoberta do pré-sal, em 2006, que o elevou a um novo patamar no cenário energético mundial.

imenso reservatório dessa nova fronteira, que se estende por mais de 800 km (e 200 km de largura), desde a costa de Santa Catarina até o norte do litoral capixaba, abrangendo as bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, fez com que os olhos do mundo se voltassem para cá. A camada de sal, que não está distribuída de maneira uniforme, atinge espessuras de até 2.000 m em águas ultraprofundas da Bacia de Santos. A despeito dos desafios tecnológicos e logísticos, apenas oito anos depois da primeira descoberta de petróleo na camada pré-sal, em meados de 2006, a Petrobras atingiu a produção de 739,5 mil 28

TN Petróleo 99

barris de óleo equivalente por dia, sendo 607,1 mil barris diários de petróleo e 21 milhões de m³ de gás natural por dia, de acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Um feito que levou dez anos para ser alcançado no Mar do Norte e 20 anos na porção americana do Golfo do México. A alta produtividade dos poços do pré-sal vem possibilitando ao país, e à Petrobras, principalmente, retomar a curva de crescimento da produção. Este índice, bem acima da média mundial explica-se, em grande parte, pelos esforços da petroleira em melhorar a eficiência operacional dos projetos relacionados à exploração e produção do

pré-sal, construindo e interligando novos poços. Soma-se a isso a entrada em operação de novos sistemas de produção em 2014: começaram a produzir na Bacia de Campos, a P-58, no Parque das Baleias, e a P-62, no campo do Roncador. Na Bacia de Santos, entraram em operação os FPSOs (floating production, storage and offloading) Cidade de Mangaratiba (na área de Iracema Sul, no campo de Lula, em outubro) e o Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), em novembro. Até 2018, os investimentos em desenvolvimento das reservas estimadas do pré-sal alcançarão o valor de US$ 200 bilhões. Serão instaladas mais 20 plataformas, sendo

O petróleo dá as cartas nas Américas

Novas fronteiras exploratórias No final de dezembro de 2014, a Petrobras anuncia que a produção total de petróleo atingiu de 2 milhões e 111 mil bpd em novembro, somando 2 milhões e 556 mil barris de óleo equivalente (óleo e gás natural) por dia, o que representa um crescimento de 10% ao longo do ano de 2014. A empresa anuncia também que a Unidade Operacional da Bacia de Campos atinge eficiência de 85,8%, a maior dos últimos 55 meses. Para 2020, o plano estratégico da empresa prevê que a produção diária alcance 4 milhões. E tem grandes expectativas em relação às novas fronteiras, em águas ultraprofundas da Bacia Sergipe-Alagoas e na margem equatorial brasileira. As primeiras incursões foram promissoras nessas regiões, com descobertas de gás e petróleo de boa qualidade. As atividades na Bacia Sergipe-Alagoas começaram em 2010, com a perfuração do poço Barra e, em 2012 e 2013, dos poços Farfan, Muriú e Moita Bonita, que confirmaram a existência de uma nova província petrolífera naquela região. Tanto que já há previsão para o início da produção dessa bacia, com o primeiro óleo datado para 2018, conforme o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras. Na Margem Equatorial, que alcança uma área entre a Bacia Potiguar, no Rio Grande do Norte, até a foz do rio Amazonas, a primeira descoberta significativa foi realizada no final de 2013, sendo confirmada em 2014. É também a primeira descoberta em águas ultraprofundas da Bacia Potiguar, em profundidades de água de 1.731 m, a cerca de 55 km da costa do estado do Rio Grande do Norte. O poço vai superar os 5.028 m.

Com mais de 8,5 mil km² de costa, novas fronteiras podem ser desbravadas na costa brasileira. Principalmente após a retomada dos leilões, que tem a 13ª rodada prevista

indicadores tn

para maio de 2015. A expectativa é de que o governo anuncie até fevereiro as áreas a serem ofertadas pela ANP. O pré-sal terá leilão próprio, mas ainda com data indefinida.

Vaca Muerta, um trunfo geológico Shale oil e gas na ARGENTINA: áreas identificadas Fonte:

Oceano Atlântico Vaca Muerta

Bacias identificadas Cidade

Imagem: Divulgação

19 na Bacia de Campos e uma na Bacia de Santos. Ainda em 2018, o pré-sal responderá por metade da produção total da Petrobras.

Fonte: EIA – U.S. Energy Information Administration; e ARI – Advanced Resources Internation, Inc. Maio de 2013

A formação geológica de Vaca Muerta, na bacia Neuquina, no sudoeste da Argentina, tem uma área que se estende por 30.000 km² com um potencial estimado de 21 bilhões de m³ de shale gas e 26.900 milhões de barris de petróleo não convencional. Esta jazida tornou a Argentina a segunda maior detentora de reservas recuperáveis de shale gas do planeta. Dos 30 mil km², a YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) é dona de 12 mil. Apesar dos problemas econômicos

que afetam o país, empresas como a Chevron, a Dow e a Petronas fecharam acordos para viabilizar a exploração dos depósitos de xisto no país. Há três anos, a Argentina enfrenta o problema de insuficiência energética. Um custo que onera US$ 6 bilhões por ano aos cofres do país. Isso faz com que a extração das reservas de Vaca Muerta, enterradas a quase 3 km de profundidade, se torne fator indispensável para que o país consiga suprir a sua demanda interna e volte a exportar energia. TN Petróleo 99

retrospectiva 2014

Um ano

Foto: TN Petr贸leo

dif铆ci 30

TN Petr贸leo 99

O ano que se encerra não será esquecido tão cedo pelo setor de petróleo e gás, que a despeito do vendaval que varreu toda a cadeia produtiva, nos deixa um legado importante: temos de preservar a maior e mais representativa empresa brasileira, a Petrobras,

il por Beatriz Cardoso e Felipe Salgado

poi s a estata l mudou a cara da economia nos últimos anos. Defendê-l a do uso político – prática de todos os governos, sem distinção ou partidos, desde a sua criação, em 1953. E defendêla de um setor do empresariado que acredita no vale-tudo na busca de lucros e mais lucros: afinal, não há corrupção sem corrup tor . E é i ss o q ue n ão podemos esquecer. TN Petróleo 99

retrospectiva 2014

Foto: Agência Petrobras

m prólogo mais do que necessário se considerarmos que outros resultados, principalmente operacionais, demonstram avanços importantes da indústria petrolífera brasileira, que encerra o ano de 2014 registrando mais um marco: o Brasil pode ter alcançado a marca de 3 milhões de barris de petróleo equivalente (boe) por dia, uma vez que ainda não foi consolidada a produção de dezembro. Encerrou novembro com uma produção de 2,935 milhões de barris de óleo equivalente (boe) por dia, sendo 2,358 milhões de barris/dia de petróleo e 91,7 milhões de metros cúbicos de gás natural – depois de ter chegado a 2,965 milhões de boe/dia, em outubro. Menos de dez países têm essa produção. Um fato importante, mesmo frente a uma nova crise do petróleo – o mais baixo preço dos últimos cinco anos. Fruto da queda do consumo devido à crise econômico-financeira que assola, principalmente, o Ocidente. E também de mais uma ‘queda de braço’ da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) com os Estados Unidos, que aumentou 80% de sua produção, respaldada no shale gas e shale oil. A aposta da Opep é que com petróleo a preço baixo fica inviabilizada a produção não convencional de hidrocarboneto de um dos maiores consumidores do planeta. Diante deste cenário, cabe-nos resgatar alguns dos fatos mais importantes do ano, com a expectativa de que 2015 traga menos incertezas e conflitos e mais crescimento econômico.

janeiro 32

TN Petróleo 99

INDICADORES PETROBRAS

petrobras: valor (R$ bilhões)

31/12/2010........................... 380 30/12/2014...........................180 Variação no período

-47% petrobras ON (R$)

02/01/2014........................15,82 30/12/2014..........................9,59 Variação no período

-40.03% petrobras PN (R$)

02/01/2014........................ 16,75 30/12/2014....................... 10,02 Variação no período

-41.33% Plataforma P-55 entra em operação – O ano começou com o lançamento da plataforma de produção P-55, no campo de Roncador, na Bacia de Campos. Projetada para processar 180 mil barris de petróleo por dia, comprimir 6 milhões de m³ por dia de gás natural e injetar 290 mil barris de água por dia, a unidade de produção foi interligada a 17 poços, sendo 11 produtores de petróleo e gás e seis injetores de água. Com 52 mil toneladas, 10 mil m² de área, a P-55 é a maior plataforma semissubmersível construída no Brasil e uma das maiores do gênero no mundo. Lançamento de novas gasolinas de ultrabaixo teor de enxofre – A Petrobras lançou novas gasolinas comum e premium de ultrabaixo teor de enxofre – 50 mg/ kg ou partes por milhão (ppm) – que substituíram integralmente as gasolinas comum e premium anteriores. Começa a operar o quarto navio do Promef – Com 183 m de comprimento e capacidade para 56 milhões de litros de combustíveis, o navio Rômulo Almeida,

a quarta embarcação do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), começou a operar com o objetivo de transportar derivados claros de petróleo, como gasolina e diesel. Transpetro põe em operação navio José Alencar – O José Alencar, sexta embarcação do Promef, saiu do Estaleiro Mauá, em Niterói (RJ), onde foi construído, para ser carregado com nafta e seguir até o terminal de São Sebastião, em São Paulo, onde foi descarregado. Com 183 m de comprimento, o navio tem capacidade para transportar 56 milhões de litros de combustíveis. Início da operação do terceiro Terminal de Regaseificação de GNL – O Terminal de Regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL), localizado na Baía de Todos os Santos, em Salvador (BA), foi inaugurado com capacidade para regaseificar 14 milhões de m³/dia de gás natural. Com sua entrada em operação, a capacidade de regaseificação de gás natural da Petrobras sobe de 27 milhões de m³/dia para 41 milhões de m³/dia. R$ 30 bilhões em investimentos em PD&I nos próximos dez anos – A ANP divulgou em seu Boletim Petróleo e P&D n.5 que nos próximos dez anos serão gerados mais de R$ 30 bilhões em investimentos obrigatórios em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) nas áreas de petróleo e gás. A obrigação de investimento nesta área contempla 1% da receita bruta das concessionárias que operam campos de grande produção e 0,5% no caso do contrato de cessão onerosa. ANP consolida normas de segurança operacional para refinarias – A Resolução ANP n. 5/2014 consolida e aprimora normas de segurança operacional de refino de petróleo. O texto aprovado contempla 16 práticas de gestão, divididas em três grupos: Práticas

Um ano difícil

fevereiro

Petrobras assina contrato de parceria tecnológica com a Williams – A presidente da Petrobras, Graça Foster, e a chefe-adjunta e diretora comercial da equipe de Fórmula 1 Williams, Claire Williams, assinaram o novo contrato de parceria tecnológica. Para o novo contrato, as duas partes trabalharão em conjunto com a Mercedes para desenvolver novos combustíveis e lubrificantes automobilísticos para uso pela equipe a partir da temporada 2015. Petrobras inicia produção em novo poço de Sapinhoá – O poço 9-SPS-77A, no campo de Sapinhoá, no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, entrou em operação com produção de 33 mil barris de petróleo por dia. Interligado ao FPSO Cidade de São Paulo, por um sistema pioneiro de conexão à plataforma, o poço está localizado a uma profundidade d’água de 2.118 m. Produção no pré-sal ultrapassa 400 mil bpd – A produção de petróleo nos campos operados pela Petrobras na chamada província do pré-sal nas bacias de Santos e Campos atingiu a marca de 407 mil barris de petróleo por dia (bpd), configurando novo recorde de produção diária.

Foto: Agência Petrobras

relativas à Liderança, Pessoal e Gestão; Práticas relativas a Instalações e Tecnologia; e Operacionais.

março

Petrobras comprova descoberta na área da Cessão Onerosa – Ao concluir a perfuração de dois poços localizados em áreas da Cessão Onerosa, na Bacia de Santos, a Petrobras comprovou a descoberta de óleo de boa qualidade nos reservatórios do pré-sal, nas áreas denominadas Florim e Entorno de Iara. Os resultados obtidos com a perfuração do poço Entorno de Iara 2 comprovaram a descoberta de petróleo de boa qualidade (26º API) em reservatórios carbonáticos de excelente qualidade, situados logo abaixo da camada de sal, a partir da profundidade de 5.116 m. Novos recordes no pré-sal, refino e entrega de gás – A produção média mensal de petróleo operada pela companhia na camada pré-sal atingiu a marca de 387 mil barris de petróleo por dia. Também no mês de março, a Petrobras atingiu novo recorde mensal de processamento de petróleo nas suas refinarias. A carga média processada foi de 2.151 mil barris de petróleo por dia, representando um volume de 12 mil barris. Em relação à entrega de gás natural, a Petrobras ultrapassou a barreira dos 100 milhões de m 3 por dia entregues ao mercado consumidor. Petrobras comprova descoberta em águas profundas na Bacia Potiguar – A Petrobras concluiu a perfuração do poço pioneiro 1-BRSA-1205-RNS (1-RNS-

158), localizado em águas profundas da Bacia Potiguar. Os resultados comprovaram a descoberta de óleo médio de 24º API. Denominado informalmente de Pitu, o poço localiza-se em profundidade d’água de 1.731 m, a uma distância de 55 km da costa do estado do Rio Grande do Norte. O poço atingiu a profundidade final de 5.353 m e constatou uma coluna de hidrocarbonetos de 188 m. Foi realizado teste de formação que confirmou as boas condições de permeabilidade e porosidade do reservatório. Shell realizou o maior simulado de resposta a emergência no Brasil envolvendo mais de 300 pessoas – No mesmo mês, a petroleira anglo-holandesa um trabalho de redesenvolvimento dos campos de Bijupirá & Salema, em produção desde 2003, com o objetivo de reduzir o declínio natural em campos maduros. Petrobras anuncia 7ª rodada do Prorefam – No dia 17, a presidente da Petrobras, Graças Foster, e o diretor de Exploração e Produção da companhia, José Formigli, anunciaram o início da 7ª rodada do Programa de Renovação da Frota de Apoio Marítimo (Prorefam). Na ocasião, foi apresentado o escopo do programa que prevê a contratação total de até 146 embarcações distribuídas em sete rodadas, de 2008 a 2014. O conteúdo local mínimo de construção varia entre 50% e 60% de acordo com o tipo de embarcação e chega a 70% na fase de operação offshore. P-58 entra em operação no Parque das Baleias – Localizada no complexo Parque das Baleias, na Bacia de Campos, a plataforma P-58 (foto) entrou em operação. A unidade foi instalada a cerca de 85 km da costa do Espírito Santo, em águas com profundidade de 1.400 m. A ela serão interligados 15 poços produtores, dos quais oito do pré-sal TN Petróleo 99

retrospectiva 2014

Foto: Agência Petrobras

abril

Novo recorde de refino no Brasil – No mês de março, a Petrobras atingiu novo recorde mensal de processamento de petróleo nas suas refinarias no Brasil. A carga média processada foi de 2,151 milhões de barris de petróleo por dia (bpd), o que representa um volume de 12 mil bpd superior ao recorde mensal anterior de 2,139 milhões de bpd, obtido em julho de 2013. Mais um poço operando em Sapinhoá e novo recorde no pré-sal – O poço 7-SPH-04SPS, local onde a profundidade d’água é de 2.120 m, no campo de Sapinhoá, no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, entrou em produção. Esse poço, que tem potencial de produção estimado em 26 mil barris de petróleo por dia (bpd), está interligado ao FPSO Cidade de São Paulo por meio do sistema pioneiro de conexão à plataforma denominado BSR (Boia de Sustentação de Risers). Transpetro inicia operação do petroleiro Dragão do Mar – A sétima embarcação encomendada a estaleiros nacionais pelo Promef, o Dragão do Mar (foto), saiu do estaleiro com destino 34

à Bacia de Campos, no litoral do Rio de Janeiro. De lá, depois de ser carregado com petróleo cru, seguiu para o Terminal Aquaviário de São Francisco do Sul (SC), onde o produto foi descarregado.

Foto: Agência Petrobras

e sete do pós-sal, e nove poços injetores, por meio de 250 km de dutos flexíveis e dois manifolds submarinos. Do tipo FPSO, a unidade tem capacidade para processar diariamente até 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m3 de gás natural.

TN Petróleo 99

maio

Petrobras aprova a contratação de 23 embarcações de Apoio Marítimo – A Diretoria Executiva da Petrobras aprovou as contratações de 23 embarcações de apoio às suas atividades marítimas. Essas embarcações fizeram parte da 6ª rodada do terceiro Programa de Renovação da Frota de Embarcações de Apoio Marítimo (Prorefam). Na 6ª rodada foram contratadas 19 embarcações do tipo Platform Supply Vessel (PSV, embarcações para transporte de cargas para as plataformas). 12ª Rodada: Contratos assinados na primeira etapa – Foram assinados 52 contratos de concessão relativos a blocos localizados nas bacias do Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Paraná arrematados na 12ª Rodada de Licitações, realizada em novembro de 2013. As empresas que assinaram os contratos foram: Alvopetro, Geopark, Nova Petróleo, Petrobras, Cowan, Ouro Preto, GDF Suez, Petra Energia, Tucuman, Bayar, Copel e Trayectoria. Produção de óleo e gás supera 2,7 milhões de boe – A produção no pré-sal aumentou 9,1% em relação ao mês anterior, totalizan-

do 549,3 mil barris de óleo equivalente por dia, sendo 448,2 mil barris diários de petróleo e 16,1 milhões de m3 de gás natural por dia. A produção teve origem em 33 poços. Já o aproveitamento do gás natural no mês foi de 94,4%. Poço da Cessão Onerosa comprova a existência de 5 bilhões de barris – A Petrobras concluiu a perfuração do último poço exploratório em áreas previstas no contrato de Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos. Petrobras inicia produção em novo poço de Lula – Interligado ao FPSO Cidade de Paraty por um sistema de conexão à plataforma, o poço 7-LL-22D-RJS no Campo de Lula, na Área do Piloto de Lula NE, no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, entrou em produção com potencial de 26 mil barris de petróleo por dia. Shell – A empresa realizou encontros com empresários de Minas Gerais para favorecer o desenvolvimento do mercado de fornecedores locais. Novos encontros foram programados para julho (Santa Catarina) e dezembro (Rio Grande do Sul). Plataforma P-62 entra em operação no campo de Roncador – A plataforma de produção P-62 (foto), um dos projetos estratégicos do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras, entrou em operação, no campo de Roncador, na Bacia de Campos. A P-62, instalada em profundidade de água de 1.600 m, é parte integrante do projeto Módulo 4 do campo de Roncador. Nela foram interligados 22 poços, sendo 14 produtores de óleo e gás e oito injetores de água. Produção no pré-sal supera 470 mil bpd – A produção de petróleo nos campos operados pela Petrobras, nas Bacias de Santos e Campos, superou o patamar de 470 mil bpd. Esse patamar foi atingido com a produção de 24 poços, sendo nove provenientes da Bacia de San-

Um ano difícil

Foto: Cortesia Shell

junho Volumes excedentes de Cessão Onerosa – A 28ª reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a contratação direta da Petrobras para produção do volume excedente ao contratado sob o regime de cessão onerosa em quatro áreas do pré-sal – Búzios, Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi. Os contratos de partilha de produção para estas quatro áreas terão vigência de 35 anos. A decisão trata de volumes adicionais aos 5 bilhões de barris de óleo equivalente contratados no regime de cessão onerosa. Shell bateu seu recorde de produção (foto)– A produção atingiu a marca de 96 mil barris diários de óleo equivalente, alcançados com a perfuração de novos campos em Bijupirá & Salema, na Bacia de

Campos, e com a adoção da técnica de injeção de água nos reservatórios do Parque das Conchas, na Bacia de Campos. Este incremento na produção ajudou o país a bater o recorde de até então, com 2,245 milhões de barris produzidos. Foto: Agência Petrobras

tos. Com isso, a produtividade média por poço no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos alcançou 28 mil bpd. Confirmada mais uma descoberta na Bacia de Santos – A Petrobras concluiu o teste de formação do poço 1-SPS-98 (1-BRSA-1063-SPS), informalmente conhecido como Sagitário, localizado em águas ultraprofundas no pré-sal da Bacia de Santos. Os resultados obtidos com o teste de formação comprovaram a boa produtividade da descoberta. O teste também indicou que os reservatórios têm boa permeabilidade.

Grandes números da petrobras - 2014

Produção de petróleo

2,4 milhões de bpd Produção de GN

92,7 milhões de m /d 3

Produção total em boe/d

2,97 milhões

Produção do pré-sal (através de 40 poços)

607 mil bpd de petróleo 21 milhões de m /d 3

Produção total em boe/d

739,5 mil bpd

julho Produção no pré-sal supera 500 mil barris de petróleo/dia – A produção de petróleo nos campos operados pela Petrobras na camada pré-sal, nas bacias de Santos e de Campos, superou a marca dos 500 mil barris por dia (bpd). Petrobras bate recorde de processamento em refinarias no Brasil (foto) – A Petrobras alcançou, no mês de junho, recorde de processamento de petróleo em suas refinarias no Brasil. A carga média processada foi de 2,172 milhões de barris de petróleo por dia (bpd), que representa um volume de 21 mil bpd superior ao recorde mensal anterior, de 2,151 milhões de bpd, obtido em março de 2014. FMC entrega da 1ª ANM do pré-sal – A primeira árvore de natal submarina (ANM) do pacote das 127 para o pré-sal foi entregue para a Petrobras. A encomenda representa um marco para a FMC Technologies Brasil devido ao volume das encomendas e atendimento das metas de fabricação. Lançamento da gasolina Petrobras Grid – Com um in-

Produção onshore (petróleo)

256 mil bpd Produção onshore (GN)

6,8 milhões de m3/d Poços em produção

9.029

Poços em produção offshore

814

Poços em produção onshore

8.215

Capacidade de refino

2,2 milhões de bpd Investimento em PD&I (R$)

R$ 1,4 bilhão

Fonte: ANP, outubro de 2014 vestimento de R$ 85 milhões, a gasolina aditivada Petrobras Grid foi lançada em substituição à Supra. O combustível foi desenvolvido no Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello, da Petrobras (Cenpes), com teor máximo de enxofre de 50 ppm (50 partes por milhão de enxofre). TN Petróleo 99

retrospectiva 2014

agosto

Foto: TN Petróleo

Shell anuncia 3ª grande descoberta no Golfo do México – A Shell anunciou a terceira grande descoberta da companhia em Norphlet, em águas profundas do Golfo do México. O poço Rydberg, localizado a 120 km da costa, no bloco Mississippi Canyon 525, com lâmina d’água de 2.280 m, foi perfurado a uma profundidade total de 8.038 m e encontrou uma coluna de petróleo de 122 m. Petrobras instala tecnologias em profundidade recorde no Golfo do México – A Petrobras iniciou a produção do poço Cascade-6, em profundidade de água de 2.500 m no Golfo do México (EUA), com a utilização de um Sistema de Completação Inteligente (Intelligent Well System /IWS), capaz de informar com precisão a quantidade de petróleo proveniente de cada zona produtora do poço e de controlar a abertura e o fechamento destas zonas, permitindo o melhor gerenciamento dos reservatórios de petróleo. A profundidade total do poço é de 8.200 m, o que representou um recorde mundial de profundidade para este tipo de equipamento.

Refinaria de Paulínia inaugura última unidade do projeto de modernização – A entrada em operação da Unidade de Tratamento de Gás Residual (UTGR) marca a conclusão de um dos maiores e mais complexos pro36

TN Petróleo 99

gramas de modernização dentre as refinarias da Petrobras, com um investimento de mais de US$ 5 bilhões. Os novos equipamentos melhoram a eficiência na recuperação do enxofre gerado no processo produtivo e possibilitam o aumento da produção de diesel e gasolina, em função da integração e otimização com as unidades da refinaria. Petrobras firma acordo com Japão para financiamento de construção e conversão de plataformas – A Petrobras assinou acordo de emissão de garantia para empréstimo no valor de US$ 500 milhões destinados a projetos de construção e conversão de 12 cascos de plataformas do tipo FPSO. O acordo foi firmado com a agência japonesa de seguro de crédito Nippon Export and Investment Isurance/Nexi e com o Banco Mizuho. Shell concluiu a perfuração de poços da Fase 3 do desenvolvimento do Parque das Conchas – Foram perfurados sete poços, sendo cinco produtores e dois injetores de água, que devem entrar em produção em 2016. No seu auge, esta fase poderá produzir até 30 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/dia). Desde que foi iniciada sua produção em 2009, o projeto do Parque das Conchas já entregou mais de 70 milhões de boe. As sócias da Shell neste ativo são Qatar Petroleum (23%) e ONGC (27%). FMC recebe encomenda de novos manifolds para o pré-sal – Petrobras encomenda cinco manifolds adicionais para os campos do pré-sal. Essa encomenda finaliza o contrato assinado em 2013 para 16 manifolds. Marintec Navalshore 2014 (foto) – A principal plataforma de negócios da indústria naval que reúne armadores, estaleiros, fabricantes e fornecedores, nacionais e interna-

cionais foi realizada no Centro de Convenções Sul-América. Consórcio de Libra inicia perfuração do primeiro poço exploratório – Denominado 3-RJS-731, o poço está sendo perfurado pela sonda NS-36 (Schahin Cerrado). Esse é o primeiro de dois poços previstos na primeira fase do Programa Exploratório Mínimo (PEM), firmado com a ANP. O poço 3-RJS-731 atingirá a profundidade final (água e sedimentos) de 5.850 m e está a cerca de 170 km da costa do estado do Rio de Janeiro e a cerca de 5 km a sudoeste do poço descobridor, 2-ANP-2A-RJS. Quarto poço na área de Júpiter confirma a extensão da descoberta no pré-sal da Bacia de Santos – A perfuração do poço 3-BRSA-1246-RJS (3-RJS-732), informalmente conhecido como Apollonia, comprovou a extensão da descoberta de Júpiter, localizado no pré-sal da Bacia de Santos. Esse poço localizado a 296 km do litoral do Rio de Janeiro, em profundidade de água de 2.183 m, é o quarto poço perfurado na área de Júpiter e está a 8 km a sudoeste do poço descobridor (1-RJS-652A). A perfuração comprovou uma coluna de hidrocarbonetos de cerca de 313 m, a partir de 5.166 m de profundidade, com rochas apresentando boas condições de porosidade e permeabilidade. Navio-plataforma Cidade de Mangaratiba deixa estaleiro rumo ao pré-sal – O consórcio Schahin-Modec, contratado pela Petrobras para construir e operar o FPSO Cidade de Mangaratiba, deu início à saída da unidade do estaleiro BrasFels, em Angra dos Reis. Com conteúdo local previsto de 65%, este navio-plataforma vai operar na área de Iracema Sul, no campo de Lula, localizada no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, no litoral do estado do Rio de Janeiro.

Foto: TN Petróleo

Um ano difícil preço do PETRóleo 2014

Petróleo Brent (US$)

02/01/2014......................107,78 30/12/2014........................57,90 Variação no período

-47.80% Petróleo WTI (US$)

Petrobras declara comercialidade das áreas da Cessão Onerosa Sul de Guará, Nordeste de Tupi e Florim – A Petrobras apresentou à ANP a declaração de comercialidade das acumulações de petróleo e gás de Sul de Guará, Nordeste de Tupi e Florim, áreas previstas no contrato de cessão onerosa, localizadas no pré-sal da Bacia de Santos. O volume contratado por meio da cessão onerosa para as três áreas, de 1,214 bilhão de barris de óleo equivalente, foi constatado na fase exploratória. Nova unidade de tratamento de diesel da Refap entra em operação – A Petrobras iniciou a operação da unidade de hidrotratamento de diesel da Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas, no Rio Grande do Sul. A unidade produzirá o diesel S10, com ultrabaixo teor de enxofre, atendendo ao mercado gaúcho e de influência da Refap. Shell inaugurou o primeiro campo de futebol iluminado com energia dos jogadores – O evento contou com a participação de Pelé. A tecnologia foi desenvolvida por um jovem empreendedor dentro de um projeto da Shell. Rio Oil & Gas 2014 – Um dos maiores eventos da indústria de petróleo e gás no mundo, a Rio Oil & Gas Expo and Conference (foto) fechou a sua 17ª edição com saldo positivo. Organizado pelo Instituto Brasileiro

Variação no período

-45.17% de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), o evento deste ano bateu recorde no volume de negócios e no número de universitários e levou mais de 47 mil pessoas ao Riocentro. FPSO Cidade de Ilhabela inicia navegação em direção ao campo de Sapinhoá – O consórcio QGOG (Queiroz Galvão Óleo e Gás) / SBM (Single Buoy Moorings Inc.), contratado pela Petrobras para construir e operar o FPSO Cidade de Ilhabela, deu início à saída da unidade da Baía de Guanabara, com destino ao campo de Sapinhoá no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, no litoral do estado de São Paulo. Ancorado a 310 km da costa do Rio de Janeiro, em águas com profundidade de 2.140 m, o Cidade de Ilhabela será conectado a oito poços produtores e sete poços injetores.

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Foto: Agência Petrobras

setembro

02/01/2014....................... 95,44 30/12/2014........................54,12

outubro

Great Ocean Serviços Maritimos Ltda. Avenida Presidente Vargas 309 - 7th Floor Rio de Janeiro, RJ 20040-010 / Brazil Phone : +55-21- 3299 5800 Fax : +55-21- 3299 5810 E-Mail: commercial@greatocean.com.br agency.rio@greatocdean.com.br TN Petróleo 99

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retrospectiva 2014

TN Petróleo 99

confirmou a extensão de uma acumulação de hidrocarbonetos em águas ultraprofundas, no pós-sal da Bacia do Espírito Santo, através da perfuração do poço de extensão 3-ESS-219D. Esse poço está localizado na área do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) de Brigadeiro, a 121 km da cidade de Vitória (ES). Foi comprovada a presença de óleo de boa qualidade em reservatórios localizados em profundidade de cerca de 3.550 m. Petrobras bate recorde diário de processamento em unidades de hidrotratamento de diesel e QAV – A Petrobras alcançou recorde diário de processamento em unidades de hidrotratamento de diesel e querosene de aviação nas suas refinarias no Brasil. A carga processada em 10 de setembro foi de 109 mil m³, o que representa um volume de 4 mil m³ superior ao recorde diário anterior. Petrobras inicia produção comercial em Iracema Sul no pré-sal da Bacia de Santos – Entrou em operação o navio-plataforma Cidade de Mangaratiba, (foto) instalado na área de Iracema Sul, no campo de Lula, no bloco BMS-11, no pré-sal da Bacia de Santos. O navio-plataforma foi ancorado em profundidade de 2.200 m, a cerca de 240 km da costa e terá capacidade para processar até 150 mil barris diários de petróleo e 8 milhões de m3 de gás, além de armazenar 1,6 milhão de barris de petróleo. O Cidade de Mangaratiba será conectado a oito poços produtores e oito injetores ao longo dos próximos meses. Nova descoberta em águas profundas na Bacia do Espírito Santo – A Petrobras informou a descoberta de acumulação de hidrocarbonetos em águas profundas, no pós-sal da Bacia do Espírito Santo, por meio da perfuração do poço 4-BRSA-1265-ESS (nomenclatura ANP) / 4-GLF-42-ESS (nomenclatura

Petrobras), informalmente conhecido como Lontra, em profundidade de água de 1.319 m. Primeiro poço de Libra confirma descoberta de petróleo – A perfuração do primeiro poço de extensão na área de Libra, o 3-BRSA-1255-RJS (3-RJS-731), comprovou a descoberta de petróleo de boa qualidade na porção noroeste da estrutura. O poço, informalmente conhecido como NW1, está localizado no pré-sal da Bacia de Santos, a cerca de 170 km da costa do estado do Rio de Janeiro e a quase 4 km a sudeste do poço descobridor, o 2-ANP-2A-RJS. Processamento de diesel em unidades de hidrotratamento da Petrobras bate recorde mensal – A Petrobras atingiu recorde mensal de processamento em unidades de hidrotratamento de diesel nas suas refinarias no Brasil. A carga processada em setembro foi de 104 milhões de litros por dia, em média, o que representa um volume de 2 milhões de litros superior ao recorde mensal anterior, obtido em junho. Foto: Agência Petrobras

Descoberta de acumulação de gás na Bacia do Espírito Santo – A Petrobras descobriu nova acumulação de gás no pós-sal da Bacia do Espírito Santo. A comprovação ocorreu por meio de perfilagem em reservatórios localizados em profundidade de cerca de 2.880 m. Petrobras atinge sua maior produção mensal histórica de petróleo no Brasil – A Petrobras atingiu sua maior produção mensal histórica de óleo. Segundo a empresa, a produção consolidada de petróleo e gás, no Brasil e no exterior, alcançou 2,79 milhões de boed. Já a produção de petróleo no Brasil atingiu em outubro a média de 2,12 milhões barris/dia (bpd), 0,4% maior que o produzido em setembro, se 2 milhões 118 mil bpd. Petrobras atinge em outubro recorde de processamento em unidades de hidrotratamento – A Petrobras atingiu em outubro recorde mensal de processamento em unidades de hidrotratamento de diesel nas suas refinarias no Brasil. A carga processada foi de 105 mil m³/dia, o que representa um volume adicional de 1 mil m³/dia em relação ao recorde mensal anterior, obtido em setembro de 2014. Desde outubro de 2013, a Petrobras aumentou em 29% o processamento em suas unidades de hidrotratamento de diesel, o equivalente a um volume de 25 mil m³/dia. Shell Brasil apresenta o primeiro lubrificante feito a partir de gás natural – A Shell Brasil lançou o lubrificante Shell Helix Ultra com a Tecnologia PurePlus feito a partir de gás natural. O produto utiliza o processo gás-para-líquido (GTL), que produz um lubrificante sintético puro, oferecendo um nível ainda maior de limpeza e proteção. Descoberta em águas ultraprofundas na Bacia do Espírito Santo – A Petrobras

novembro Petrobras e PPSA assinam acordo de individualização da produção da jazida compartilhada de Tartaruga Mestiça na Bacia de Campos – A Petrobras e a PPSA assinaram o Acordo de Individualização da Produção da jazida compartilhada

Um ano difícil

Libra – A Petrobras concluiu a perfuração do primeiro poço de extensão na área do Consórcio de Libra, o 3-BRSA-1255 (3-RJS-731), informalmente conhecido como NW1. Localizado na porção Noroeste do bloco de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, nesse poço foi confirmada a existência de uma coluna de hidrocarbonetos de cerca de 290 m e um reservatório que apresenta boa porosidade e permeabilidade. Refinaria Abreu e Lima inicia segunda etapa para operação da Unidade de Destilação Atmosférica – Foi iniciada a segunda etapa para operação da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), localizada em Pernambuco, com a admissão de petróleo na Unidade de Destilação Atmosférica. Rlam registra recorde de carga processada e de produção de diesel – A unidade Refinaria Landulpho Alves (RLAM), na Bahia, bateu recordes de carga processada e de produção de diesel. A carga total processada pela refinaria foi de 51 mil m³/dia. A produção de Diesel S-10 também foi destaque: ampliada, saiu do patamar de 80 mil m³/mês em julho de 2014, para 95 mil m³/mês. Foto: Agência Petrobras

de Tartaruga Mestiça, localizada na porção sul da Bacia de Campos. O acordo estabelece as regras da execução conjunta das operações de desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural da área, bem como as participações de cada uma das partes. O início da produção comercial do FPSO de Tartaruga Verde e Tartaruga Mestiça, por meio de poço localizado no campo de Tartaruga Verde, está programado para 2017. Já o início da produção comercial do campo de Tartaruga Mestiça está programado para 2018. Petrobras recebe autorização para operação de unidades na Refinaria Abreu e Lima – A Refinaria Abreu e Lima (RNEST), em Ipojuca, Pernambuco, recebeu autorização da ANP para operação das unidades de destilação atmosférica, de tratamento cáustico e de hidrotratamento de nafta. Petrobras coloca em operação Cidade de Ilhabela – Entrou em operação o navio-plataforma Cidade de Ilhabela (foto), instalado no campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma terá capacidade de produzir até 150 mil barris de petróleo por dia (bpd), comprimir até 6 milhões de m³/dia de gás natural e armazenar 1,6 milhão de barris de petróleo. Novo recorde de produção da BG Brasil: 100 mil barris/ dia – A BG Brasil alcançou o recorde de produção de 100 mil barris de óleo equivalente por dia (boed) em outubro. O resultado, que considera apenas a parcela da BG Brasil, deve-se a um aumento significativo na produção de óleo e gás no pré-sal da Bacia de Santos, onde a empresa tem participação em três blocos em parceria com a Petrobras, incluindo grandes descobertas como Lula, Iracema, Sapinhoá, Iara e Lapa. Petrobras conclui perfuração do primeiro poço de extensão do Consórcio de

dezembro Refinaria Abreu e Lima inicia produção de derivados de petróleo – A Petrobras iniciou a produção de derivados de petróleo na Unidade de Destilação Atmosférica (UDA) da Refinaria Abreu e TN Petróleo 99

retrospectiva 2014

Lima (RNEST). Os produtos foram enviados para armazenamento em tanques e esferas da refinaria. A primeira carga de petróleo, após o processamento na UDA, gerou gás liquefeito de petróleo (GLP), nafta, diesel e resíduo atmosférico (RAT). Petrobras aprova a contratação de 11 embarcações de apoio marítimo – A Diretoria Executiva da Petrobras aprovou a contratação de 11 embarcações de apoio às suas atividades de exploração e produção marítimas. Essas unidades fazem parte da 7ª rodada do terceiro Prorefam. ANP valoriza os projetos mais inovadores para a indústria de petróleo e gás em 2014 – O Prêmio ANP de Inovação Tecnológica foi entregue aos seguintes projetos desenvolvidos no Brasil por categoria: Instituição Cientifica e Tecnológica (ICT) – Sistema de Monitoramento Óptico Direto no Arame (MODA) – Petrobras e Monflex em aprceria com a PUC –Rio; Micro, pequena ou média empresa fornecedora em colaboração com empresa petrolífera – Proteção anticorrosiva de juntas soldadas em campo em tubos de aço carbono com revestimento externo em polietileno tripla camada (PE3L) e polipropileno tripla camada (PP3L), desenvolvido pela MEI Engenharia Ltda, em parceria com a Petrobras; Empresa fornecedora de grande porte em colaboração com empresa petrolífera – Árvores de natal molhadas aplicadas ao redesenvolvimento dos campos Bijupira e Salema, Bacia de Campos, da Shell Brasil em parceria com a FMC Technologies do Brasil; Troféu Personalidade Inovação do Ano de 2014 – entregue ao professor da Coppe/UFRJ, Luiz Pinguelli Rosa, por sua contribuição à pesquisa, ao desenvolvimento tecnológico e à inovação no setor energético brasileiro. Petrobras dá início à produção do campo de St. Malo, 40

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em águas ultraprofundas do Golfo do México norte-americano – Teve início a produção do campo de St. Malo, localizado a perto de 450 km ao sul de Nova Orleans, Louisiana, nos Estados Unidos. A profundidade de água é de cerca de 2.100 m na área de Walker Ridge, no Golfo do México, e a profundidade do reservatório é de 8.077 m. CNPE recomenda realização da 13ª rodada de licitação de petróleo e gás natural – O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou a recomendação para que a ANP possa realizar a 13ª rodada de licitações de blocos exploratórios de petróleo e gás natural. Essa proposta será submetida à presidenta Dilma Rousseff. A rodada tem o objetivo de assegurar as atividades exploratórias em bacias maduras e atrair investimentos para a descoberta de novas jazidas em bacias de novas fronteiras. A licitação também visa manter a produção no médio e longo prazo a partir da oferta de áreas de elevado potencial, além de estimular a participação de empresas de pequeno e médio porte nas atividades de exploração e produção, por meio da oferta de campos marginais. Chevron confirma produção do primeiro óleo no Campo Papa-Terra na Bacia de Campos – A Chevron Corporation confirmou que sua subsidiária brasileira e a Petrobras iniciaram a produção de petróleo em sua Unidade Flutuante de Produção, Estocagem e Transferência (FPSO) no campo offshore de Papa-Terra. A Chevron detém uma participação de 37,5 % no campo de Papa-Terra, enquanto a Petrobras, operadora do projeto, detém 62,5%. Localizado a 110 km a sudeste do Rio de Janeiro, em profundidade de cerca de 1.190 m de água, Papa-Terra é um campo de desenvolvimento de óleo pesado no bloco BC-20, na porção sul da Bacia de Campos.

Concluída a entrega de módulos para a P-66 construídos em Maceió – O módulo de lançadores, recebedores e manifolds da P-66 (foto) – a primeira plataforma da série de oito FPSO replicantes, que estão em construção para atendimento às demandas de produção de petróleo do pré-sal da Bacia de Santos – embarcaram rumo ao estaleiro Brasfels. Com a ação, está concluída a entrega dos módulos para o primeiro FPSO replicante, construídos no Consórcio Tomé Ferrostaal. Petrobras é autorizada a iniciar produção antecipada no campo de Búzios – A Petrobras recebeu autorização da ANP para iniciar o sistema de produção antecipada (SPA) do poço 2-ANP-1RJS, localizado no campo de Búzios (antiga área de Franco), no pré-sal da Bacia de Santos. Através desse sistema provisório, a empresa poderá produzir durante aproximadamente sete meses e, assim, obter informações essenciais para a otimização do primeiro sistema de produção definitivo do campo. Petrobras declara comercialidade das áreas de Iara e Entorno de Iara - A Petrobras apresentou à ANP as declarações de comercialidade das acumulações de petróleo e gás das áreas de Iara (Plano de Avaliação da Descoberta – PAD - do poço 1-BRSA-618-RJS – Consórcio BMS-11), e Entorno de Iara (Bloco 4, do contrato de cessão onerosa), localizadas no pré-sal da Bacia de Santos. Petrobras supera patamar de 700 mil barris diários no pré-sal - A Petrobras bateu um novo recorde histórico de produção própria diária de petróleo e LGN (líquido de gás natural) no último dia 21/12, quando produziu 2 milhões 286 mil barris. Na província do pré-sal, a produção de petróleo operada pela Petrobras nas bacias de Santos e Campos atingiu a marca histórica de 700 mil barris de petróleo por dia (bpd) no dia 16 de dezembro.

eventos

CFD Oil

CFD OIL 2014 reúne mais de 120 pessoas no Rio

Foto: Divulgação

O evento promoveu o intercâmbio de conhecimento entre profissionais que utilizam a simulação computacional aplicada à área de óleo e gás.

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eventos

Brazil Onshore 2014

Conferência reuniu palestrantes das três Américas O Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e a Society of Petroleum Engineers (SPE) promoveram, de 25 a 27 de novembro, a 4ª edição da Feira e Conferência Brazil Onshore. Com o tema ‘Crescer, Inovar e Revitalizar’, o evento deste ano recebeu cerca de 400 congressistas brasileiros e estrangeiros, no Centro de Convenções de Natal (RN). Eles debateram os desafios e soluções tecnológicas para a produção de petróleo terrestre no Brasil.

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Foto: Neli Terra

Feira e Congresso Brazil Onshore é o principal evento brasileiro especificamente voltado para atividades petrolíferas em terra, área em que o Rio Grande do Norte é líder em produção no país. O local de exposição tem 700 m2. Lá, 80 empresas, entre fornecedores de equipamentos e companhias de serviços, exibiram seus produtos e habilidades tecnológicas. Entre elas Petrobras, Schlumberger, Parnaíba, e outras. A conferência deste ano contou com palestrantes de países como EUA, Canadá e México. Viabilidade econômica de campos marginais, licenciamento ambiental de poços terrestres e temas técnicos, como tecnologias acessíveis para campos terrestres marginais, e reservatórios não convencionais foram alguns dos temas abordados nos painéis. A programação trouxe uma novidade: sessões pôsteres digitais, que apresentaram trabalhos técnicos de estudantes de sete universidades brasileiras com foco no E&P onshore. O Congresso incluiu também em sua programação sessões técnicas, com apresentações de casos reais das boas práticas de produção de óleo e gás em campos terrestres. “A Brazil Onshore é, sem dúvida, uma grande oportunidade para le-

vantar a discussão de como será o cenário das atividades de exploração terrestre no país e os investimentos futuros. Este é um ambiente operacional importante para as empresas de pequeno e médio porte do setor. E Natal, por sua posição estratégica, continua a ser o centro de inteligência dessas atividades”, afirma o secretário-geral do IBP, Milton Costa Filho. Rodadas de Negócios – Uma das grandes novidades da 4ª edição da Brazil Onshore foi a criação de uma Rodada de Negócios, organizada

pela Rede Petro-RN. Durante um dia, os executivos tiveram a oportunidade de se reunir com a intenção de fechar acordos e parcerias. “O objetivo é fomentar negócios que ajudem a desenvolver ainda mais os players do segmento onshore no país”, afirma Milton. Além disso, o evento deste ano contou com um pavilhão para startups de base tecnológica do segmento onshore. As startups transformam resultados de P&D em produtos ou serviços comerciais (Inovação). Com custos operacionais significativamente mais baixos, expertise de alta qualidade e com poder de decisão, os produtos são entregues com mais rapidez.

Pavilhão de Exposições – Formado por 80 estandes de empresas nacionais e multinacionais, o pavilhão de exposições da Brazil Onshore 2014 apresentou as inovações do mercado de exploração do petróleo em terra (onshore). São produtos, serviços e equipamentos de alta tecnologia que despertaram a atenção e a curiosidade dos participantes. Um dos destaques foi a Unidade de Pistoneio Automatizada (UPA), equipamento totalmente automatizado que ajuda a extrair petróleo em poços de pequena profundidade. A primeira unidade deste tipo vai começar a funcionar em fevereiro de 2015, a partir de uma parceria com a UTC O&G, no município de Governador Dix Sept Rosado (RN). O acesso gratuito do público à feira proporcionou corredores cheios de interessados em conhecer as novidades do setor. Um dos pavilhões mais movimentados foi o de Startups. Formado por pequenas empresas, geralmente iniciantes no mercado, eles ofereceram inovações tecnológicas no segmento onshore. Em geral fundadas por pesquisadores de áreas estratégicas na indústria e no ambiente acadêmico, as empresas startups são capazes de produzir com maior agilidade e custos bem menores que os de mercado. O gerente de vendas da Lithos, Bento Mansano, exibiu no estande os três produtos desenvolvidos pela empresa: um anticorrosivo e um biocida (agente químico) desenvolvidos a partir de produtos naturais e um kit de diagnóstico para bactérias redutoras de sulfato que reduz o tempo de espera pelo resultado da água do poço de 20 dias para duas horas. Já a UPA foi desenvolvida pelo Grupo Editel Brasil, uma empresa com sede na cidade de Mossoró (RN). O equipamento foi projetado para trabalhar em poços de petró-

leo de até 700 m de profundidade e extrair em média 7 barris/dia. Foi a solução pensada pelo empresário Edmilson da Costa para os casos em que os custos gerados pelas técnicas de produção do sistema convencional são maiores que o lucro gerado pelo poço, tornando inviável a produção e ocasionando o abandono da unidade de produção. Costa adianta que a primeira unidade deve começar a funcionar em fevereiro, a partir de uma parceria com a UTC O&G. Participação internacional – Pela quarta vez consecutiva, a Brazil Onshore conta com a participação do Canadá como representante internacional na exposição. O país enviou uma delegação, formada por oito empresas fornecedoras de equipamentos de prospecção, perfuração e completação de poços, além de uma equipe representante do governo de Alberta, para participar do evento. A iniciativa foi da EDC, agência oficial de crédito à exportação e do Consulado Geral do Canadá. Novas tecnologias e desafios para o setor são destaques na Brazil Onshore – A Brazil Onshore foi marcada pela pluralidade de palestras e apresentações focadas em novidades tecnológicas do setor de produção de petróleo em área terrestre (onshore). Novos procedimentos de sondagem, como o de circulação reversa (RC), o uso de válvulas autônomas de controle de influxo na completação de poços, novos revestimentos que reduzem a corrosão e os custos de construção, além de questões envolvendo as bacias sedimentares e o fraturamento hidráulico em reservatórios não convencionais estiveram entre os temas debatidos. O engenheiro Joseir Percy, da Petrobras, mostrou que a perfuração por circulação reversa consegue, por

exemplo, melhorar a limpeza dos poços. Ao mesmo tempo, reduz o orçamento da sonda, por demandar menos manutenção e menor consumo. Com isso, a perfuração por circulação reversa ajuda a viabilizar campos com sondas remotas e aumenta o ganho operacional por manter o influxo em ambiente fechado, construído em aço, possibilitando maior controle e evitando possibilidade de gerar fraturas. Especialistas de empresas como Apolo Tubulars e Schlumberger mostraram estudos de casos, analisando vantagens relacionadas à perfuração com revestimento (casing drilling), que traz inúmeros benefícios, tais como redução no tempo, nos custos de construção dos poços e aumento da segurança dos processos. A realidade do onshore brasileiro – À tarde, os debates sobre os desafios e a realidade do segmento onshore brasileiro lotaram o salão principal do evento. O engenheiro Anabal Santos, representante da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), falou sobre a necessidade de investimentos em P&D no setor, para auxiliar na retomada, fundamental para reposicionar o Brasil no cenário mundial e afastar a fama atual de setor decadente. Normando Lins, da Associação Brasileira dos Perfuradores de Petróleo (Abrapet), falou sobre a realidade do segmento dos perfuradores de petróleo e reforçou a necessidade de investimentos voltados para o aumento da presença de pequenas e médias empresas no setor onshore. O engenheiro Gustavo Bezerra, da UTC Engenharia, ressaltou que para avançar no controle de custos, uma das saídas é pensar em operações conjuntas, firmar contratos conjuntos, para compras de produtos e serviços oferecidos pelos fornecedores TN Petróleo 99

eventos

ANP

ANP reúne mercado de distribuição e revenda em São Paulo “Ampliar os canais de diálogo com o mercado acerca das novas regras para a revenda e na distribuição de combustíveis”, foi dessa forma que o coordenador do escritório de São Paulo da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Francisco Nelson Neves, resumiu o objetivo do encontro realizado no dia 27 de novembro entre a Agência e o mercado. O evento teve a participação do superintendente de Abastecimento da ANP, Aurélio Amaral, e de representantes do Sindicom (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e de Lubrificantes), do Sincopetro e da Unica (União da Indústria de Cana-de-Açúcar).

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Foto: Divulgação ANP

pós a mesa de abertura, Aurélio Amaral apresentou as principais mudanças introduzidas pelas Resoluções ANP n. 41/13 e 57/14 (revenda) e 58/14 (distribuição). “As novas resoluções da ANP têm como pilares o crescimento e desenvolvimento do mercado e a obtenção de um ambiente concorrencial melhor. Muitas questões, inclusive, foram trazidas pela Revenda e Distribuição.” De acordo com Aurélio, muitos pontos têm sido questionados pelos revendedores, em especial a exigência de documentos como o alvará municipal, a licença ambiental e a autorização do Corpo de Bombeiros. “Não é nosso objetivo fechar postos e desabastecer o mercado. Mas também não podemos deixar de cobrar a documentação que a legislação exige, sob pena de também sermos cobrados pelo Ministério Público”, explicou. E lembrou ainda que a principal alteração trazida pela Resolução 57/14 foi a concessão do prazo de um ano para a apresentação desses documentos. Com relação à Resolução 58/14, o superintendente destacou que o objetivo das mudanças é melhorar a infraestrutura de distribuição, como no

Jorge Luiz Oliveira, diretor executivo do Sindicom, Aurélio Amaral, superintendente de Abastecimento da ANP, Francisco Nelson Neves, coordenador do escritório de São Paulo da ANP, José Alberto Paiva, presidente do Sincopetro e Antonio de Pádua, diretor da Unica

caso da nova norma para base de distribuição, que agora precisa ser própria com capacidade mínima de 750 m3: “O objetivo é amarrar a distribuidora a um ativo. Esse é um serviço público, uma concessão.” Aurélio destacou ainda que a resolução prevê prazos para adaptação: “Não poderíamos fazer mudanças desse porte sem dar prazos para o mercado se adequar.” Lentidão no licenciamento ambiental – Um dos principais pontos abordados no debate foi a demora de alguns órgãos em conceder as

licenças exigidas pela ANP. Aurélio lembrou que a ANP já concedeu o prazo de um ano para conseguir essa documentação, mas que não pode assumir uma responsabilidade que não está em suas atribuições legais. “A ANP aceitará qualquer documento emitido pelo órgão responsável concedendo uma autorização, mesmo que provisória. Mas não podemos, por exemplo, aceitar um protocolo, pois ele não garante que a licença será concedida no final”, afirmou. Outra questão levantada foi o motivo de levar amostras de combustíveis ao

laboratório para análise após uma fiscalização, mesmo se a análise em campo for aprovada. Francisco Nelson respondeu que a análise em campo é uma medida cautelar. “Se houve algum problema, o equipamento será interditado cautelarmente. Mas se a análise não apresentar problema não significa que ele não exista, podendo ser detectado no laboratório.” Para Francisco Nelson, a reunião, realizada em São Paulo, no auditório do Sincopetro (Sindicato do Comércio Varejista de Derivados de Petróleo de São Paulo), foi uma oportunidade para identificar os principais pontos de dú-

vidas e questionamentos sobre as novas resoluções. O presidente do Sincopetro, José Alberto Paiva Gouveia, afirmou que o evento demonstra uma abertura da ANP para discutir com o mercado. “Isso é importante para que possamos implementar melhor as normas. Hoje, estão representados aqui cerca de 8.600 postos, por meio dos quatro sindicatos do estado de São Paulo”, observou Paiva Gouveia. O diretor da Unica, Antonio de Pádua, também ressaltou a importância da iniciativa. “É fundamental esse tipo de encontro, pois reúne o órgão regulador, o produtor (de etanol), o

distribuidor e o revendedor. Sem a existência da distribuição e da revenda, o nosso produto não chega ao consumidor.” Segundo o representante do Sindicom, Jorge Luiz Oliveira, a ANP tem cumprido papel importante ao rever sua legislação. “É claro que alguns pontos ainda precisam ser discutidos, e isso ocorre exatamente em eventos como esse”, declarou. Além de agentes econômicos e sindicatos, o evento contou com a presença de representantes de parceiros institucionais da ANP, como o Inmetro, o Ipem, a Secretaria de Fazenda, a Cetesb e o Corpo de Bombeiros.

ANP valoriza os projetos mais inovadores para a indústria de petróleo e gás em 2014 A diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, abriu a solenidade e frisou a importância desta premiação para o fortalecimento da indústria de petróleo, gás natural e biocombustíveis do país. “Esse prêmio busca reconhecer o esforço e o mérito de quem contribuiu com avanços tecnológicos para o desenvolvimento da indústria. Além de reconhecer o passado, queremos incentivar o futuro”, disse a diretora-geral. Coube ao diretor Helder Queiroz iniciar a entrega dos troféus e certificados aos vencedores da Categoria I - Inovação Tecnológica desenvolvida no Brasil por ICT (Instituição Cientifica e Tecnológica). Desenvolvido pela instituição PUC-Rio com as empresas Petrobras e Monflex, o projeto “Sistema MODA (Sistema de Monitoramento Óptico Direto no Arame)” foi o ganhador. Na Categoria II - Inovação Tecnológica desenvolvida no Brasil por micro, pequena ou média empresa fornecedora em colaboração com empresa petrolífera, a entrega do troféu foi feita pelo diretor Florival Carvalho. O projeto ganhador “Proteção anticorrosiva de juntas soldadas em

Foto: Divulgação ANP

Três projetos foram premiados, cada um em uma categoria.

campo em tubos de aço carbono com revestimento externo em polietileno tripla camada (PE3L) e polipropileno tripla camada (PP3L)” foi desenvolvido pela empresa MEI Engenharia Ltda, em parceria com Petrobras. O diretor José Gutman entregou o prêmio para os representantes da Shell Brasil e FMC Technologies do Brasil pela vitória na Categoria III - Inovação Tecnológica desenvolvida no Brasil por empresa fornecedora de grande porte em colaboração com empresa petrolífera. O projeto ganhador foi “Árvores

de natal molhadas aplicadas ao redesenvolvimento dos campos Bijupira e Salema, Bacia de Campos”. O troféu Personalidade Inovação do Ano de 2014 foi entregue pela diretora-geral da ANP para o professor da Coppe/UFRJ, Luiz Pinguelli Rosa, por sua contribuição à pesquisa, ao desenvolvimento tecnológico e à inovação no setor energético brasileiro. Encerrando a solenidade, a diretora-geral agradeceu a presença de todos e ressaltou a importância do avanço tecnológico para o desenvolvimento do país. TN Petróleo 99

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perfil profissional

O navegante negro O niteroiense Leonardo Pacheco de Souza não é o Mestre-sala dos Mares, como foi chamado João Cândido, líder da revolta da Chibata, que hoje empresta seu nome a um dos navios petroleiros da Transpetro. Mas é um navegador preciso, que soube traçar uma rota muito bem-sucedida no setor de petróleo e gás. “O bom navegador não espera o vento oportuno, ele vai atrás”, diz o engenheiro de exploração e produção. por Beatriz Cardoso

Fotos: Bia Cardoso

Primeiro da família com formação superior, o menino que ajudava o pai no bar buscou o conhecimento para singrar novos mares: com dois mestrados pela Coppe/UFRJ (Universidade Federal do Rio de Janeiro), um em Engenharia de Petróleo e outro em Negócios em Petróleo (MBP/ Master Business Petroleum), hoje Leonardo Pacheco conclui o MBA executivo pela Fundação Dom Cabral. Esse aprimoramento contínuo lhe valeu uma sólida experiência: em apenas 16 anos de mercado, ele já passou por algumas das principais companhias internacionais do setor, como Repsol, Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton, além da brasileira PetroRecôncavo. Sempre atuando nas atividades relacionadas à exploração e produção de petróleo, em terra e mar, em maio de 2014 Leonardo resolveu assumir a ‘ponte de comando’ de seu próprio negócio, a Ubuntu Treinamentos e Serviços, com dois focos: atuar no mercado de campos maduros e marginais e na qualificação profissional. “Sempre tive uma postura corajosa para implantar a mudança”, afirma o homem que, quando pequeno, queria apenas “ser alguém”. O leme – Foi seguindo à risca a frase que abre essa entrevista (“O bom navegador não espera o vento oportuno, ele vai atrás”), que Leonardo escolheu a engenharia de exploração e produção de petróleo. “A multidisciplinaridade dessa atividade, a possibilidade diária de aprender coisas novas e descobrir que dificilmente você estará pronto, me faz acordar todo dia querendo mais”, afirma ele. “A humanidade que minha profissão me possibilita e que me faz conviver em harmonia com pessoas de diferentes culturas, pensamentos, raças e religiões, tornando-me uma pessoa plural e tolerante, foi que me seduziu e me levou a adotar essa profissão como meu leme”, complementa esse niteroiense que nunca havia pensado em entrar nessa área do mercado. “Imaginava apenas ser alguém”, diz com simplicidade Leonardo, que começou a trabalhar aos 13 anos, ajudando o pai no Café e Bar Irmãos.

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perfil profissional

direcional, por meio de um convênio da universidade com a empresa”, lembra. A Halliburton era líder no mercado e detentora de tecnologia de ponta. “Tinha sede de querer estar nas melhores empresas e de aprender o que era moderno e tecnológico”, complementa. E teve medo no começo, pois não queria levar a experiência de balconista de bar. “Pensava que seria tudo diferente, porém me enganei. Observei que minha experiência no bar poderia somar nos quesitos trabalho em equipe, engajamento voltado para o cliente interno e externo e a simplicidade. Ou seja: me ajudava em 70% do meu trabalho no estágio. Quando percebi que esses três itens eram fundamentais para o melhoramento contínuo de minha carreira, resolvi acoplar o balconista com o engenheiro e deu nisso”, comenta, risonho. Além da fronteira – Em 1999, já formado, viveu a primeira experiência profissional no exterior, quando foi trabalhar na Repsol/ YPF Del Ecuador, em Quito. Na época o preço do barril de petróleo estava muito baixo e existiam poucas oportunidades no Brasil. Ele estava fazendo mestrado na Coppe/UFRJ quando surgiu a oportunidade de trabalhar na YPF, estatal argentina, em projeto de desenvolvimento de campo no Equador. “Como sou movido a desafios, resolvi encarar a oportunidade. Sabia que tinha que me preparar para o mundo. Comprei uma mala grande, dois casacos e muita manteiga de cacau e fui para Quito. Nem olhei para trás, pois achava que dificuldades são apenas uma barreira a ser pulada na corrida da vida”, recorda o engenheiro. 50

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Único brasileiro e único negro em uma empresa latina, ele chamava um pouco a atenção: “Procurei simplesmente fazer acontecer: escutei mais do que falei, observei muito as diferenças de cultura e procurei me adaptar e dedicar à equipe da qual fazia parte”, explica. Ele foi trabalhar no bloco 16, dentro da floresta amazônica equatoriana. “Só em estar trabalhando naquele local e naquelas condições climáticas já me exigia dedicação, atenção e atitude de liderança. Procurei passar minha experiência de trabalho em equipe para diminuir a dificuldade do idioma e do choque de cultura”, comenta. De volta ao Brasil – Em 2000, ao ser entrevistado por executivos da PetroRecôncavo, ficou fascinado com o projeto pela oportunidade que lhe foi oferecida. “Começar uma empresa do zero e com a possibilidade de participar da tomada de decisão, não mais como um simples executor e sim como autor do projeto, fez meus olhos brilharem”, afiança. Foi assim que ele decidiu voltar para o Brasil. Leonardo ficou na petroleira brasileira durante quatro anos. “Foi a experiência mais enriquecedora que tive em minha carreira. Ela me deu sustentação no estilo de conduzir projetos e equipes e me ensinou a ser multidisciplinar ”, lembra. A experiência mostrou a necessidade de uma formação multidisciplinar, e vocação para formação de equipes e coaching de pessoas. “Tenho muito orgulho de ter participado da parte inicial de implantação da empresa, como também da elaboração e participação em vários projetos que estão levando a PetroRecôncavo a uma posição de destaque entre as

empresas produtoras de petróleo e gás no Brasil”, avalia. Rumo à África – O desafio de voltar a ter uma nova experiência profissional fora do país, liderando um projeto pioneiro da Halliburton com a Sonangol acabou incentivando-o a fazer as malas em 2004 e partir para o outro lado do Atlântico. “Em 2005, a Sonangol estava iniciando alguns projetos de desenvolvimento de campos no offshore angolano. Foi uma experiência maravilhosa, pois me deram toda liberdade para a tomada de decisões”, frisa Leonardo. Ele se orgulha também de ter participado no processo de montagem de uma equipe integrada por 80% de angolanos. “Como coaching, capacitei os técnicos de minha equipe para o atendimento ao cliente. E mostrei que era possível montar uma equipe de quase 100% de angolanos e obter sucesso”, complementa. Com o final do contrato com a Sonangol e a gravidez da esposa, Vanessa, Leonardo decidiu voltar para o Brasil em 2006, ainda na Halliburton. De lá, sairia apenas um ano depois, para ir trabalhar em outra gigante do setor: a Baker Hughes. “Fui contratado para participar do principal contrato de perfuração direcional daquela época. Era o primeiro grande contrato da Baker/Inteq no Brasil. E eu acreditava que já era hora de ter uma experiência em projetos com a Petrobras”, lembra o intrépido engenheiro. Conhecimento ampliado – Ele foi liderar o time de engenheiros responsável pela elaboração dos programas de perfuração da Baker Hughes. “A experiência me possibilitou participar e entender melhor os projetos de perfuração nas bacias offshore brasileiras, princi-

palmente nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo”, observa. Participar de licitações e auxiliar outros setores que pouco conhecia, visto que nesta época tinha maior experiência em empresas de E&P, foi outro aprendizado. De acordo com Leonardo, na Baker ele aprendeu que para atender uma demanda crescente é necessário ter atitudes proativas para conseguir o alto desempenho das pessoas. “Coaching, Mentoring e educação continuada foram os pilares de sustentação para o pessoal que eu liderava. Aprendi que para obter êxito nos projetos era necessário ter uma equipe com alta capacidade de trabalho e de aprendizagem”, apregoa. Depois, ele ainda trabalharia na Smith do Brasil e, mais tarde, na Schlumberger DT&R, onde ficou cinco anos, até 2014, sempre atuando no Brasil. “Nesse período tive novamente a oportunidade de iniciar um projeto do ponto zero, como gerente de conta atendendo à OGX. E ainda pude participar da estratégia comercial, de marketing e operacional.” Para Leonardo, o grande aprendizado durante esse período foi a sinergia e integração entre os setores. “Aprendi que 1+1 é sempre maior que dois. E que a integração entre setores e/ou empresas é fator primordial para o amadurecimento e para o aumento da competitividade das empresas”, pontua. Prós e contras – Com tantas idas e vindas e passagem por diversas empresas, Leonardo Pacheco faz um balanço de sua trajetória. Segundo ele, a carreira de um engenheiro de petróleo deve passar por algumas áreas-chaves: tanto técnica-operacional como técnica de gestão, além da área acadêmica. “Sempre tive claro que eu era responsável por minha carreira.

Por isso elaborei uma estratégia que me fez passar pelo menos cinco anos da minha carreira em cada uma dessas áreas. Queria ser um engenheiro generalista com experiência em cada uma dessas áreas, em diferentes cenários (no caso, cenário offshore e cenário onshore)”, explica. Ele considera que a mudança de emprego traduz essa estratégia estabelecida. “Creio que essa experiência é um diferencial no mercado”. Os pontos negativos desta rotatividade são as férias que não teve tempo de cumprir, o pouco tempo para a família e saudade dos amigos que deixou pelo mundo. Dono do negócio – Em 2014, aos 40 anos, Leonardo Pacheco decidiu criar um negócio próprio, a Ubuntu Treinamentos e Serviços. “Vi uma palestra do professor Govindarajan, um dos gurus de estratégia empresarial, na qual ele disse que para criar, qualificar e quantificar o futuro é preciso esquecer seletivamente o passado. A estratégia não é o que você precisa fazer daqui a 15 anos, mas os projetos que você deve implantar agora para chegar lá. A estratégia tem a ver com a competição para o futuro e não a competição no presente”, lembra. Ele entendeu que as empresas que desejam participar do futuro devem gerenciar o presente, pois tudo o que nasce será preservado. E decidiu, então, estudar os prováveis cenários para o mercado de campos maduros e marginais no Brasil. “Vi que existia uma grande oportunidade de implantar minha própria empresa e começar um novo projeto do zero”, afirma. Foi assim que em julho de 2014 ele iniciou as atividades e logo conseguiu uma parceria com uma empresa estrangeira, para avaliar

os campos maduros oferecidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). “Estamos em processo de avaliação desses campos para que possamos participar da licitação, caso a agência realize alguma licitação no próximo ano”, revela. Paralelamente, a empresa viu oportunidades na área de educação continuada para profissionais que já trabalham na área e necessitam desenvolver habilidades e competência para galgar cargos de coordenação e não conseguem se capacitar pelo fato em trabalharem em regime de embarque. “Estamos buscando parcerias com universidades para desenvolver cursos de especialização e educação continuada para esse nicho de mercado. Penso que em março de 2015 já estaremos lançando um pacote de cursos voltados para esses profissionais”, diz o empreendedor. Para Leonardo, a nova realidade de ser dono do negócio não o assusta: “Sempre tive uma postura corajosa para implantar mudanças. Penso que ter coragem é a capacidade de enfrentar o medo e não admitir que esse sentimento se transforme em pânico ou em imobilidade. Me preparei para esse momento e agora estou buscando oportunidades para expandir o portfólio da empresa”, afirma. A expectativa da empresa é crescer no segmento de campos maduros e marginais, participando de licitações e buscando parcerias para avaliações e aquisições de campos maduros. E também na área de educação continuada, buscando parcerias com empresas e universidades, com o propósito de oferecer cursos de educação continuada voltados para nossa realidade. “O mercado necessita urgentemente desenvolver essa área”, conclui. TN Petróleo 99

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Mudanças

Começamos o ano com a notícia da última descoberta feita pela Nasa, de mais oito novos planetas, nas chamadas zonas habitáveis, sendo dois deles muito semelhantes à Terra em tamanho e estrutura. Coincidências à parte, o tema principal dessa edição trata dos impactos negativos que o homem está promovendo no planeta com sua forma de ocupação, propondo uma revisão de hábitos e paradigmas de consumo. A prepotência de nos considerarmos os únicos habitantes do universo tem nos levado a viver sem limites, num modelo que precisa ser posto em xeque. E nada melhor do que o início de um novo ano para pensarmos sobre isso, não é mesmo? E para começar bem, a entrevista dessa edição é com André Trigueiro, um dos principais profissionais de comunicação especializados em meio ambiente no país. Ele nos fala sobre os impasses civilizatórios da grave crise ambiental que estamos vivendo e alerta para o fato “O estoque de recursos naturais suficientes para sustentar a humanidade nos 365 dias do ano exauriu-se.” Algumas empresas também já entenderam o dilema e estão investindo em iniciativas para contribuir com algumas mudanças. A Ampla lançou uma plataforma de crowdsourcing como base do projeto NO.V.A. – Nós Vivemos o Amanhã, uma iniciativa inédita no Brasil que permitirá ao público contribuir com ideias para a construção de uma moradia do futuro, sustentável, com tecnologias inovadoras que possam facilitar a vida das pessoas e solucionar problemas que existem hoje nessa área. E o Centro de Tecnologia

Senai Ambiental (CTS Ambiental) investiu na modernização de duas unidades já existentes para dobrar a capacidade de produção do Centro no atendimento às indústrias que estão em busca de tecnologia e inovação para reduzir os impactos no meio ambiente. Excelentes notícias! Trazemos ainda a matéria “Economia, ciência da abundância ou da escassez?” do jornalista Felipe Salgado, que faz uma análise sobre a evolução da economia e suas implicações, promovendo uma reflexão sobre os limites do consumo e o verdadeiro sentido da felicidade. E, por fim, no artigo “Negócios Conscientes: o grande desafio”, Wanderlei Passarella aborda a crise de enorme profundidade que atinge diretamente o setor de óleo & gás e afirma que essa crise tem contornos que ultrapassam os limites da preocupação econômica e adentra as áreas da ética, da psicologia e até mesmo da filosofia existencial dos negócios. Pela frente, caros leitores, um grande desafio que envolve não apenas o nosso país e o nosso setor, mas toda a humanidade. Nada existe de forma isolada. O que estamos vivendo é resultado da atuação de todos. Mas, em contrapartida, teremos um ano novo inteirinho de oportunidades para mudanças. Que essa edição, primeira do ano, possa contribuir com reflexões e ideias para tirarmos do papel as propostas que podem ajudar nessas mudanças. Vamos juntos?

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

Sumário

‘Estamos operando no vermelho’

Brasil terá maior usina termelétrica à base de biomassa da América Latina

Energia solar térmica representa mais de 1% da matriz energética brasileira

Entrevista com André Trigueiro

Termelétrica

Energia solar

TN Petróleo 99

suplemento especial

“Estamos operando

no vermelho”

Foto: Odervan Santiago

A afirmação é do jornalista André Trigueiro, editorchefe e apresentador do programa Cidades e soluções, da Globo News, ao discorrer sobre os impasses civilizatórios de uma crise ambiental sem precedentes na história da humanidade. “O estoque de recursos naturais suficientes para sustentar a humanidade nos 365 dias do ano exauriu-se. Estamos operando no vermelho, ou melhor, no cheque especial”, afirma um dos principais profissionais de comunicação especializados em meio ambiente no país. por Felipe Salgado

essa entrevista exclusiva à TN Petróleo, Trigueiro trata de temas controversos ao analisar a crise sistêmica que afeta o mundo em transformação em que vivemos. Questões como a crise hídrica, o papel da economia, o hiperconsumismo, a finitude dos recursos naturais e a ética no mundo contemporâneo são alguns dos assuntos abordados por ele, que alerta: “O relógio está correndo.” 54

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TN Petróleo – O Brasil detém a maior reserva de água doce do planeta. Entretanto, a má gestão dos recursos naturais aliada à estiagem provocou um estresse hídrico sem precedentes no país em 2014. Em meio a abundância e desperdício, essa crise poderá se repetir? André Trigueiro – Principalmente se não houver a gestão inteligente e correta dos recursos hídricos, que não se resume apenas à água doce super-

ficial de rio ou às águas subterrâneas. Precisamos estender o cardápio bastante variado das águas que hoje não são consideradas recursos hídricos no Brasil. Eu falo de água de chuva, água de reúso e situações em que a dessalinização possa ser empregada eventualmente para melhorar cenários de escassez. O que está acontecendo no Sudeste do país, principalmente em São Paulo, são as consequências catastróficas de destruição e degrada-

ção do rio Paraíba do Sul nos últimos cem anos. Essa bacia tem apenas 20% de cobertura vegetal, uma carga monumental de esgoto in natura sendo lançada todos os dias, assoreamento, mata ciliar devastada e licenciamento ambiental frouxo para certos tipos de intervenções. Há uma retirada sistemática de água sem que a gente consiga prestar atenção nas melhores condições para que essa bacia continue respondendo à crescente demanda de consumo. É preciso reconhecer que há uma estiagem. Dizem que é a pior em 80 anos. Eu não gosto dessa terminologia. Afinal, São Paulo não era o que é há 80 anos. Se a bacia tivesse o tratamento correto e inteligente, não teríamos esse cenário desolador e angustiante que se verifica hoje. Isso é claro, científico e mensurável. Em tempos de estresse hídrico, recursos vitais como a água doce podem ser tratados como mercadoria? Os relatórios da Organização das Nações Unidas (ONU) apontam que, apesar do crescimento populacional e a geografia desigual da água no planeta, o maior problema que enfrentamos é a gestão desastrada dos recursos hídricos. Ao tratar a água como mercadoria, abriremos um espaço para que as leis de mercado determinem quem terá acesso a ela. Então, é preciso separar o joio do trigo. Vamos precisar do capital privado e de um planejamento de negócios que permita a maior oferta de recursos hídricos e a sua gestão inteligente sem que haja qualquer risco ao direito humano fundamental que é o acesso à água de qualidade. Eu digo isso porque existem alguns casos no mundo, como em Burkina Faso, na África, que determinou a privatização dos recursos hídricos com leis estranhíssimas. Lá existem diversos tipos de gradação das águas disponíveis ao consumidor. De acordo com o seu nível de renda, o cidadão escolherá a qualidade da água que

puder pagar. Portanto, temos que ter cuidado e prestar atenção para os enormes riscos que isso significa. Um dos fatores que disparou o gatilho da crise econômica de 2008 foi a riqueza especulativa superar em até dez vezes a riqueza produzida. Ainda dá tempo de reorientar a roda da economia a serviço do bem-estar coletivo? Esse cenário descrito por você não é sustentável. Temos claramente a urgência de outra forma de pensar o capital. E o capital precisa estar a serviço da vida e não da morte. Ele precisa estar a serviço do equilíbrio e não da destruição. Não estou ideologizando ou proferindo um discurso religioso. Estou falando pura e simplesmente de sobrevivência. Isso significa que qualquer empreendimento real ou virtual precisa adotar uma nova contabilidade. Precisamos fazer a conta de trás para a frente nos seguintes termos: o movimento de migração do meu capital, ou o ato de consumo que eu venha a realizar, determinará que tipo de impacto sobre o meio ambiente? Se essa pergunta não é feita, há um risco enorme de a gente onerar a sobrecarga que já é mensurável e visível no planeta. Quais são os indicadores que lhe permitem dizer que estamos vivemos uma crise ambiental sem precedentes na história da humanidade? De acordo com a organização Global Footprint Network, referência para exercício da pegada ecológica (como o nosso modo de vida é mais ou menos compatível com o equilíbrio do planeta), o dia 19 de agosto é o dia da Sobrecarga da Terra (em inglês, Overshoot Day). Ou seja, o estoque de recursos naturais suficientes para sustentar a humanidade nos 365 dias do ano exauriu-se. Estamos operando no vermelho, ou melhor, no cheque especial. A data de sobrecarga da Terra tem sido decretada cada vez mais precocemente. Até quando o planeta suportará, ainda não sabemos. Mas temos o padrão de

catástrofe. Estamos nos aproximando de um momento de ruptura. A ciência avançou o suficiente para não considerar isso apenas como uma hipótese. Isso vai acontecer se a gente não corrigir o rumo... o grande capital é uma peça chave no tabuleiro para a qualificação dos investimentos. Estamos vivendo num mundo onde essas escolhas precisam ser tomadas agora. Não é o planeta que precisa ser salvo, mas a humanidade é que precisa ser salva. A humanidade depende do planeta, e não contrário. O relógio está correndo. Quanto mais produzimos e consumimos, maior o Produto Interno Bruto (PIB). Quanto maior o PIB, maior a taxa de emissão de CO2. Nessa relação obsessiva, onde o PIB vai parar? O PIB é uma unidade defasada e ultrapassada de medição da riqueza e progresso de uma nação. Esse indicador foi objeto de algumas investigações metodológicas, uma delas chefiada, inclusive, pelo ex-presidente francês Nicolas Sarkozy, que reuniu economistas do mundo inteiro. Existem alternativas mais inteligentes e interessantes de medir a riqueza de uma nação. Em março, eu estive num país que ostenta os indicadores mais impressionantes de PIB nas últimas décadas: a China. Eu vi uma situação estarrecedora e assustadora... eu não tinha noção da gravidade até estar lá: a nuvem espessa de fumaça que os chineses respiram, inalam e engolem em proporções cada vez maiores, que faz com que as pessoas andem com máscara cirúrgica nas ruas! Esse PIB chinês se transformou numa ameaça real, concreta e mensurável à qualidade de vida dos chineses. O país está queimando carvão mineral para sustentar esse crescimento e licenciando 1 milhão de automóveis por mês para sustentar esse PIB. É um país que está ‘à beira de um ataque de nervos’. Nós estamos muito defasados quanto a outras possibilidades de medir riqueza, qualidade de vida e estoque de recursos naturais. Tudo isso deveria estar contabilizado ou medido nesse novo indicador. TN Petróleo 99

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A qualidade do ar que respiramos, o manancial de água doce que nos abastece ou o serviço de polinização que prestam as abelhas à agricultura são valorados e valorizados apenas quando nos faltam. Por que esses custos não entram na conta do PIB? Mas têm que entrar e vão entrar. O recente acordo firmado entre EUA e China, os dois maiores poluidores do planeta que respondem por 45% das emissões globais de gases de efeito estufa, abre espaço para sobretaxar o carbono. Ou seja, se um país que realiza esforços para reduzir sua emissão de gases de efeito estufa produz bens industriais dentro dessa economia de baixo carbono, ele poderá sobretaxar monetariamente com base na quantificação do carbono qualquer país que se torne competitivo em seu mercado, por ser ineficiente. Afinal, se sou eficiente e agrego valor ao meu produto com base nesses princípios, e o outro fabrica mais barato com um custo ambiental maior, é justo que ele seja competitivo no meu país e estrangule a minha concorrência? Não! É uma questão de promoção da justiça fiscal. Internalizar os custos ambientais é um processo gradual e progressivo. Nós estamos vendo que os países desenvolvidos estão empregando fontes de energia limpas e renováveis para sair do nível de dependência dos combustíveis fósseis. Há uma corrida tecnológica nessa direção. Então, vivemos em um mundo onde as pessoas têm que prestar atenção nos cenários: o ex-economista-chefe do Banco Mundial, Nicholas Stern, lançou dois relatórios revelando o custo da inação, ou seja, quanto vai custar para a humanidade não fazer o dever de casa na área climática. E nós não estamos fazendo o dever de casa subsidiando combustíveis fósseis. O cidadão foi relegado à condição de consumidor. Por que consumir parece ser mais atraente do que exercer cidadania nesse sistema extrativista, consumista e poluidor? Vivemos num mundo onde a alienação, a dispersão, a distração são 56

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muito convenientes para quem se locupleta no ato de consumo que é confundido ou entendido como diversão, entretenimento e afirmação de poder. Essa é uma armadilha civilizatória. O consumo favorece a vida. Precisamos consumir para viver. O consumismo ou hiperconsumismo é uma tragédia porque gera desperdício e produz excesso. Num mundo onde os recursos são finitos, a humanidade terá sérios problemas ao ignorar os limites do planeta. Tudo o que consumimos é um pedacinho de natureza: tem água, matéria-prima e energia. Então, tudo o que a gente coleciona, tem mais do que precisa e extrapola o necessário entra numa conta perigosa. Já somos mais de sete bilhões de pessoas e aproximadamente metade não está inserida na sociedade de consumo. Os países industrializados não querem abandonar os velhos hábitos de consumo, enquanto os países emergentes querem consumir mais do que apenas o necessário. Tem planeta suficiente para todos satisfazerem seus desejos e anseios materiais? Quando a gente fala de inclusão social – um princípio muito justo –, estamos falando em aumentar o poder de consumo de quem consome apenas o necessário. Isso não é possível se não promovermos a educação para o consumo consciente e não reduzirmos a sanha consumista das classes mais abastadas. Não há planeta suficiente para que todas as pessoas achem que há natureza suficiente para saciar a sanha consumista de todos. Estamos falando de um mundo em que os valores civilizatórios que predominam remetem ao ‘ecocídio’, o colapso da mãe-natureza quando o vírus apaga o software inteligente da vida. Precisamos entender as leis que regem a vida e o universo para viver num planeta em equilíbrio. E não é possível viver em um planeta em equilíbrio quando o consumismo é um valor civilizatório.

Se a natureza é o limite da economia, qual é o limite da riqueza individual? Eu acho que existe uma função providencial da riqueza. Ela precisa ter utilidade e serventia. Precisa ser aplicada de forma menos individualista, egoísta e hedonista. A riqueza não existe para sustentar ostentação. Ela não precisa retroalimentar a cultura da acumulação ilimitada de bens e posses como se fosse uma credencial, um passaporte para os eleitos que venceram. Quem tem abundantes recursos financeiros está sendo desafiado ética e moralmente a fazer algo que extrapole apenas os seus desejos e idiossincrasias. É outro conceito de como exercer a posição de rico na sociedade. Em algumas culturas, o rico que se locupleta e não tem essa visão da riqueza é discriminado. Ele não é visto como alguém bem-sucedido. Ele é visto como um parasita que pesa para a sociedade. Ele está do lado errado da gangorra porque não está empregando minimamente esses recursos na direção do que realmente importa. E aqui, muito rapidamente, uma visão que eu tenho: toda a riqueza ou todo bem nos é dado por empréstimo. Nós achamos que somos donos, mas não somos. Porque quando a gente parte desse mundo, a gente não consegue levar nada. Isso fica. Então, nós somos aqueles que vão usufruir durante um tempo de uma riqueza que é passageira. Ela não nos pertence. Ao deixar de ter a presença física aqui, já que a realidade inexorável da vida é a morte, a gente morre ou, segundo alguns creem, como eu, ‘faz a passagem para outro plano’. Essa riqueza que fica, enquanto estiver sob a nossa tutela e custódia, pode ter utilidade mais nobre do que apenas o deleite do número de zeros que há no extrato bancário mensal. Há uma questão importante que é cultural: como a pessoa abastada num mundo onde há tanta pobreza, miséria e desigualdade se posiciona no tabuleiro? Cada um que reflita de acordo com a sua consciência.

Brasil terá maior usina termelétrica à base de biomassa da América Latina

Bolt Energias assinou contrato para desenvolvimento da UTE Campo Grande BioEletricidade, maior usina termelétrica a biomassa da América Latina, localizada em São Desidério (BA). A Leme Engenharia, do Grupo francês Gdf Suez, prestará serviços de engenharia do proprietário, etapa que contempla a gestão das obras do projeto, logo após a fase de planejamento. Ao todo, 18 profissionais da Leme Engenharia atuarão, a partir deste mês, na revisão do projeto executivo (design review), que terá duração de 12 meses. Ainda farão a supervisão das obras de construção da usina, a partir do primeiro trimestre de 2015, estendendo-se por cerca de 30 meses. A obra vai gerar perto de 700 postos de trabalho e tem previsão de ser inaugurada no segundo semestre de 2017. O investimento total da Bolt Energias na térmica é de R$ 650 milhões. Para o presidente da Leme Engenharia, Flavio Campos, o contrato celebrado com a Bolt Energias para o desenvolvimento da UTE Campo Grande BioEletricidade reforça o posicionamento estratégico da empresa de ampliar sua participação em novos setores de atuação. “O nosso objetivo é manter uma

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Bolt Energias assina contrato com a Leme Engenharia para desenvolvimento da maior usina termelétrica a biomassa da América Latina

taxa de crescimento anual de 5%. Para isso, nos apoiamos em uma série de estratégias, entre elas a ampliação da nossa participação em novos mercados. Somos reconhecidos por nossa vasta experiência em hidroenergia, geração térmica, sistemas elétricos e infraestrutura, e buscamos esse reconhecimento também em outros setores, principalmente no de energias renováveis. A oportunidade de participarmos de um projeto de geração a biomassa de tamanha envergadura é um grande estímulo para mantermos o nosso posicionamento estratégico”, afirma. O presidente da Bolt Energias, Ricardo Junqueira, considera que esta nova parceria agrega ainda mais segurança ao projeto, que segue os mais elevados padrões internacionais.

“A Leme Engenharia amplia a excelência internacional para construção da UTE Campo Grande, que já conta com a participação da Areva Renewables, responsável por toda engenharia, compras e construção da usina”, conclui. Este é o segundo contrato firmado entre a Leme Engenharia e a Bolt Energias para o desenvolvimento da Campo Grande BioEletricidade. O primeiro, finalizado em abril deste ano, contemplou a avaliação de propostas e negociação com empresas EPC (engineering, procurement and construction) e interface com fornecedores da região onde será instalada a usina. TN Petróleo 99

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Energia Solar Térmica representa mais de 1% da matriz energética brasileira

Brasil encontra-se na 5ª posição no ranking mundial na utilização de energia solar térmica, de acordo com o relatório da IEA (International Energy Agency) 2014, com capacidade instalada de 5.783 MWth e produção de energia anual de 5.785 GWhth, energia proveniente dos 8,4 milhões de m² de área de coletores solares térmicos instalados até o ano de 2012, de acordo com o citado relatório. A Associação Brasileira de Refrigeração, Ar-Condicionado, Ventilação e Aquecimento (Abrava), que representa o setor de energia solar térmica em todo o território nacional, chama a atenção para os benefícios do uso desta fonte de energia, limpa e renovável, frente aos desafios energéticos por que passa o país, pois apresenta múltiplas formas de contribuição na geração de água quente (energia) para residências, comércio, hospitais, clubes e indústrias, e apresenta versatilidade em diversos tipos de aplicações, deslocando consumo de energia elétrica no horário de pico. Para Marcelo Mesquita, secretário executivo do Departamento Nacional de Aquecimento Solar Dasol da Abrava, o Brasil pode e deve explorar muito mais e de maneira inteligente essa energia, que apresenta o menor custo dentre vários energéticos disponíveis e tem a vantagem de ser uma geração instalada no ponto de utilização, ou seja, 100% distribuída e que não depende de conexão com a rede pública de eletricidade, como é o caso da energia solar fotovoltaica. 58

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Considerando a alta incidência solar em todo o território brasileiro, podemos refletir: Por que esse tipo de energia com tantos benefícios é ainda pouco utilizado no país?

De acordo com estudos recentemente publicados pela Abrava, a partir de dados desse mercado, no ano de 2013, e de informações do BEN (Balanço Energético Nacional), a energia solar térmica já representa 1,03% da matriz elétrica brasileira, pouco atrás da energia eólica com 1,09% (gerada pela produção dos ventos), e bem à frente da fotovoltaica (energia solar para a geração de eletricidade) com 0,01%. O parque solar térmico existente no Brasil, em 2013 com 6.363 GWh, já supera a energia gerada pela usina nuclear de Angra 1 (5.395,5 GWh). A capacidade instalada é de 1.397 MW, que equivale à potência de duas turbinas de Itaipu (2x700MW), sendo que essa energia elétrica equivalente é suficiente para abastecer uma cidade inteira como Curitiba, que possui população de 1,8 milhão de habitantes e atividade econômica

que a faz ter o 4º maior PIB (Produto Interno Bruto) do Brasil

Aquecimento solar é energia Nos últimos anos, a matriz energética brasileira tem sofrido alterações e perdendo sua característica renovável. Esse cenário se intensificará ainda mais, pois a crescente demanda por energia se depara com a escassez de chuvas e especulações no que se refere às garantias do abastecimento, que passam a contar com o funcionamento contínuo das usinas térmicas, e que acarretam a elevação contínua e expressiva dos preços da eletricidade e o consequente aumento da poluição devido às emissões de gases que ampliam o efeito estufa e agridem a camada de ozônio. Nesse contexto, se destaca a contribuição dos Sistemas de Aquecimento Solar (SAS), que pode substituir fontes energéticas

tradicionais, como a eletricidade e o gás, pela energia solar térmica (aquecimento de água) em diversos segmentos da economia, tais como: hotéis, hospitais, residências, habitações de interesse social, clubes, piscinas e academias e, até mesmo, em processos industriais, que apresentam enorme potencial. Em todos esses setores são amplos os benefícios, não apenas nos aspectos energético e ambiental, como também social e econômico. Para Luís Augusto Ferrari Mazzon, presidente do DaSol, o uso da energia solar térmica se traduz também em expressiva economia de energia para os cidadãos e para o país e traz, ainda, redução da demanda de energia elétrica no horário de pico do sistema, minimizando o risco de apagões. Desta forma, os sistemas de aquecimento solar colaboram de forma efetiva com o setor energético e na diversificação de sua matriz de geração, com energia advinda de fonte totalmente limpa, gratuita e obtida por equipamentos etiquetados e aprovados pelo Inmetro, produzidos por indústrias eminentemente nacionais, que geram mais de 40 mil empregos aqui no Brasil. Ainda de acordo com o citado relatório da Agência Internacional de Energia, no ano de 2012 o Brasil ampliou a capacidade instalada da tecnologia de aquecimento solar de água em 806 MWth, superando a Alemanha (805) e Estados Unidos (699), nesse mesmo período. No contexto da matriz energética brasileira, um destaque importante é que o valor da energia produzida pelo aquecedor solar para o consumidor final é apenas cerca de 1/3 do custo da eletricidade, ou seja, algo próximo a R$ 120,00 por MWh. De acordo com os dados mais recentes do DaSol, o Brasil fechou o ano de 2013 com 9,8 milhões de m² de área de coletores instalados de SAS, com geração de 6.830 GWh/ ano, equivalente ao consumo anual de uma cidade como Curitiba, com cerca de 2 milhões de habitantes.

Do ponto de vista ambiental No que se refere à preservação do meio ambiente, o uso de aquecedores solares apresenta vantagens, funcionando a partir de uma fonte natural, o sol, é ecológica, gratuita, de aplicação descentralizada, que não agride o meio ambiente, é inesgotável, entre outras. Com o uso de 1 m² de coletor solar por ano, pode-se: 1. Deixar de inundar cerca de 56 m² para geração de energia elétrica. 2. Eliminar o consumo de 215 kg de lenha. 3. Poupar 67 m³ de gás natural. 4. Economizar 55 kg de GLP. 5. Poupar 73 litros de gasolina. 6. Deixar de consumir 223 m³ de gás natural para termelétricas. 7. Deixar de consumir 227 litros de diesel para termelétricas. 8. Poupar 66 litros de diesel.

Os benefícios da utilização em habitações de interesse social Só com o uso do aquecedor solar é possível economizar cerca de 35% no valor da conta de energia. O uso do chuveiro elétrico representa 25% da conta de energia e no inverno pode aumentar mais 30%. Para o DaSol, um ponto de partida na contribuição do setor ao país, é o governo estender a instalação compulsória de aquecedores solares para todas as residências do Programa Minha Casa Minha Vida, um total de 3 milhões de habitações e geração de 4.645 GWh/ano, superior ao consumo distribuído pela Concessionária do estado do Rio Grande do Norte em 2013 (Cosern: 4.418 GWh), mas hoje, o uso do equipamento é restrito apenas a casas da “faixa 1” do Programa, e deve atingir apenas 263 mil residências. Para a entidade, algumas medidas tomadas por parte do governo seriam assertivas, como, por exemplo, a adoção de um programa motivacional e de incentivo com desconto no valor da aquisição de aquecedores solares de água que viabilizaria muitos benefícios à sociedade brasileira, como:

a. Redução do consumo de energia elétrica, principalmente em substituição ao consumo do chuveiro elétrico. Em média, para uma instalação residencial, pesquisas demonstram economias mensais superiores a 30%; b. Redução do pico de demanda de eletricidade ao substituir/reduzir o uso do chuveiro elétrico, concentrado no horário entre 17 e 22 horas, sem privação do conforto; c. Economia financeira para as famílias no valor da conta de energia, promovendo a transferência interna dos recursos domésticos para alimentação, educação e moradia, ou seja, aumento da renda líquida para as famílias de menor poder aquisitivo; d. Maior adimplência por parte dos mutuários nos pagamentos de parcelas dos financiamentos dos programas habitacionais e condomínios nas unidades multifamiliares; e. Geração de empregos distribuída por toda a cadeia de valor do setor.

Mudança de paradigma no cálculo de energia solar térmica De forma a facilitar o entendimento dos consumidores e profissionais de mercado, assim como ampliar o reconhecimento pelos órgãos de governo da aplicação dessa importante fonte de energia para o Brasil, desde agosto de 2014 o setor de aquecimento solar adota uma nova forma de apresentação da produção de energia solar térmica de seus equipamentos, antes expressa apenas em m², mas que agora é apresentada também pela sua contribuição energética em kWh/mês.m², sendo um modo simples e já de conhecimento das pessoas e que está indicado nas etiquetas do Inmetro para o produto, ou seja, a Produção Mensal de Energia (PME) do coletor solar. Se multiplicada por 12 (meses do ano) e pela quantidade de m² de coletores instalados na edificação, resultará na Produção Anual Padronizada de Energia (Pape), resultado da produção de energia solar medida em kWh/ano.

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Ampla apresenta o projeto NO.V.A. – Nós Vivemos o Amanhã

Ampla, empresa do Grupo Enel, lançou a plataforma de crowdsourcing que será a base do projeto NO.V.A. – Nós Vivemos o Amanhã, uma iniciativa inédita no Brasil. O investimento previsto será de R$ 5 milhões, financiados por meio do programa de Pesquisa & Desenvolvimento (P&D) da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O projeto será realizado em parceria com a Prefeitura de Niterói, a Fundação Getúlio Vargas (FGV) e a Pontifícia Universidade Católica (PUC-Rio). A plataforma digital interativa (nosvivemosoamanha.com.br) permitirá que o público contribua com ideias para a construção de uma moradia do futuro, sustentável, com tecnologias inovadoras que possam facilitar a vida das pessoas e solucionar problemas que existem hoje. A ativação da plataforma, que já começou e vai até o fim do primeiro semestre de 2015, é uma evolução da página Nós Vivemos o Amanhã, comunidade do Facebook que reuniu em apenas três meses cerca de 35 mil pessoas interessadas em contribuir com ideias para a melhoria da qualidade de vida e preservação do planeta. Um comitê avaliador, composto por representantes da Ampla, das universidades, especialistas em crowdsourcing e do escritório de arquitetura Studio Arthur Casas, que ficará responsável pela concepção final 60

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Lançamento de plataforma de crowdsourcing marca a fase de coleta de sugestões da sociedade, que culminará com a construção de uma casa do futuro.

O vice-prefeito de Niterói, Axel Grael e o presidente da Ampla, Marcelo Llévenes, assinando o termo de compromisso.

do projeto, definirá as ideias que serão efetivamente aplicadas. Os usuários que mais interagirem na plataforma ganham prêmios como uma viagem para Expo Milano 2015, principal evento internacional de Inovação e Tecnologia que ocorre em Roma. Vários temas serão abordados na fase de crowdsourcing: de mobilidade urbana a combustíveis menos poluentes, de inovação a economia colaborativa, de arquitetura verde e design a saúde e bem-estar. Em comum entre eles, a ótica da sustentabilidade e a perspectiva de um novo consumidor consciente de seu papel na preservação dos recursos naturais. A Innocentive, maior plataforma de crowdsourcing do mundo, vai participar da iniciativa desenvolvendo soluções para ideias inovadoras que surgirem

durante a construção colaborativa do NO.V.A. “Envolver os mais de 13 milhões de experts de nossa plataforma na busca de soluções dos diversos aspectos relacionados à casa do futuro é missão nobre e de caráter humanitário”, afirma Ari Piovezani, CEO Innocentive Latin America. A segunda fase do projeto será marcada pela construção da moradia, com previsão de conclusão em 2016. Finalizada a obra, o espaço será utilizado pela Ampla para estudos de eficiência energética, além de funcionar como um living lab, testando novas experiências de consumo e convivência num modelo inédito. A casa será habitada por pessoas dispostas a colaborar com o projeto Nós Vivemos o Amanhã, com o objetivo de estudar o impacto da mudança de hábitos e da tecnologia no dia a dia.

CNI e ANA pactuam ações para o uso eficiente da água Entidades trabalharão em conjunto para aprimorar a gestão dos recursos hídricos e reduzir os riscos de desabastecimento no setor industrial.

Confederação Nacional da Indústria (CNI) firmou, no dia 4 de dezembro, um acordo com a Agência Nacional de Águas (ANA) para desenvolver ações de uso eficiente da água e melhorar o gerenciamento dos recursos hídricos. A parceria foi celebrada durante reunião entre dirigentes de ambas as entidades, na sede da CNI, em Brasília. O Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC) também participará dessas ações. A diretora de Relações Institucionais da CNI, Mônica Messenberg, ressaltou que a indústria já adota mecanismos e tecnologias voltados para o reúso da água. Para ela, a atuação conjunta, por meio do planejamento de ações para a gestão dos recursos hídricos, propiciará melhores

resultados para o setor industrial. “Estamos todos com o mesmo propósito. O objetivo é consubstanciar um planejamento para a melhor utilização da água pela indústria”, afirmou. Messenberg acrescentou que a agenda incluirá medidas “realistas” para que, de fato, saiam do papel rapidamente. “Não podemos deixar de ser ambiciosos, mas temos que ser realistas. A crise da água chegou, infelizmente, de uma forma drástica e num momento complicado para o setor”, completou. O gerente executivo de Meio Ambiente e Sustentabilidade da CNI, Shelley Carneiro, reforçou a importância da parceria com a ANA. “É imprescindível que as empresas reconheçam que o embate com o governo não traz benefícios. Buscar o diálogo e

o entendimento mútuo levará a resultados positivos para todos”, enfatizou Carneiro. De acordo com o coordenador da Rede de Recursos Hídricos da CNI, Percy Soares, a troca de informações e a elaboração de ações conjuntas qualifica a governança da água no Brasil. “A aproximação da CNI e da ANA contribuirá para a melhoria do uso da água na indústria e do desempenho da Política Nacional de Recursos Hídricos”, disse. Troca de informações – Na avaliação da diretora da ANA Gisela Forattini, a parceria tem potencial para qualificar a informação sobre o uso da água na indústria. O também diretor da ANA Paulo Varella reforçou a necessidade de aprimorar a gestão das demandas da água. Segundo ele, aumentar a oferta de água é um passo importante, mas reduzir e racionalizar o consumo é fundamental nas regiões de crise.

Prêmio ANA 2014 para boas práticas de gestão e uso da água A maior premiação do Brasil com o tema água recebeu o recorde de 452 inscrições. No dia 3 de dezembro, no auditório da Caixa Cultural de Brasília, a Agência Nacional de Águas (ANA) anunciou os trabalhos vencedores desta edição nas sete categorias em disputa: Empresas, Ensino, Governo, Imprensa, ONG, Organismos de Bacia, e Pesquisa e Inovação Tecnológica. Os projetos apontam caminhos para assegurar água de boa qualidade e em quantidade suficiente para o desenvolvimento e a qualidade de vida das atuais e futuras gerações. No Prêmio ANA 2014, um estado que nunca tinha ganhado a premiação saiu com dois vencedores: o Rio de Janeiro. Trabalhos fluminenses venceram as categorias Imprensa e Organismos

de Bacia. Os demais cinco Troféus Prêmio ANA, peças criadas pelo mestre vidreiro italiano Mario Seguso, foram para o Ceará (Governo), Minas Gerais (ONG), Pará (Ensino), Paraná (Empresas) e Pernambuco (Pesquisa e Inovação Tecnológica. Outro prêmio aos vencedores será uma viagem ao próximo Fórum Mundial da Água, que acontecerá de 12 a 17 de abril de 2015 na Coreia do Sul. Durante o maior evento do mundo sobre água, os vencedores apresentarão seus trabalhos a pessoas de todo o planeta no Pavilhão Brasil, estande do país no Fórum. A ministra do Meio Ambiente, Izabella Teixeira, apontou a premiação

como uma forma de perceber as mudanças vividas na sociedade do ponto de vista ambiental. “Premiar não é só reconhecer quem faz; é reconhecer que está acontecendo uma mudança de atitude no país. Esta é a melhor mensagem em torno dos prêmios de toda a área ambiental”, destaca. A Caixa Econômica Federal é a patrocinadora exclusiva do Prêmio ANA e a Rede Brasil de Organismos de Bacias Hidrográficas (Rebob) apoia o evento. TN Petróleo 99

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Firjan promove palestra sobre gestão ambiental para MPEs Evento gratuito no Rio teve a participação de gerente de suprimentos dos Jogos Olímpicos e Paralímpicos Rio 2016. Manual da Federação está disponível para download gratuito.

Sistema Firjan promoveu em sua sede no Rio de Janeiro, no dia 26 de novembro, palestra sobre gestão ambiental focada em micro e pequenas empresas. Foram abordados temas como licenciamento ambiental e os impactos econômicos da implantação e disseminação da cultura da gestão ambiental nas maiores empresas do país, que dão preferência à contratação de fornecedores atentos às questões ambientais. O Comitê Rio 2016, que organiza os Jogos Olímpicos e Paralímpicos Rio 2016, também adota esse critério nas suas compras, que devem gerar R$ 3 bilhões em negócios. Desse total, cerca de R$ 300 milhões são destinados às micro e pequenas empresas. Outra ferramenta de orientação aos empresários sobre o tema é o Manual de gestão ambiental

para micro e pequenas empresas, produzido pela Gerência de Meio Ambiente da Firjan. A publicação esclarece, por exemplo, que uma empresa sem licenciamento am-

biental, ou com a licença vencida, não consegue financiamentos de órgãos públicos nem de agências de fomento. O manual foi atualizado com informações do Decreto Estadual n. 44.820, de 3/6/2014, sobre o Novo Sistema de Licenciamento Ambiental (Slam) e está disponível para download gratuito no link http://migre.me/mUfk7. Política Nacional de Resíduos Sólidos, gestão da água e efluentes e sustentabilidade na cadeia de fornecedores foram outros temas abordados no ciclo de palestras, que teve edições no interior do estado. Em 24 de novembro, o evento ocorreu em Teresópolis; Volta Redonda, dia 26; e Cordeiro, dia 27 de novembro. No dia 9 de dezembro, houve a última palestra do ano, em Três Rios.

Senai Rio inaugura novos laboratórios

Instituto de pesquisas desenvolve estudos para minimizar impactos da indústria no meio ambiente.

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Foto: Divulgação

Centro de Tecnologia Senai Ambiental (CTS Ambiental) inaugurou no dia 11 de dezembro novas instalações. Dois novos laboratórios e a modernização de duas unidades já existentes vão dobrar a capacidade de produção do Centro, que atende indústrias que estão em busca de tecnologia e inovação para reduzir os impactos no meio ambiente. Os novos laboratórios, de Pesquisa e Desenvolvimento e de Cromatografias, e a modernização do laboratório de Análises Químicas e Físicas e daquele focado na Calibração Volumétrica vão permitir a ampliação da gama de serviços oferecidos às indústrias. Nas novas unidades, serão desenvolvidos estudos para a melhoria da ecoeficiên-

cia, da qualidade do ar, da gestão de áreas contaminadas, dentre outras plataformas tecnológicas. Segundo o gerente do Centro de Tecnologia Senai Ambiental, Paulo Roberto Furio, os novos laboratórios vão permitir o aumento, de forma expressiva, da precisão das análises. “Nossos novos equipamentos têm a sensibilidade de analisar a parte

por um trilhão. Isso é importante, por exemplo, nas análises de amostras da camada do pré-sal, que fazemos a partir de uma parceria com o centro de pesquisas da Petrobras”, ressalta. Além da cadeia de petróleo e gás, o CTS atua na área de serviços e pesquisa e desenvolvimento para outros setores da indústria, como o Químico e Farmacêutico e o de Construção Civil, por exemplo. O objetivo é auxiliar as empresas a aperfeiçoar seus processos, usando os recursos naturais de maneira racional, reduzindo os custos e aumentando a competitividade.

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suplemento especial

Economia,

ciência da abundância ou da escassez?

“Um crescimento infinito é incompatível com um planeta finito.” A afirmação de Nicholas Georgescu Roegen, heterodoxo economista romeno, provocou uma profunda revisão no pensamento econômico mundial. Ao conceber o planeta como um ecossistema global, ele foi rotulado de ‘ecologista’ ao sinalizar à comunidade científica que a natureza é o limite da economia. Em um mundo que multiplicou em seis vezes sua população no século XX, Roegen enfatizou o papel fundamental dos recursos naturais na reprodução material do sistema econômico.

m tal sistema, o homem retira energia e matéria-prima dos solos e reservatórios subterrâneos. Com o trabalho, transforma esses insumos em bens e serviços. Polui a atmosfera com bilhões de toneladas de CO2 (dióxido de carbono). Consome aquilo que produz. Cria o Produto Interno Bruto (PIB). E nesse modelo

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por Felipe Salgado

econômico baseado na queima intensiva de carbono, a relação obsessiva entre PIB e CO2 coloca a humanidade diante de um impasse civilizatório: as mudanças do clima e seus efeitos globais. Um fenômeno cientificamente mensurável que faz parte da realidade de um planeta que hoje tem mais refugiados ambientais do que refugiados de guerra.

Entre nossa sobrevivência e a demanda por recursos, precisamos de água, comida, moradia e energia. Aprendemos a produzir mais comida em menos terras, empregando petróleo e alta tecnologia. Mas diferentes ameaças interagem entre si. Além de termos problemas agrícolas, temos problemas com energia. E o problema agrícola interage com

o da água. Precisamos de imensas porções de terra para cultivar grãos, hortaliças, legumes e colocar os rebanhos para saciar a fome de sete bilhões de pessoas. Energia para impulsionar necessidades, mercados, indústrias, produtos e serviços. Espaço para construir moradias, hospitais, escolas e áreas de lazer. Quando a procura supera a oferta – Atualmente, um quinto da população mundial exerce o consumo de 80% da capacidade total do planeta, enquanto 780 milhões de pessoas não têm acesso à água potável, 2,5 bilhões carecem de serviços de saneamento básico e 1,3 bilhão não possuem eletricidade. Agora, imagine-se o que acontecerá caso a população mundial alcance a marca de nove bilhões de pessoas em 2050, como preveem os relatórios da Organização das Nações Unidas (ONU). A Organização das Nações Unidas para Agricultura e Alimentação (FAO) estima que a produção agrícola terá de aumentar em até 70% para garantir comida na mesa de todos. O incremento do cultivo acarretará maior estresse hídrico. O custo ecológico de alimentar rebanhos para o nosso consumo também se tornará cada vez mais insustentável. A expansão das atividades agrárias requer a derrubada de florestas (depositárias de água e CO2). O desmatamento afetaria a estrutura dos solos, a biodiversidade, o clima, o ciclo hidrológico e a disponibilidade de água doce. Paradoxalmente, provocaríamos uma crise de alimentos. Um planeta estéril, desertificado e poluído. Reduzido a um verdadeiro oásis. Com muito mais gente.

As pessoas lutam porque precisam de recursos – “Controle o petróleo e você controlará as nações; controle a comida e você controlará as pessoas”, afirmou, em certa ocasião, Henry Kissinger. As grandes potências buscam o acesso e o controle de recursos que possam lhes garantir sua segurança alimentar, energética e militar. O Programa da Organização das Nações Unidas para o Meio Ambiente (Pnuma) afirma que 40% de todos os conflitos internos nos últimos 60 anos estão associados ao aproveitamento dos recursos, sejam de alto valor, como diamantes, madeira, petróleo e ouro, ou escassos, como a água e terra fértil. Não há desenvolvimento sustentável num sistema predatório que privatiza os lucros e socializa os custos ambientais. Nesse modus operandi extrativista, consumista e poluidor, o crescimento bruto deforma o desenvolvimento, distorce as desigualdades, mascara as relações de trabalho e exaure os recursos naturais. Os limites do planeta não são capazes de suportar o consumo voraz de imensas massas demográficas como os EUA e a China em escala global. Os países industrializados não querem abandonar seus velhos hábitos, enquanto os países emergentes querem dar vazão a seus impulsos. Esse modelo favorece o desequilíbrio, a destruição e a morte. Energia movendo as ideias – Desde a descoberta do fogo, o homem vem transformando o meio em que vive. Essa primeira fonte de energia serviu como ferramenta de sobrevivência e mudança de paradigmas. Enquanto o calor do fogo melhorava a luminosidade e a alimentação, trazia também segurança e, consequentemente, espaço para novas reflexões. Há 12 mil anos domesticamos animais e os ensinamos a puxar o arado. Aumentamos drasticamente a produtividade dos nossos esforços em cultivar a terra.

Superamos a condição nômade e fincamos as raízes da sedentarização. Passamos a gastar menos energia e a ingerir mais proteínas e calorias. As populações cresceram e se adensaram em vilas e comunidades. Fizemos do estoque agrícola excedente o fator decisivo na fundação das primeiras cidades. Inventamos a roda. A escrita. O artesanato. As leis. A organização do trabalho. A burocracia. Em suma, a civilização. Milhares de anos se passaram até que a máquina a vapor transformou fogo em movimento durante a Revolução Industrial. Isso permitiu a construção de grandes fábricas e a evolução dos transportes. A sociedade agrícola deu lugar à sociedade industrial que transformou a forma pela qual os produtos eram fabricados e consumidos. O carvão mineral passou a ser indispensável na era moderna e estimulou de forma decisiva a criação do setor metalúrgico. Mas foi somente há pouco mais de 150 anos que a invenção da lâmpada incandescente permitiu a criação dos sistemas de iluminação que transformaram os grandes centros urbanos e industriais. A energia elétrica tornou-se o símbolo energético da Era da Informação, ao conectar milhares de pessoas ao redor do mundo TN Petróleo 99

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PIB X FIB: Quando a riqueza é “ser feliz” – O pequeno reino do Butão, encravado no Himalaia, trocou o PIB pelo FIB. Lá, o progresso é medido pela felicidade. Elaborado com ajuda do Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento (Pnud), esse conceito subverteu o indicador de riqueza ao colocar o homem como centro da avaliação. São nove dimensões que integram o FIB: bem-estar psicológico, saúde, resiliência ecológica, governança, padrão de vida, uso do tempo, vitalidade comunitária, educação e cultura. pelo rádio, televisão, telefone e internet. E não foi diferente com o petróleo. Com a invenção do motor de combustão e o florescimento da indústria automobilística, o “ouro negro” colocou carros em movimento nas estradas pavimentadas com os seus derivados. Depois, colocou aviões no ar. Permitiu encher supermercados de frutas e legumes em grande escala, esterilizar hospitais, aquecer e iluminar as casas. O petróleo gerou as maiores riquezas que conhecemos. O seu poder calorífico é insuperável: três colheres equivalem à energia média de oito horas de trabalho humano. Passamos a crer que a oferta abundante e barata de energia duraria para sempre. A transição definitiva para uma matriz energética de fontes limpas e renováveis terá que passar pelos combustíveis fósseis. Energia, consumo e sustentabilidade – Nosso futuro está ligado à ocupação, conservação e utilização sustentável do solo. Os alimentos devem ser produzidos de forma orgânica, sustentável e economicamente acessíveis,

com uma quantidade menor de pesticidas se acumulando no solo e na água. A nova agricultura requer o manejo sustentável do solo, das águas e das pragas, assim como a integração da lavoura, pecuária e floresta, o que pode contribuir para a recuperação das pastagens. Requer também o emprego de bioenergia associada à fixação biológica de nitrogênio. Para haver um estoque de água para o futuro, é urgente a gestão inteligente dos recursos hídricos através do reúso da água para fins não nobres, a captação da água de chuva, assim como a preservação de mananciais e aquíferos. Investimentos em saneamento, desenvolvimento de sistemas avançados de irrigação, racionalização do consumo doméstico e industrial. Além da dessalinização em eventuais cenários de escassez. A energia do futuro se renova todos os dias. O sol nasce, o vento sopra, o calor vem da terra e os rios e mares movem usinas. Do bagaço da cana vem o biocombustível. Do lixo, o biogás. A sustentabilidade não se esgota. Também precisamos avaliar o ciclo de vida dos produtos, do

“berço ao túmulo”. Tudo isso faz parte do entendimento de que tudo o que consumimos é um pedaço da natureza. E de que não existe ‘jogar fora’. O excesso produz desperdício. Da economia marrom até a verde – Estamos vivendo o momento mais perigoso da história da humanidade. Temos que nos adaptar às mudanças que estamos provocando. E o único caminho é por meio da sustentabilidade. Antes de reciclar o planeta, devemos reciclar valores e paradigmas. Antes, poucas pessoas viviam num planeta com muita fartura. Hoje, há muita gente e poucos recursos. Mas a organização econômica mundial vendeu a crença do crescimento ilimitado. Agora, a fome, os desastres ambientais e as crises financeiras estão desacreditando esta ilusão. Outrora baseado na confiança, o sistema financeiro fez sumir trilhões de dólares das poupanças de um dia para o outro em 2008. Milhares de pessoas perderam seus empregos e suas casas. E quando falta confiança e cooperação, as pessoas recorrem à violência. Se não colocarmos limites éticos na economia, ela esbarrará nos limites do planeta. A velocidade da informação e a quantidade de energia que nos move ultrapassaram nossa capacidade de lidar com o tempo. Que a descarbonização do PIB traga menos ansiedade, estresse e loucura para as grandes cidades. Espaços urbanos mais inteligentes e sadios. Com pessoas mais felizes.

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Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade

Negócios conscientes: o grande desafio

ia a dia novos fatos vão se juntando para formar um quadro em que, provavelmente, o chamado ‘Petrolão’ desembocará em demissões, corte de investimentos, quebra de empresas, perda de linhas de crédito, e outras consequências funestas em toda a cadeia de negócios ligada ao sistema Petrobras. Superar esses desafios será crucial para os que quiserem sobreviver. Meu ponto de vista é que se qualificarão melhor à superação aqueles que realizarem mudanças nos negócios como um todo, principalmente em sua dimensão humana. Muitos executivos ou empresários ainda trabalham com a filosofia de que se forem conseguidos bons resultados o mérito é seu, caso contrário, a culpa é da equipe. Num momento de superação de grandes obstáculos, como o que se desenha para 2015, essa lógica precisa ser suplantada, senão quem se coloca na linha de tiro é o próprio personagem que dela comunga. Para conseguir superar crises que apresentam dimensões múltiplas, somente a vontade conjunta de um grupo que se solidariza, que arregaça as mangas para executar um trabalho difícil. O grupo pode fazer isso se encontrar um significado na tarefa, algo que transcenda a contribuição individual de cada um. A história está cheia de exemplos desse tipo, como o recente desastre do tsunami no Japão, em março de 2011. Em semanas, as televisões mostraram o antes e o depois da calamidade em áreas devastadas que foram rapidamente reconstruídas. O momento de destruição, o qual poderão enfrentar as empresas fornecedoras do sistema Petrobras, requer uma liderança fortemente centrada na consciência de cada um. Uma liderança que desperte o melhor das pessoas para realizarem um trabalho ímpar de reconstrução. Uma liderança que desperte um sentido ético e colaborativo nos negócios para se contrapor ao caos instalado pela dilapidação das regras contratuais e pela corrupção. Tempos de verdadeira transição. Para inúmeros brasileiros, o que estamos assistindo diariamente nos noticiários é algo estapafúrdio. Alguns jornalistas atestam que se trata do maior escândalo de corrupção da história da humanidade. Outros calculam que o montante de desvios, apurados até agora, ultrapassem o PIB de dezenas de países. Ficamos estarrecidos ao compreender como funcionava um esquema organizado para dilapidar a maior empresa brasileira, em prol de alguns políticos e empresários. Perguntamo-nos: será que nenhum deles nunca imaginou o tamanho do estrago que causaria à vida de tantas pessoas? Por outro lado, ao observarmos que as instituições estão funcionando, particularmente a Polícia e o Juizado Federal, há uma ponta de esperança, não para agora, mas para o futuro das novas gerações. Será que o que estamos vendo é o começo do fim ou o fim de um ciclo para um novo começo? Prefiro crer que este é um período de caos que engendra uma destruição criativa, uma transformação para um Estado superior, mais

Enfrentamos uma crise de enorme profundidade que atinge diretamente o setor de óleo & gás. Essa crise tem contornos que ultrapassam os limites da preocupação econômica e adentra as áreas da ética, da psicologia e até mesmo da filosofia existencial dos negócios.

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

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suplemento especial organizado e ético, tal qual uma fênix que ressurge das cinzas. E é nesse movimento de ressurgimento que vejo o papel de negócios mais conscientes. Estes são os negócios dirigidos por seres humanos com princípios e valores. Pessoas que desejam construir empresas em sólidos alicerces, deixando um legado que possa transcender sua própria vida; pessoas que trabalham para um resultado mais amplo, acima da vontade limitada de seus egos. A literatura administrativa tem mostrado que os negócios longevos (sustentáveis, portanto, ao longo do tempo) são aqueles em que os seus fundadores o impregnam de valores e princípios, inspirados por uma ética virtuosa; e que conseguem que essa cultura permeie a organização, em todos os níveis, de forma a que todos se sintam como seus donos, levando-os para a frente em qualquer desafio ou situação a ser enfrentada. As mudanças necessárias, portanto, são de ordem a evoluir a cultura organizacional com atitudes concretas, tais como: • Redefinir o papel estratégico de RH e desenvolvimento de líderes com uma postura integral e consciente. • Capacitar a equipe para a tomada de decisão e ação conjunta.

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• Revisar valores e princípios, criando um Pacto de Ação Consequente, uma cartilha amplamente discutida a priori, e depois endossada por todos. • Desenvolver mecanismos de checagem independente, para atitudes incongruentes, tais como um ombudsman ou uma linha aberta, sem censura, para aqueles que desejam relatar o que não concordam. • Criar uma Governança Corporativa atuante, mesmo em empresas pequenas ou médias e com capital fechado, e com ela comitês independentes para a auditoria, riscos e compliance. Essas são apenas algumas ideias de posturas que podem ser iniciadas como ‘resoluções de ano novo’. Elas se referem ao lado humano das empresas, muitas vezes visto como soft, mas que fazem toda a diferença para a sobrevivência em tempos de crise e para o sucesso em longo prazo. É claro que a elas se somam outras medidas em relação aos fundamentos do negócio, como custos, posicionamento estratégico, linhas de produtos, estrutura de capital etc., e que variam de negócio a negócio. Pois então que os tempos difíceis, se e quando chegarem, nos encontrem preparados e com nossos negócios repensados. Posicionados de forma a que valores e princípios sólidos, alicerçados pela ética virtuosa, sejam os verdadeiros norteadores da visão, missão e propósito de nossas organizações.

pessoas

Nobuo Oguri: exemplo de compromisso com a indústria naval brasileira Formado em engenharia mecânica e engenharia naval, Oguri atuou, pela primeira vez na indústria, no antigo Estaleiro Ishibras, em 1959, onde chegou a ocupar o cargo de vice-presidente da empresa. Foi, em diversas ocasiões, presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval). Nascido no Japão no dia 6 de dezembro de 1925, Oguri chegou ao Brasil aos 2 anos de idade, acompanhado dos pais. O temperamento introvertido, a ausência da família e a solidão levaram-no ao refúgio interior e à concentração no estudo, além da voracidade pela leitura, na busca por conhecimento e entretenimento, e profunda dedicação ao desenho, cujo domínio foi de grande valia para a vida prática futura. Seus trabalhos sempre foram reconhecidos pela indústria, comandando projetos importantes e integrando equipes de técnicos que desenvolveram eficiente metodologia na gestão de estaleiros. Muitos profissionais que trabalharam com ele ocupam, atualmente, posição destaque em diversos estaleiros e empresas de engenharia naval. Durante o tempo em que esteve no Ishibras, foram construídos e

Foto: TN Petróleo

Um símbolo da indústria naval brasileira. É dessa forma que o engenheiro Nobuo Oguri ficou conhecido no segmento, onde esteve presente por 55 anos.

Ricardo Vahia, Amec; Nobuo Oguri; Coaracy da Silva, CDS Consultoria e Oswaldo Pedrosa, PPSA, durante evento organizado pela TN Petróleo.

entregues 172 navios, incluindo os maiores navios já construídos no Brasil, os petroleiros/graneleiros Docefjord e Tijuca, de 305 mil toneladas, que iniciaram operações em 1986 e 1987. De 1978 a 1980, quatro navios petroleiros de 277 mil toneladas foram entregues à Petrobras. De 1991 a 1994 foram entregues oito navios petroleiros (cinco com capacidade de 150 mil TPB e três de 132 mi TPB) para operadoras internacionais, principalmente a Chevron. “O fundamental para que os integrantes de estaleiros tenham sucesso é, primeiramente,

vestir a camisa. Em segundo lugar, é transmitir ensinamentos para os mais novos. A experiência que é aprendida na empresa é patrimônio de todos os que trabalham para ela”, dizia. Em setembro de 2004, foi distinguido com a Medalha Tiradentes e o Título de Cidadão Fluminense. Nobuo Oguri morreu no dia 27/11/2014, mas o seu legado de liderança, compromisso com a qualidade e respeito ao meio ambiente permanecerá vivo, lembrado pelas gerações futuras.

Anunciado o novo ministro de Minas e Energia No dia 2 de janeiro, o novo ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, recebeu o cargo de seu antecessor, Edison Lobão. Em discurso, Braga destacou a importância do diálogo entre governo e iniciativa privada. Também comentou as denúncias que afetam a Petrobras na Operação Lava Jato. “Creio que a Petrobras tem dado resposta aos órgãos de fiscalização com absoluta transparência. É preciso que se investigue, que

os possíveis culpados, após seu amplo direito de defesa, possam ser condenados. Mas não podemos confundir isso com a Petrobras, ela é maior que tudo isso. O que precisamos é fortalecer e aprimorar a governança na empresa”, avaliou.

Para ele, o envolvimento de grandes companhias nas investigações da Polícia Federal não deve esvaziar os leilões de usinas hidrelétricas previstos para 2015. “É preciso entender que neste momento de dificuldades é que surgem grandes oportunidades para novos investidores. O que queremos deixar muito claro é que almejamos um diálogo franco, ampliado com o setor privado.” TN Petróleo 99

produtos e serviços

Shell

Shell vence Prêmio ANP de Inovação Tecnológica Maior companhia de petróleo internacional com produção operada por ela no Brasil, a Shell recebeu duas indicações e foi vencedora em uma das categorias do Prêmio ANP de Inovação Tecnológica, no dia 28 de novembro. O projeto de ár vores de natal molhadas aplicadas ao redesenvolvimento dos campos Bijupirá e Salema, na Bacia de Campos, implementado pela FMC com supervisão da Shell, foi o vencedor em ‘Inovação Tecnológica desenvolvida no Brasil por empresa fornecedora de grande porte em colaboração com empresa petrolífera’. Além deste sistema, a Shell foi indicada ao prêmio pelo projeto de sistema de elevação artificial no Parque das Conchas, também na Bacia de Campos. “O reconhecimento da ANP nos deixa ainda mais felizes porque, além de evidenciar nosso esforço de investir e empregar tecnologia de ponta no Brasil, mostra que a agência e as empresas do setor estão trabalhando juntas para solucionar os desafios

Foto: Divulgação

Companhia recebeu duas indicações e foi vencedora com projeto de árvores de natal molhadas no redesenvolvimento de Bijupirá e Salema.

das atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás”, declarou o presidente da Shell Brasil, André Araujo. O projeto vencedor adaptou árvores de natal molhadas já utilizadas em outras operações da Shell para o redesenvolvimento dos campos de Bijupirá e Salema. Ao promover a reutilização de projetos

bem-sucedidos, esta experiência possibilita a redução de custos totais dos empreendimentos, além de proporcionar prazos menores na execução do projeto. O segundo projeto da Shell que concorreu ao Prêmio ANP de Inovação Tecnológica foi o sistema de elevação artificial nos campos de Ostra e Argonauta, no Parque das Conchas. O sistema inovador separa óleo e gás ainda no fundo do mar e bombeia para a FPSO Espírito Santo, na superfície. Desenvolvido com 100% de conteúdo nacional, este projeto foi posteriormente aplicado no campo de Perdido, no Golfo do México (EUA). Em atuação desde o primeiro óleo dos campos, em 2009, esta é até hoje a mais profunda aplicação instalada em todo o mundo, sob lâmina d’água de 2.000 m. Com mais de cem anos de atuação no Brasil, a Shell conta hoje com oito ativos no país, sendo operadora em cinco deles. A companhia também faz parte do consórcio de Libra, operado pela Petrobras no pré-sal da Bacia de Santos.

Edra Equipamentos

Edra Equipamentos se prepara para atender o setor de óleo e gás A Edra decidiu estender sua expertise em moldagem de compósitos – um tipo de polímero de alta performance – à fabricação de tubos, acessórios e equipamentos de plataformas onshore e offshore. Com isso prepara sua entrada definitiva no setor de óleo e gás. “Começaremos com as tubulações para o transporte de óleo, água salgada, gases e fluidos em geral, mas a ideia é agregar ao nosso portfólio outras soluções em compósitos de alta performance para as operações 70

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de prospecção, extração e refino de petróleo”, afirma Jorge Braescher, presidente da Edra Equipamentos. Orçada em R$ 30 milhões, a primeira etapa deste investimento concentra-se na expansão fabril, aquisição de equipamentos e demais adequações. “Também investimos na formação de um time composto por profissio-

nais com bastante experiência na produção de tubos para aplicações reconhecidamente complexas”, ele ressalta. O presidente da empresa estima que, em cinco anos, o fornecimento para o setor de óleo e gás responda por uma receita anual próxima a R$ 150 milhões. “O Brasil apresenta um potencial gigantesco nessa área, sem contar que ainda há oportunidades pouco exploradas envolvendo os compósitos”, completa o executivo.

Prumo

A Prumo realizou no dia 14 de novembro a 1ª operação comercial no canal do Terminal 2 (T2) do Porto do Açu, em São João da Barra (RJ). O primeiro navio a atracar no T2 foi o Happy Dynamic, do tipo Heavy Lift, que veio da China e atracou no cais da fábrica da NOV. Com um calado de 7 m, a embarcação estava carregada com um guindaste, que pesa 520 toneladas. Ele será afixado no cais da NOV e utilizado para movimentar os carretéis de tubos flexíveis. O cargueiro Heavy Lift é especializado no transporte de estruturas muito pesadas e de difícil manipulação. No final de outubro aconteceu a 1ª operação de minério de ferro no Terminal 1 (T1), com o carregamento do navio Key Light, que tem 14,7 m de calado e foi carregado com 80 mil toneladas de minério de ferro no píer dedicado. Sobre o Porto do Açu – Com 17 km de píeres, que poderão receber até 47 embarcações ao mesmo tempo, o

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Prumo realiza primeira operação no canal do T2

Porto do Açu está localizado em São João da Barra, no norte fluminense. Com área de 90 km², o empreendimento é formado pelo Terminal 1 (T1, offshore) e pelo Terminal 2 (T2, onshore). O T1 é composto por uma ponte de acesso com 3 km de extensão, píer de rebocadores, nove píeres para movimentação de minério de ferro e petróleo, canal de acesso

e bacia de evolução. O terminal contará na sua totalidade com 4 km de cais. O T2 está instalado no entorno de um canal para navegação, que conta com 6,5 km de extensão, 300 m de largura e profundidade de até 14,5 m. Com mais de 13 km de cais, o T2 irá movimentar carga de projetos, coque, bauxita, veículos, granéis sólidos, carga geral e petróleo.

JDR A JDR, fornecedorA de tecnologia de conexão para a indústria global de energia e offshore, acaba de abrir sua unidade de Facility no Brasil. A cerimônia de lançamento contou com representantes da Prefeitura de Macaé, Comissão de Empresários da cidade, Governo do Estado, grandes empresas do setor como a Petrobras, FMC Technologies, Expro, Halliburton, OGX, One Subsea, além dos principais fornecedores da cadeia. Ao longo das duas últimas décadas, a JDR tem consolidado posição como empresa especializada na concepção e produção de cabos umbilicais submarinos, cabos de alimentação e de Intervenção Work sobre Sistemas de Controle (IWOCS), que operam

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Multinacional de subsea inaugura unidade de Facility no Brasil

em ambientes offshore mais severos. A empresa tem expectativa de faturar cerca de £ 60 milhões no país nos próximos dois anos e, com a intenção de montar uma fábrica de umbilicais aqui no Brasil, esse faturamento pode aumentar ainda mais. A JDR tem planos de

iniciar a produção de umbilicais em larga escala contando com o desenvolvimento do porto de Macaé (RJ). De acordo com a empresa, o mercado de subsea brasileiro é um investimento crítico de longo prazo, mas está confiante de que sua tecnologia e qualidade podem ajudar as empresas brasileiras a melhorar sua funcionalidade e produtividade. Esta nova instalação em Macaé vai ter um alto percentual de conteúdo local. “Estamos contratando toda a nossa equipe no Brasil. Não vamos executá-lo com expatriados, vamos executá-lo com uma equipe de gestão local”, afirmou Pat Herbert, presidente da JDR. TN Petróleo 99

produtos e serviços

Yasuda Marítima

Yasuda Marítima cria nova área de riscos de petróleo Nova área é fruto de parceria com a Canopius, player mundial no mercado de seguros da área de energia, do mesmo grupo. A Yasuda Marítima, subsidiária do Grupo Sompo Japan Nipponkoa, uma das maiores empresas seguradoras do mundo, acaba de criar uma nova área – Riscos de Petróleo. De olho na crescente demanda do segmento, o Grupo já trabalha na estruturação do novo produto, o primeiro a ser lançado após a aprovação definitiva pela Susep (Superintendência de Seguros Privados) da incorporação da Yasuda Seguros pela Marítima Seguros. Para essa nova iniciativa, a empresa japonesa contou com a expertise da equipe da Canopius, player mundial do segmento adquirida pelo Grupo Sompo em dezembro de 2013. A Canopius possui décadas de atuação no segmento de seguros para a área de energia, petróleo & gás, com coberturas de riscos tanto para operações onshore quanto offshore, bem como nas áreas de armazenamento, transporte e responsabilidade civil.

“Essa é uma carteira que tem volume de produção crescente e estamos tratando de um mercado para especialistas, com um número limitado de players. É uma nova fronteira de atuação para o grupo no Brasil, mas que passamos a trilhar com segurança, já que contamos com a Canopius no suporte das operações”, destacou Luiz Macoto Sakamoto, diretor executivo da Yasuda Marítima Seguros. A empresa contratou Mario Luiz Ferreira (ex-Grupo Schahin) como novo gerente de Riscos de Petróleo. Com mais de 16 anos de experiência no mercado de seguros, dos quais sete dedicados exclusivamente à carteira de Riscos de Petróleo, Ferreira é graduado em Marketing pela Unip (Universidade Paulista) e concluiu

o Willis Masters of Energy Course, em Londres (Reino Unido), em 2012. Segundo dados da Susep, o segmento de Riscos de Petróleo no Brasil registrou um crescimento de 68%, passando de R$ 403 milhões em 2011 para R$ 678 milhões em 2013. As perspectivas para expansão dessa modalidade de seguros são bastante significativas, já que, segundo dados do Ministério de Minas e Energia (MME), a Oferta Interna de Energia (OIE) – energia necessária para movimentar a economia – deverá atingir o montante de 425,8 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) em 2023, o que equivale a um crescimento de 3,7% ao ano. Os investimentos em infraestrutura energética para suprir a demanda necessária alcançam o valor de R$ 1.263 bilhões, representando 2,5% do PIB acumulado entre 2013 e 2023, e 11,6% dos investimentos totais acumulados. Petróleo e gás deverão absorver 70% dos investimentos.

GE entrega primeira Nacelle produzida no país

No dia 18 de dezembro, a GE anunciou a entrega da primeira Nacelle (cabeça da turbina eólica) produzida localmente. O equipamento será entregue à Eletrosul para equipar o Parque Eólico Hermenegildo (181 MW), no Chuí (RS). Para se antecipar às normas de financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento Social (BNDES), que exige a nacionalização dos equipamentos a partir de janeiro de 2015, a GE investiu na contratação e qualificação de novos fornecedores e na atração de empresas que ainda 72

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Com a entrega, a GE se torna o primeiro fabricante de equipamentos eólicos no Brasil a nacionalizar os componentes que integram a Nacelle do Aerogerador, equipamento essencial para a operação das pás da turbina.

não atuavam no Brasil para serem parceiras locais. No período de um ano, 35 novos fornecedores diretos foram contratados e seis empresas globais se instalaram e se creden-

ciaram para atuar em parceria com a GE no Brasil. Entre os fornecedores que ainda não possuíam operação no país, a GE firmou contratos com VCI Molde, Duomo, Grupo Iraeta e SKF-Kaydon. Outros dois contratos foram assinados com fabricantes que atuavam somente com redes de distribuição ou operações para outros segmentos no mercado brasileiro: Sanmina e Bonfiglioli, que agora também contam com fábricas locais que vão produzir componentes para turbinas eólicas..

Sotreq

Sotreq anuncia vendas para AHTS do Grupo CBO

A Sotreq anuncia a venda de equipamentos para quatro embarcações do Grupo CBO (Companhia Brasileira de Offshore), que serão afretadas à Petrobras. As embarcações foram licitadas na sexta rodada do Programa de Renovação da Frota de Embarcações de Apoio Marítimo (Prorefam) da estatal. Os equipamentos serão utilizados nos próximos navios AHTS (Anchor Handling Tug Supply Vessels), que serão construídos pelo Grupo CBO. As embarcações de apoio marítimo foram projetadas para desempenhar operações de manuseio de âncoras, reboque e suprimento de plataformas. Estão previstas duas entregas: para o segundo semestre de 2015 e para o primeiro semestre de 2016. A expectativa é de que os navios entrem em operação em 2016. A definição do pacote de propulsão, com motores MaK 6M32C (3.000 bkW @ 600 rpm) e propulsores de passo variável, teve como foco o menor consu-

Foto: Divulgação

O novo negócio marca a primeira venda da Sotreq de um pacote de propulsão completo, que inclui, além dos motores MaK, os propulsores de passo controlável Cat@ Propulsion.

Christer Olofsson (CAT Propulsion), Alfredo Naslausky (CBO), Jimmy de Souza (CBO) e Rodrigo Feria (Sotreq).

mo de combustível e custo com manutenção. “Os motores MaK 6M32C possuem o menor consumo de combustível do mercado em sua faixa de potência. Auxiliados pela tecnologia de feathering do nosso sistema de propulsão, que permite o desligamento de uma linha

de eixo sem causar resistência à embarcação, trazem o grande diferencial em relação aos gastos com combustível. Além disso, a menor rotação de nossos motores contribui para o menor custo total dessa solução”, informa Rodrigo Feria, gerente de Vendas de Mercado Marítimo da Sotreq.

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

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produção

Análise capacitiva: medição versátil de teor d’água para o setor petrolífero

Em aplicações que variam desde transferência de custódia até teste de poço, sensores capacitivos oferecem uma combinação econômica de precisão e confiabilidade.

medição da quantidade de água no petróleo, ou “teor d’água”, é uma variável essencial do controle de processo e da gestão da produção nos campos de petróleo de hoje. Também é um fator central para identificar a quantidade de fluidos passíveis de royalties efetivamente disponibilizada para venda. Como o teor d’água é uma medição tão crítica, foram desenvolvidas várias tecnologias no decorrer dos anos para medir a composição das misturas de petróleo e água. Densitômetros coriolis, analisadores de micro-ondas e espectrômetros infravermelhos oferecem, individualmente, vantagens em certos nichos; contudo, nenhum se iguala ao baixo custo e à abrangência de aplicações da análise capacitiva para misturas de água em petróleo comuns em campos de petróleo. O artigo discute os princípios operacionais e as principais características de desempenho dos analisadores capacitivos e sua utilização efetiva em três aplicações comuns: otimização de separador, teste automatizado de poços e transferência automática de custódia de arrendamento (Lact).

Robert J. Irving é vice-presidente da Ametek Sensor Technologies.

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O que é a análise capacitiva? – O analisador capacitivo é, na realidade, um capacitor concêntrico em linha (Figura 1) que utiliza a diferença relativamente grande da constante dielétrica entre petróleo (k ≈ 2.3) e água (k ≈ 80) para inferir a composição do fluxo. O sistema transmite uma tensão de radiofrequência (RF) ao elemento sensor e mede a capacitância entre a sonda e o duto ao redor. Quanto mais água no fluido em movimento, maior a capacitância. A partir da capacitância medida, a porcentagem de água no petróleo pode ser calculada com base em uma relação previsível nas propriedades dos materiais (Figura 2). Além disso, mesmo que a constante dielétrica da água varie pouco com a temperatura, os componentes eletrônicos do sistema podem compensar as variações relacionadas à temperatura da constante dielétrica da fase de petróleo. Esse método conceitualmente elegante tem limitações, mas é simples, relativamente barato e requer pouca manutenção em comparação com outras opções. Outras vantagens dos analisadores capacitivos de teor d’água são:

Controle e otimização do separador – Uma das aplicações mais comuns da análise capacitiva de teor d’água em operações em campos de petróleo é o separador térmico, ou “aquecedor tratador”, que utiliza energia térmica em combinação com injeção química e/ou campos elétricos de alta tensão para separar emulsões de petróleo e água. O tempo de residência nessas unidades, em geral horizontais, permite o assentamento do petróleo relativamente seco e da água relativamente isenta de petróleo em dois fluxos paralelos para processamento adicional ou armazenamento (Figura 3). Para o controle de qualidade final da fase de petróleo, utiliza-se um analisador capacitivo de teor d’água em conjunto com outra sonda de radiofrequência para detectar o nível de interface elétrica entre as fases de petróleo e água no tanque. (Essa interface elétrica na camada de emulsão é, na realidade, a mesma transição relativamente abrupta entre as fases de petróleo na água e de água no petróleo que tornam os analisadores capacitivos de teor d’água inadequados para identificar a composição de misturas de água contínua.) Em conjunto, essas medições viabilizam o controle ideal de um separador com bom comportamento, ou seja, com uma espessura de emulsão continuamente previsível. O monitor de teor d’água determina o nível no qual man-

Figura 1. A sonda de um analisador capacitivo de teor d’água de tipo inserção forma um capacitor concêntrico com o duto ao redor, permitindolhe calcular a composição média de todo o fluxo.

Imagens: Divulgação

• recursos inigualados de alta temperatura e pressão (até 450°F e 1.500 psi); • revestimentos sem epoxy, que resistem até a misturas erosivas contendo areia; • relativa imunidade a acúmulo de parafina; • os conjuntos de sonda de inserção são fáceis de instalar, fáceis de limpar e tipicamente simples para calibrar também. A desvantagem mais óbvia do analisador capacitivo é que suas características físicas subjacentes o limitam a misturas de petróleo contínuo. À medida que aumenta o teor d’água em uma mistura de petróleo contínuo, ocorre um ponto de inversão, após o qual o petróleo se dispersa na água, em vez da água se dispersar no petróleo. Nessa altura, o fluido torna-se condutivo e o capacitor efetivamente entra em “curto circuito”. Do ponto de vista prático, isso limita a faixa do analisador capacitivo para 0-50% de água com petróleo leve e 0-80% com petróleo pesado. Outras tecnologias podem medir toda a faixa 0-100% de água, mas são mais complexas, exigem mais manutenção e, em geral, custam de três a quatro vezes mais. Felizmente, a maioria das aplicações em campos de petróleo não opera no extremo de água contínua do espectro.

Figura 2. A capacitância medida de misturas de petróleo contínuo oferece uma indicação clara do teor d’água.

ter a interface elétrica (para alcançar o grau necessário de secura do petróleo). O calibrador da interface, por sua vez, determina a posição da válvula de descarga de água necessária para manter o nível da interface na posição prescrita pelo monitor de teor d’água. Camadas de emulsão com comportamento pior podem incluir um calibrador de interface de alto nível ou uma chave para aumentar a injeção química, reduzir o escoamento ou fazer outras medições para reduzir a espessura da emulsão. Teste automatizado de poço – O separador de produção descrito na seção anterior poderia ser utilizado para o processamento contínuo da produção combinada de vários poços em um campo, mas os sistemas de teste automatizado de poço (AWT) são uma ferramenta importante para avaliar e gerir a produtividade de poços individuais. Um AWT, em contraste com um separador de produção, consiste em um vaso pequeno, que trabalha com lotes e que é utilizado para o teste sequencial da produtividade e da produção qualitativa de dezenas de poços por dia. TN Petróleo 99

produção

Figura 3. Junto com o calibrador RF de nível de interface, um monitor capacitivo de teor d’água pode oferecer o controle efetivo de uma unidade de separação térmica.

Figura 4. Diagrama funcional simplificado de uma unidade de transferência automática de custódia de arrendamento (Lact).

Em suma, a produção de determinado poço é medido e introduzido no vaso de teste até chegar a um determinado nível. Uma vez que lhe seja permitido separar, o petróleo líquido é calculado com base em uma combinação de análise capacitativa de teor d’água da fase de petróleo, medições do nível de água, nível de interface petróleo-água, vazão da massa (em geral medida com um medidor coriolis) para dentro do tanque, assim como as temperaturas e pressões associadas. O petróleo líquido é a quantidade de petróleo produzida a partir da exclusão do teor de “sedimento básico e água” (BS&W). Um campo de petróleo muito grande poderia conter até 100 AWTs, cada um testando de 20 a 50 poços em um rodízio programado. Os dados coletados pelos AWTs oferecem informações cruciais sobre as condições geológicas no solo e podem ajudar na elaboração de estratégias para a gestão ideal do ciclo de vida do campo de petróleo. Transferência automática de custódia de arrendamento – O movimento da produção de um campo de petróleo para dutos, caminhões, vagões ferroviários ou tanques de armazenamento, com frequência, representa uma transferência de custódia – uma mudança de titularidade ou alocação que indica uma troca de moeda. Em instalações maiores, o petróleo é vendido por meio de uma transferência automática de custódia de arrendamento (Lact), unidade (Figura 4) que mede a vazão e composição do petróleo bruto no momen76

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to da mudança de titularidade. As unidades de Lact, ou skids, são designadas segundo normas da API – e para atender a eventuais normas adicionais de medição e amostragem exigidas pelo comprador. O valor recebido pelo petróleo bruto depende da densidade, do teor d’água (teor de BS&W) e do volume transferido. A precisão da medição de volume é assegurada pela validação periódica do fluxômetro com um comprovador com precisão de ±0,2%. O teor d’água e a densidade para fins de remuneração são calculados por meio da análise de uma amostra coletada continuamente, desviada do fluxo primário. (A vazão da amostra é calibrada para que seja sempre proporcional ao escoamento total, para que a composição da amostra reflita precisamente a composição média do fluxo.) Nessa aplicação, um analisador capacitivo de teor d’água pode calcular o valor do petróleo bruto transferido e, ao mesmo tempo, monitorar o limite máximo de teor d’água. Se o teor d’água aumentar demais, a transferência é interrompida e o petróleo é desviado de volta para a fonte para processamento adicional. Operações de separação, teste automatizado de poço e transferência automática de custódia de arrendamento são apenas três das aplicações em campo de petróleo para as quais a análise capacitativa tem apresentado um histórico comprovado de desempenho confiável e de baixo custo. Além disso, os monitores capacitivos de teor d’água estão demonstrando seu valor em várias outras situações em que há contato entre petróleo e água.

Revista TN Petróleo

Edições especiais Brasil Offshore e OTC Brasil 2015. Anuncie! opinião

Nova lei anticorrupção: qual será o impacto na esfera

trabalhista?, de Mariana Schmidt, especialista em Direito do Trabalho do escritório Ferreira & Schmidt Consultoria Jurídica.

Combustíveis em alta Mais aço para a indústria Capital de energia: São Paulo não quer parar

ESPECIAL: PNG 2014-2018

É HORA DE RECUPERAR

O QUE FOI PERDIDO A complexidade dos riscos marítimos, por Antonio Lleyda Dispute boards: a redução do risco de judicialização de conflitos com subcontratados, por Alexandre Sion, Giovanni Peluci Paiva e Mariana de Souza Galan Campos maduros, um ativo estratégico: análise do processo produtivo para campos de petróleo em reativação, por Eduardo Oliveira Telese, Ednildo Andrade Torres e Francisco Gaudêncio M. Freires Como as petroquímicas podem prosperar com o boom do LGN, por José de Sá

Entrevista exclusiva

Luiz Germano Bodanese, presidente da Gaia

A reinvenção da Gaia

opinião

Nova instrução normativa sobre o Repetro, de Paulo Cesar Rocha, diretor Executivo da LDC Comex

Fornecedores do Vale do Aço avançam no mercado de óleo e gás Desafio Brasil x China Sucata gera aço

ESPECIAL AÇO: UMA INDÚSTRIA DE AÇO QUE PRODUZ ÓLEO E GÁS

Ano XV • maio/junho 2014 • Nº 95 • www.tnpetroleo.com.br

ESPECIAL: AÇO

UMA INDÚSTRIA produz DE AÇO que óleo e gás Indústria naval e conteúdo local: muda a regra?, por Júlia Motta

Cobertura especial:

Regulação do setor de óleo & gás em Moçambique, por Henrique Rojas e Paulo Ragee Maré de incertezas exige executivos preparados, por Marcelo Lavall

Entrevista exclusiva

Nº 95

A impressão e o papel que seu anúncio merece! Não perca esta oportunidade. Anuncie agora!

Ano XV • mar/abr 2014 • Nº 94 • www.tnpetroleo.com.br

TN PETRÓLEO

Este é um ano muito especial para a TN Petróleo. Estamos entrando no 16º ano de experiência e conhecimento no mercado brasileiro de petróleo, gás e energias alternativas. A TN Petróleo é fonte indiscutível de informação para esse movimentado mercado. Mais do que apenas retratar os novos cenários da indústria, após a flexibilização do mercado, a TN Petróleo ajudou a mostrar a história de pioneirismo desse mercado e os novos desafios enfrentados pela indústria brasileira de petróleo. As páginas da revista sempre apresentam aos investidores estrangeiros e nacionais - as oportunidades e o imenso potencial de nosso país.

João Candido Gonçalves da Silva, diretor de Competitividade Naval da Enseada Indústria Naval

Uma enseada de grandes projetos

Contato

Tels.: +55 21 2224 1349 / 21 3786 8245

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e&p

Série especial

Sobrevivendo à transição entre crises Atratividade do segmento upstream onshore de petróleo e gás natural em bacias maduras e campos marginais no Brasil

Os autores deste trabalho abordaram em dois artigos anteriores o segmento upstream onshore no Brasil, com ênfase na perspectiva de novos entrantes e pequenos, médios e grandes operadores. As discussões foram pautadas em uma visão de criação de um modelo de governança sustentável, possibilitando o desenvolvimento social e econômico de centenas de municípios brasileiros em estrita observância à legislação pertinente aos aspectos ambientais e de segurança operacional. Mesmo com o objetivo de fornecer um texto enxuto e pragmático, não há como fazê-lo sem que este possa considerar tais critérios.

Grupo de pesquisa Cnpq – grupo multidisciplinar de pesquisa aplicada e desenvolvimento tecnológico para produção de petróleo e gás em bacias maduras e campos marginais – Pcm2.

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s discussões foram realizadas na confiança de que o novo marco regulatório para as atividades de Exploração e Produção (E&P) no Brasil, nos termos do Art. 65 da Lei 12.351/2010 – em complemento à Resolução CNPE n. 08/2003, e que teve sua regulamentação estabelecida pela Resolução CNPE n. 01/2013, de 07/02/2013, do Conselho Nacional de Política Energética, aprovada pela Presidência da República –, não se transforme em letra morta. Neste último segmento, diante de tudo exposto e discutido, o Brasil acorda diante de um cenário sombrio: 1) o mercado aponta para a manutenção de preços baixos para o barril de petróleo ao longo dos próximos dois anos; 2) a Petrobras lida com uma crise de integridade que se transformou em pesadelo para a Nação, para o Congresso Nacional, o Executivo, as prestadoras de serviços e investidores internacionais. Todos sabem como isso começou, mas ninguém sabe como, e quando, terminará; 3) a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) acompanha de longe sem ter muito o que fazer, mas sabe que haverá repercussões regulatórias. Após participar ativamente do maior evento nacional do segmento onshore (Brazil Onshore 2014, promovido pelo IBP), o nosso grupo (PCM2) comenta e realinha os resultados do trabalho realizado ao

Foto: Depositphotos

longo dos últimos anos, considerando possíveis desdobramentos deste novo cenário. A percepção das atividades de exploração e, principalmente, de produção nas áreas de bacias maduras no Brasil, que, após vários períodos de crescente expectativa, era de frustração, agora passa a ser de temor. Será que tudo que foi realizado e investido nos últimos 15 anos está condenado a virar sucata? Os sinais de que a política nacional poderia se desdobrar em um modelo regulatório adequado para o aumento significativo da participação de pequenos e médios produtores são minimizados diante do risco do segmento se transformar em item não importante diante das urgências criadas nos últimos meses. Consideremos: • Parece plausível pensar que o CNPE não vá permitir leilões de licitação enquanto a Petrobras não tiver condições plenas de ofertar. Com sérios problemas de fluxo de caixa para manter seu plano de desenvolvimento do Pré-Sal, ampliar seu portfólio de obrigações financeiras com risco exploratório não seria a melhor estratégia.

Figura 1: Cluster da cadeia produtiva onshore. Onde estão as empresas que realmente servem os operadores de pequeno e médio porte?

• É possível também considerar que a sociedade exija mudanças no Novo Marco Regulatório do Pré -Sal, permitindo maior abertura e atratividade para grandes grupos internacionais. • O pré-sal não é nossa área de foco, mas, certamente, trará impactos profundos no segmento onshore. O cenário descrito pode levar a uma paralisação do segmento onshore no Brasil. É possível recordar o marasmo ocorrido durante TN Petróleo 99

e&p

Tabela 1. Fornecedores de bens e serviços do segmento onshore Exploração

Interpretação e Processamento

Geologia e Geofísica

Aquisição Perfuração, avaliação e completação

Afretamento Sonda Perfuração e completação Sistema auxiliares

Desenvolvimento e produção

Apoio operacional

Apoio logístico

Perfuração, avaliação e completação

Afretamento Sonda Perfuração e completação Sistema auxiliares Apoio logístico Árvore de natal

Sistema de coleta da produção

Sistema de bombeio Manifolds Dutos de escoamento da produção Engenharia básica Engenharia de detalhamento Gerenciamento, construção e montagens

Planta de processo

Engenharia básica Engenharia de detalhamento Gerenciamento de serviço Materiais Construção e montagem

a discussão do Marco Regulatório. Lembramos também da crise de 1982. A opinião do grupo é de que, principalmente neste momento, a restauração da credibilidade do setor no Brasil passa, necessariamente, pelo fortalecimento da agência reguladora. A ANP precisa sinalizar a manutenção e ampliação do calendário de leilões onshore. A discussão sobre o pré-sal e a Petrobras prosseguirão ao longo de 2015. Todavia, não é necessário que haja a mesma paralisação ocorrida nos últimos anos. Este é o momento de tornar o segmento onshore atrativo para novos entrantes. O estabelecimento de um portal 24 horas com ofertas e opção para indicação de áreas onshore é um modelo pleiteado há tempos. A ANP precisa da independência para dar o dinamismo necessário para manter vivo o segmento. Neste momento, a ação conjunta de outras áreas do governo é necessária para desonerar o 80

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setor, amenizando os efeitos destrutivos do cenário atual. São necessárias ações que forneçam a atratividade necessária para entrada de empresas estrangeiras de prestação de serviços e fornecimento de equipamentos (Figura 1), incluindo um modelo mais flexível de Conteúdo Local para determinados gargalos. Solucionando gargalos – Um modelo para os fornecedores de bens e serviços já foi discutido (detalhado na Tabela 1) com objetivo de servir de guia para compreender os gargalos e ‘fortalecer ’ a cadeia produtiva. Contudo, mais do que compreender, deve ser papel da Agência fornecer incentivos para alavancar este segmento. Conforme discutido nos artigos anteriores, a regulação com regramentos muito específicos impede e retira o incentivo à inovação e solução tecnológica. A pesquisa e o desenvolvimento de novas tecnologias estão mais bem postos em um ambiente

Foto: Divulgação HRT

com metas definidas, quando os caminhos ficam por conta do empreendedor. Assim, o superdetalhamento e a complexidade da regulamentação resultam, além de atraso na instrução dos processos, em ambiente inacessível a pequenos investidores e o fechamento das portas à inovação, principalmente devido à ausência de avaliação ex-ante e ex-post aos impactos regulatórios. Destaca-se, igualmente, que uma regulação técnica e específica demanda profissionais bem capacitados e experientes, ademais de uma fiscalização especializada frequente. Logo, existe um custo regulatório a ser avaliado no âmbito do órgão regulador, dos atores do setor e do próprio futuro da atividade. A Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) preparou em 2013 um estudo sobre o papel da regulação setorial para seus países. A pergunta aplicada ao nosso caso é: quem orquestrará a consolidação de um segmento onshore atrativo, transparente e recompensador para os que atuam como agente de criação de capital produtivo e aos que recebem a indústria em seus municípios? Esta pergunta vale para tempos favoráveis e adversos. Dentre os pontos críticos elencados pelo trabalho da OECD, destacamos: • Prevenção de influências tendenciosas e manutenção da confiança, objetividade, imparcialidade e consistência. • Transparência e responsabilidade. O órgão existe para atingir objetivos traçados pelo executivo e legislativo, sempre baseados no interesse da sociedade. O órgão regulador é, então, responsável por entregar resultados. • Engajamento. Um dos principais objetivos do órgão regulador é aprimorar a confiança da sociedade e dos atores do setor. • Avaliação de desempenho. Depois de tantos anos promovendo o segmento onshore, a produção em áreas marginais, a consolidação do nicho de

produtores de pequeno e médio porte, quais são os resultados? A avaliação do desempenho promovida pelo próprio órgão comunica à sociedade e, principalmente, ao setor, que existe a compreensão do papel e da responsabilidade da Agência naquilo que dá certo e naquilo que vai mal. O setor sempre terá altos e baixos. Cabe ao órgão regulador orquestrá-lo diante dos diversos cenários, com a confiança dos que precisam ser liderados e mantidos dentro das regras. Atualmente, o maestro sofre da desconfiança da orquestra. A visão dos participantes é: “o maestro persuadiu os músicos a se engajarem em uma obra que não consegue realizar e pune seus participantes por não tocarem bem sem as condições necessárias”. A expectativa da implementação de uma política nacional para fomentar a participação de empresas de petróleo de pequeno e médio porte em bacias terrestres foi substituída por um cenário de incerteza sobre o futuro do setor de petróleo como um todo. Se o segmento onshore não era uma prioridade, nosso receio é que, diante dos problemas atuais, ele possa vir a ser totalmente ignorado.

AGRADECIMENTOS Os autores são gratos ao suporte dado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), que tem valorizado as ações de nosso Grupo Multidisciplinar de Pesquisa CNPq. E também ao CNPq e Fapesb por diversas bolsas concedidas a alunos de Iniciação Científica, Iniciação Tecnológica, Mestrado e Doutorado e “Produtividade em Pesquisa e Produtividade em Desenvolvimento Tecnológico”. Somos gratos pelo apoio das instituições de ensino e ICTs que abrigam nossos pesquisadores (Ufba, Ufpa, Unifacs, Uneb, UFRJ, Unicamp, C3I, USP, Universidade de Coimbra). Orgulha-nos poder agradecer

às empresas, instituições e organizações governamentais que vêm trabalhando em colaboração e sempre solícitas no fornecimento de dados e informações, visitas técnicas, tempo para discussões, participação em bancas, etc. (Severo Villares, PetroRecôncavo, Prefeitura de Mata de São João, ANP, Petrobras, Abpip, Appom, Dax Oil, RedePetro-BA, Geo Innova, Governo de Alberta, Consulado Canadense no Rio de Janeiro e Oklahoma Marginal Well Commission, University of Alberta). Por fim, agradecemos ao suporte fornecido pela Fapex e pelo Departamento de Geofísica da Ufba que nos abrigou em seu espaço físico. TN Petróleo 99

Fotos: TN Petróleo

fino gosto

a grife desembarca no Cais

Belmonte

Rua do Rosário, 24 De segunda a sábado, das 9h até o último cliente. Telefone: (21) 2263-7248 (reservas) 82

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por Orlando Santos

Demorou para o cearense Antonio Rodrigues fincar o pé na Praça XV. Agora, com o ‘caçula’ Belmonte ele amplia o espaço que já tem na área. A trajetória vitoriosa de Antonio tem sido analisada por amigos, estudiosos do comportamento dos donos de bares. E todos são unânimes em afirmar que a diferença entre ele e outros que estão no mesmo ramo de negócio é uma capacidade extraordinária de trabalho: ele começa às seis da manhã e não tem hora para acabar. Além dos empreendimentos no entorno da Praça XV, que começou com o Cais do Oriente, Antonio tem mais 14 espalhados pela cidade, com a ‘grife’ Belmonte ou identificados pelo nome Antonio. Na Lapa, por exemplo, são quatro os bares da região sob sua direção. Outros bares estão localizados na Zona Sul, inclusive no Leblon e no Jardim Botânico, onde já tem clientela fiel. A rede emprega mais de 500 funcionários. A principal característica de Antonio é saber conviver com seus empregados. No Belmonte da Praça XV, um dos escudeiros dos primeiros tempos do Belmonte no Flamengo, Washington Luis Ferreira, retorna à

rede para integrar a equipe. Ele terá ao lado outro mestre na arte de receber, o Benones Rodrigues Rosa, acostumado a entreter uma clientela esclarecida, bem informada e exigente, como a que circula no Centro da cidade. Lado a lado – O sírio Moufid Hassan, dono do restaurante Al Khayam, vizinho ao novo Belmonte, velho conhecido de Antonio, só tem elogios para o amigo, que a cada dia cria empreendimentos que valorizam o entorno e faz retornar antigos fregueses que andavam desaparecidos. Com o término das obras de revitalização do Porto Maravilha e o moderno prédio que vai suceder o antigo edifício do Lloyd nas imediações, a tendência é a área se transformar num dos lugares mais visitados do Centro histórico do Rio. Disso ninguém tem a menor dúvida. Muito menos o talento empreendedor desse cearense de Hidrolândia. Por isso ele tem razões fundadas para investir e muito, como tem feito, em alguns projetos gastronômicos na área. A cidade só tem a agradecer. O sabor único do novo-antigo – Concebido pelo arquiteto Arnobio de Barros, o mesmo que praticamente idealizou e executou todas as casas da rede, o Belmonte da Praça XV em nada lembra o restaurante português do chef Santos, que funcionou ali durante cinco anos. Mais de três meses de obra transformaram inteiramente o espaço do velho casarão da rua do Rosário, que agora exibe uma arquitetura moderna, futurista, ampla e bastante confortável para os clientes que já se identificaram com o novo local. Do amplo salão interno, com capacidade de abrigar mais de 80 pessoas durante o almoço, avista-se sem nenhuma dificuldade a grande cozinha, além da área externa, que ocupa boa parte da rua do Mercado e seu entorno. Com vocação para se tornar o grande point do verão, o Belmonte chega com um cardápio variado e cervejas long neck para atender aos mais exigentes fregueses. Sem falar nas deliciosas empadas, bolinhos de bacalhau e muitos petiscos que vão fazer muita gente antecipar o relógio no final do dia. Na concepção da arquitetura e da decoração do Belmonte da rua do Rosário, foi marcante a participação de Cris Levefre, cenógrafa, em parceria com o arquiteto Arnobio. Da mesma forma, os dois atuaram juntos no casarão da rua Mem de Sá, que abriga o Antonio’s, da rede Belmonte, e que agora, inteiramente redesenhado internamente, mais parece um lugar cinematográfico. Já é um dos locais mais frequentados da área. Cris, além de cenógrafa, traz na sua bagagem a formação cinematográfica, daí as suas intervenções sempre muito bem-sucedidas, na valorização e recriação dos espaços, como os dois citados. TN Petróleo 99

coffee break

Kandinsky A cor da alma está no CCBB-RJ

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por Orlando Santos

A mostra Kandinsky – tudo começa num ponto, que vai percorrer durante quase um ano outras capitais brasileiras, começou sua itinerância por Brasília. Fica na capital fluminense até o dia 30 de março, seguindo depois para Belo Horizonte, em 19 de abril, e depois São Paulo, onde ficará de julho a outubro. A expectativa é de que, ao final da megaexibição, um milhão de pessoas tenham entrado em contato com as obras e objetos que fizeram desse artista um dos mais importantes do século XX, e um pioneiro da abstração. A exposição reúne mais de uma centena de obras e objetos de Kandinsky, seus contemporâneos e suas influências. Esse acervo diverso tem como base a coleção do Museu Estatal Russo de São Petersburgo, enriquecido com obras de mais de sete museus da Rússia e coleções procedentes da Alemanha, Áustria, Inglaterra e França. Única sob vários aspectos, a exposição conta também com o apoio da Embaixada da França e apresenta uma sequência de quadros do pintor,

Fotos: Divulgação

feiras e congressos

Fevereiro

18 e 19 - Islândia Global Geothermal Energy Summit Local: Reykjavík, Islândia Tel.: +48 616 467 025 Email: marketing@acieu.co.uk www.wplgroup.com

Março

18 e 19 - Emirados Árabes 6th Arctic Shipping Summit Local: Montreal, Canadá Tel.: +44 (0)207 981 2503 Email: mahsan@acieu.net www.wplgroup.com

26 a 28 - China China Maritime Local: Pequim, China Tel.: +86-10-59273880 Email: cm@zhenweiexpo.com www.chinamaritime.com.cn

Abril

22 e 23 - Holanda European Algae Biomass Local: Amsterdan, Holanda Tel.: +44 (0)203 141 0609 Email: szacharakis@acieu.net www.wplgroup.com

Maio

4 a 7 - EUA OTC 2015 Local: Houston, TX Tel.: +1.972.952.9494 Email: meetings@otcnet.org 2015.otcnet.org

20 a 21 - Inglaterra 6th FPSO Vessel Summit Local: Londres, Inglaterra Tel.: + 44 (0)20 3141 0612 Email: jsmith@acieu.net www.wplgroup.com

Junho 25 e 26 - EUA Lignofuels Americas Local: Milwaukee, EUA Tel.: +44 (0)20 7981 2503 Email: dpavlyk@acieu.net www.wplgroup.com

01 a 05 - França WGC Paris 2015 Local: Paris, França Tel.: +33 (0)1 80 21 08 03 Email: dpaccoud@wgc2015.org www.wgc2015.org

23 a 26 - Brasil Brasil Offshore Local: Macaé, RJ Tel.: (11) 3060 4742 Email: brasiloffshore@ reedalcantaranews.com.br www.brasiloffshore.com

Setembro

22 a 24 - Brasil Rio Pipeline 2015 Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: (21) 2112-9080 Email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br

Outubro

27 a 29 - Brasil OTC Brasil 2015 Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: (21) 2112-9080 Email: otcbrasil@ibp.org.br www.ibp.org.br

Novembro

17 a 20 - África do Sul NGV 2014 South Africa Local: Johannesburgo, África do Sul Tel.: +54-11-4300-6137 Email: info@ngv2014southafrica.com www.ngv2014southafrica

Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 2224-1349 ou webmaster-tn@tnpetroleo.com.br 86

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de Paulo Cesar Alves Rocha, consultor tributário, engenheiro industrial, mestre em Engenharia de Transportes e diretor executivo da LDC.

opinião

A importância do regime

de Repetro

Os principais pontos relacionados aos construtores de módulos e dos integradores de plataformas de petróleo e gás natural

desenvolvimento da indústria de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural deu um primeiro salto com a descoberta de óleo na Bacia de Campos, na camada pós-sal, levando a uma especialização inédita no mundo da mesma para águas profundas. O segundo salto se deu com a descoberta de petróleo leve de boa qualidade e gás natural na camada pré-sal, situada em parte em águas ainda mais profundas que a camada pós-sal e a uma longa distância da costa, o que está ocasionando o desenvolvimento de novas tecnologias de ponta e abrindo um grande mercado para estaleiros e estabelecimentos industriais em geral. A principal característica da estrutura de funcionamento de bens e equipamentos para a E&P de petróleo e gás natural, no tocante à sua propriedade, é que a mesma tem que ser predominantemente estrangeira, em função da natural rotatividade e especialização deste segmento, bem como em função de benefícios fiscais e obtenção de financiamentos. Antes do advento da Lei do Petróleo, como a exploração e produção de petróleo e gás natural era monopólio da União, operacionalizado pela Petrobras, havia a isenção para a admissão temporária dos bens e equipamentos para esta atividade. Esta isenção, embora tornasse parte da indústria nacional não competitiva, não influenciava muito porque o mercado ainda era peque-

no. Mesmo assim, era grande a participação de empresas EPC no mercado. Com o advento da Lei n. 9.430/1996, a Admissão Temporária de equipamentos e bens para o Brasil – e que tivessem utilização econômica –, passou a ser tributada proporcionalmente ao tempo em que ficassem no Brasil. Com a Lei n. 9.430/1996 e na falta de uma legislação que amparasse as operações de exportação e importação sem que os bens e equipamentos tivessem que realmente embarcar para o exterior, ficou extremamente difícil para a indústria brasileira competir com os fornecedores estrangeiros. Para resolver esta e outras questões de tributação existentes na época, foi criado o Repetro, um Regime Aduaneiro que se tornou indispensável para a competitividade da atividade de E&P de petróleo e gás natural, principalmente porque o mesmo iguala o regime de pagamento de tributos no Brasil aos de outros países, ao isentar a admissão temporária no Brasil de equipamentos necessários para esta atividade. Quando foi criado o Repetro, cuidou-se de, entre seus instrumentos, colocar como suas possibilidades a de poder um bem ou equipamento ser considerado exportado sem sua saída do território nacional. Listou-se também a possibilidade da utilização do drawback para a industrialização dos bens que seriam assim exportados. Da mesma forma se igualou a indústria brasileira aos concorrentes fornecedores estrangeiros, TN Petróleo 99

opinião fechando a cadeia de benefícios fiscais, porque uma empresa industrial brasileira pode fabricar um equipamento, efetuar sua exportação sem saída do território nacional e em seguida ser este equipamento admitido no Repetro para a atividade de E&P de petróleo e gás natural. Um equipamento produzido no Brasil é equiparado a um exportado, fazendo com que os tributos que incidiriam na produção de um bem no mercado interno sejam iguais a zero, aumentando assim a competitividade das empresas industriais brasileiras. Em suma é um Regime que tanto aumenta a competitividade de quem explora e produz e das indústrias que produzem equipamentos e plataformas. Com o aumento da atividade de E&P de petróleo e gás natural no Brasil nos últimos anos, o Repetro, em sua formatação atual, é de suma

importância para as indústrias que fornecem partes necessárias aos players da área, porque: 1. Podem fabricar os equipamentos no Brasil, com suspensão do pagamento dos tributos que incidem na compra de insumos, sejam eles nacionais ou importados, se utilizando do Regime de Drawback ou o de Entreposto Aduaneiro conforme o caso, também previsto na legislação; 2. Concluída a fabricação, podem efetuar sua venda às empresas estrangeiras que admitirão os equipamentos no Repetro, utilizando a exportação sem saída do território nacional. Nas operações de compra de insumos, fabricação e exportação para entrega, ficam as indústrias isentas do pagamento de tributos, contribuindo assim o Repetro para igualar a competitividade em termos tributários aos fornecedores estrangeiros.

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Logan Oil Tools – pág. 11 Mac Log Solutions – pág. 10 Navium – pág. 68 Outlook 2015 – pág. 52 Presserv – pág. 17 Rexnord – pág. 07 Rio Gas & Power Forum – pág. 03 WPC Leadership Conference – pág. 63 OPINIÃO

A importância do regime de Repetro, de Paulo Cesar Alves Rocha, consultor tributário, engenheiro industrial, mestre em Engenharia de Transportes e diretor executivo da LDC.

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