TN Petróleo 112

OPINIÃO

Luz no fundo do poço: Unitização de Sonia Agel, sócia de Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira & Agel Advogados

Começa a integração da P-69 no estaleiro Brasfels Entram em vigor novas regras de licitação da partilha de produção O ‘xerife’ vai regular ou negociar?

Evento Ano XIV • março/abril 2017 • Nº 112 • www.tnpetroleo.com.br

ANP promove debate sobre aumento do fator de recuperação

ESPECIAL: RODADAS DE LICITAÇÕES

Brasil terá

nova

temporada de licitações

ENTREVISTA EXCLUSIVA

Nelson Queiroz Tanure Filho, presidente da PetroRio

ARTIGOS

O petróleo ainda é nosso?, por Jorge Alberto Zietlow Duro | Desenvolvimento Humano e

Sustentabilidade: A jornada interior do líder, por Wanderlei Passarella | Estudo do comportamento do sistema MPD em situações de influxo, por Rodrigo Henrique Ruschel e Ivanilto Andreolli

Um barril importa

nossas redes sociais

sumário

12

edição nº 112 mar/abr 2017

Entrevista exclusiva

Um barril

importa Nelson Queiroz Tanure Filho, presidente da PetroRio

16

20

24

Especial Rodadas de Licitações

Brasil terá nova temporada de licitações

O ‘xerife’ vai regular ou negociar?

ANP promove debate sobre aumento do fator de recuperação

26

Caderno de Sustentabilidade

Wanderlei Passarella

A jornada interior do líder

CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão

36

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

Coffee Break

José Fantine

Inovanças Criações à Brasileira

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

artigos 8 O petróleo ainda é nosso?, por Jorge Alberto Zietlow Duro 26 Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade: A jornada interior do líder, por Wanderlei Passarella 31 Estudo do comportamento do sistema MPD em situações de influxo, por Rodrigo Henrique Ruschel e Ivanilto Andreolli

seções 2 editorial

28 pessoas

4 hot news

30 produtos e serviços

6 indicadores tn

35 feiras e congressos

24 eventos

36 coffee break

25 caderno de sustentabilidade

39 opinião

Nathan Medeiros Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

Ano XIV • Número 112 mar/abr 2017 Ilustração: TN Petróleo

editorial

Missão Brasil QUEM ESTEVE NA OTC 2017, em Houston, se deu conta de que há muita gente empenhada em ver o Brasil virar definitivamente a página da maior crise vivida pela indústria do petróleo de sua história.

Nosso país, praticamente, deu o tom do primeiro dia da OTC, ‘abrindo’ o evento, com um café da manhã sobre novas oportunidades de negócios, com a participação do secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marcio Felix, o diretor da ANP, Décio Oddone, e o presidente do IBP, Jorge Camargo.

Na hora do almoço, o ministro de Minas e Energia, Fernando Coelho Filho, voltou ao tema, destacando o pré-sal – mote de um painel que reuniu os presidentes das subsidiárias brasileiras da Shell, Total, ExxonMobil, executivos da Karoon, Statoil e Petrobras, e o dirigente da PPSA, Ibsen Lima, entre outros.

No segundo dia, o tema de um dos mais concorridos painéis da OTC foi o projeto de Libra, primeiro campo em exploração sob o regime de partilha. Atração na OTC, Libra é o centro de um embate entre as petroleiras e a cadeia produtiva de óleo e gás, desde que a Petrobras entrou com pedido de exoneração do cumprimento das exigências contratuais de conteúdo local, o waiver.

Depois de dois anos de crise e perplexidade diante do revés desse setor que vinha respondendo por cerca de 15% do nosso PIB, ver o Brasil se destacar por bons motivos faz bem à alma. O que se espera é que essa verdadeira Missão Brasil que ‘varreu’ a OTC possa colher bons frutos nos próximos meses.

Motivos não faltam, uma vez que temos uma robusta agenda de leilões para os próximos anos, contemplando desde blocos no pré-sal e em novas fronteiras, em terra e no mar, como também campos maduros e áreas unitizáveis, como você, leitor, pode aferir na matéria de capa desta edição.

Também começamos a sentir sinais de que a indústria quer retomar o caminho do crescimento e da competitividade, ainda que para isso seja necessário rever a política de Conteúdo Local, o que demandará não apenas estudos técnicos para embasar melhor as diretrizes e regras de conteúdo nacional, como também maior transparência e representatividade nas consultas feitas ao setor produtivo.

Sem isso, corremos o risco de ver descaracterizada essa política industrial que, sem dúvida nenhuma, teve importante papel para diversos segmentos da indústria brasileira. Negar tal coisa é renegar a própria razão de ser dessa indústria que ‘gera’ energia para o desenvolvimento econômico e também para a inovação, tema central da OTC este ano.

Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

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TN Petróleo 112

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

hot news

Foto: Agência Petrobras

Suspensa liminar que paralisava venda do bloco BM-S-8

Começa a integração da P-69 no estaleiro Brasfels O FPSO P-69, QUE vai ser instalado no A P-69 no campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos, entrou na etapa de integração com a chegada, no final de março, do casco ao estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ). Nessa fase ocorre a instalação dos módulos sobre o casco, a interligação de todos os equipamentos da plataforma e o comissionamento dos sistemas operacionais (conjunto de testes para verificar se os sistemas estão de acordo o projetado e aptos para o funcionamento adequado). Cada um dos 18 módulos da plataforma tem uma função específica, como gerar energia, fornecer e tratar água, produzir óleo, escoar o gás produzido, entre outros.

O casco, que tem 288 m de comprimento, 54 m de largura (boca) e 31,5 m de altura (altura 4

TN Petróleo 112

do fundo dos tanques até o convés principal), veio do estaleiro Cosco, em Zhoushan, na China, onde foi construído. Após a integração, a plataforma terá capacidade de processamento diário de 150 mil barris de óleo e de seis milhões de m2 de gás. Além disso, conta com estrutura capaz de estocar 1,6 milhão de barris de óleo e atuará em profundidade d'água de 2.200 m.

As plataformas do tipo FPSO são unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência de petróleo e gás. A P-69 faz parte do módulo de Lula Extremo Sul, no pré-sal da Bacia de Santos, no campo operado pela Petrobras (65%) em parceria com a BG E&P Brasil – subsidiária da Royal Dutch Shell (25%) – e a Petrogal Brasil (10%). O início da produção está previsto para 2018.

A PETROBRAS informou a suspensão no dia 2 de maio, pelo presidente do Tribunal Regional Federal da 5ª Região, a liminar que determinava a paralisação da venda da participação da Petrobras no bloco exploratório BM-S-8 (Carcará) para a Statoil Brasil Óleo e Gás. Com a decisão favorável do Tribunal, os efeitos da venda estão mantidos, podendo a compradora prosseguir com a exploração do campo de Carcará.

Parte do Plano de Desinvestimentos 2015-2016 da Petrobras, a operação, anunciada em julho de 2016, havia sido finalizada no dia 22 de novembro do ano passado, com o pagamento de US$ 1,25 bilhão, correspondente a 50% do valor total da transação, pela Statoil. No mesmo dia a Petrobras havia informado que testes de formação no poço 3-SPS-105 comprovaram alta produtividade dos reservatórios carbonáticos do pré-sal.

O poço, informalmente conhecido como Carcará Norte, está localizado na área do Plano de Avaliação da Descoberta de Carcará (PAD), a 4,6 km ao norte do poço descobridor (4-SPS-86B), em profundidade de água de 2.070 m e profundidade final de 6.338 m, dentro de rochas basálticas. Estima-se que o potencial de produção do poço seja equivalente aos resultados alcançados pelos melhores poços produtores do pré-sal da Bacia de Santos, com petróleo de boa qualidade (31º API), sem presença de contaminantes (H2S e CO2).

O BM-S-8 está localizado na Bacia de Santos, e passará a ser operado pela Statoil, com 66% de participação, em parceria com a Petrogal Brasil S.A. (14%), Queiroz Galvão Exploração e Produção S.A (10%) e Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás LTDA (10%).

Entram em vigor novas regras de licitação da partilha de produção NO DIA 2 DE MAIO entrou em vigor o Decreto 9.041/2017, que regulamenta a Lei 12.351/2010, dispondo sobre o direito de preferência da Petrobras para atuar como operadora nos consórcios para exploração e produção de blocos sob o regime de partilha de produção.

Essa lei, que em sua redação original estabelecia a Petrobras como operadora única das áreas sob regime de partilha da produção, foi alterada pela Lei 13.365/2016, que excluiu a obrigatoriedade de a companhia atuar como operadora única em tais áreas. Mas havia sido garantido, pelo legislador, o direito de preferência para adquirir, no mínimo, 30% de participação nos consórcios e a possibilidade de operá-los.

Com o Decreto publicado em maio, foi regulamentada a maneira pela qual se dará o direito de preferência previsto na lei. A Petrobras deverá manifestar seu interesse em participar dos blocos a serem ofertados no prazo de 30 dias, contados da data de publicação da resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que conterá os parâmetros técnicos e econômicos dos blocos a serem contratados dentro do regime de partilha de produção.

Esta manifestação deverá conter a relação dos blocos de interesse da

companhia e o percentual de participação pretendido. Depois disso, o CNPE proporá quais blocos deverão ser operados pela Petrobras, indicando sua participação mínima no consórcio, que não poderá ser inferior a 30%. Caso a estatal não exerça seu direito de preferência, os blocos serão objeto de licitação, da qual a companhia poderá participar em condições de igualdade com os demais licitantes.

Na hipótese de a Petrobras exercer seu direito de preferência, após a conclusão da fase de julgamento da licitação haverá duas alternativas: 1) se o percentual do excedente em óleo da União ofertado no leilão para a área licitada for igual ao percentual mínimo estabelecido no edital, a Petrobras comporá obrigatoriamente o consórcio com o licitante vencedor; ou 2) se o percentual do excedente em óleo da União ofertado no leilão para a área licitada for superior ao percentual mínimo estabelecido no edital, a Petrobras terá a faculdade de compor ou não o consórcio com o licitante vencedor, devendo manifestar sua decisão durante a rodada de licitação.

Na hipótese de a Petrobras não compor o consórcio, o licitante vencedor indicará o operador e os percentuais de participação de cada contratado do consórcio.

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Rio Pipeline 2017 bate recorde de trabalhos técnicos recebidos O EVENTO RECEBEU número recorde de sinopses este ano, com 446 trabalhos selecionados para apresentação nesta primeira etapa. Corrosão e dutos submarinos foram os temas mais abordados pelos autores. Na edição de 2015, foram apresentados 176 trabalhos técnicos.

A Rio Pipeline 2017 é o maior encontro global da comunidade dutoviária, organizado a cada dois anos pelo IBP. O evento, que será realizado de 24 a 26 de outubro, vai reunir os principais atores do segmento no Riocentro, no Rio de Janeiro.

Este ano, a Rio Pipeline mudou a sua marca, agregando toda a comunidade do setor dutoviário, de ponta a ponta, em um evento ainda mais completo. “Será o encontro entre os mais diversos participantes deste segmento, permeado por conteúdo técnico de alta relevância, networking e ambiente de negócios”, explica Milton Costa Filho, secretário geral do IBP. Na exposição, empresas de diversas áreas do segmento vão destacar os avanços tecnológicos dos produtos e serviços. O lema do evento este ano é "Conectando o Futuro: Tendências e Desafios".

A programação da conferência contará com painéis, fóruns, apresentações de trabalhos técnicos (sessão oral e pôster digital) e minicursos sobre temas de relevância para a indústria. A agenda vai promover ainda debates sobre mudanças no mercado de combustíveis no Brasil e questões relacionadas à segurança dos dutos.

A Rio Pipeline surgiu há quase 20 anos em função dos grandes investimentos realizados no país na área de dutos terrestres e chega à sua 11ª edição consolidada como um dos principais espaços para realização de negócios neste segmento.

TN Petróleo 112

5

indicadores tn

Opep decide em maio se estenderá corte na produção A ORGANIZAÇÃO DOS Países Exportadores

de produção para a segunda metade do ano,

Saudita, apoiam estender os cortes para

de Petróleo (Opep) planeja se encontrar com

disseram fontes familiarizadas com os acordos.

a segunda metade de 2017 caso todos os

produtores que não fazem parte do grupo em

Ministros da Opep irão se reunir na sede

produtores participantes, incluindo Rússia e

25 de maio, mesmo dia de sua conferência, na

do grupo em Viena – Uma série de impor-

outros países de fora do grupo, concordem,

qual decidirá se irá ou não estender os cortes

tantes membros da Opep, incluindo a Arábia

disseram fontes da Opep à Reuters. “Tudo

Produção de países-membros da Opep e não membros – abr/2015 a mar/2017 Produção de países-membros da Opep

mb/d (Opep) 34 33 32

Outros países produtores

mb/d (total) 95.8

95.1

31.9

31.3

31 30 29 Fev 17

Mar 17

Jan 17

Dez 16

Nov 16

Set 16

Out 16

Jul 16

Ago 16

Jun 16

Maio 16

Abril 16

Fev 16

Mar 16

Jan 16

Dez 15

Nov 15

Set 15

Out 15

Jul 15

Ago 15

Jun 15

Maio 15

Abril 15

28

99 98 97 96 95 94 93 92 91

Produção da Petrobras de óleo, LGN e gás natural

Outras (offshore)

703,10

Total offshore

2.031,7

2.066,1

Total onshore

163,2

167,6

Total Brasil

Janeiro Fevereiro

Março

1.344,9 1.363,00 1.367,40 1.303,18 1.324,99 1.269,44 686,8

2.195,0

770,10

764,05

716,67

700,72

2.137,5 2.067,23 2.041,66 1.970,16 167,60

159,22

156,5

152,69

2.233,7 2.300,7 2.226,45 2.198,16 2.122,85

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

Janeiro

Fevereiro

Março

Bacia de Campos 24.741,3 25.874,1 25.874,1 24.210,7 25.276,6 23.540,9 Outras (offshore) 36.415,2 37.504,2 39.243,1 38.203,0 38.234,7 39.243,1 Total offshore

61.156,5 63.378,4 64.800,5 64.228,1 63.511,2 61.743,9

Total onshore

16.364,1 17.078,3 16.985,5

17.145,0 16.690,0 15.906,7

Total Brasil

77.520,6 80.456,7 81.786,0

81.373,1 80.201,2 77.650,5

Outubro Novembro Dezembro

Janeiro

Fevereiro

Março

67,0

66,4

61,2

69,0

69,03

65,9

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

9.666,3

9.149,0 10.322,0

8.644,0

8.370,4 10.950,8

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

2.806,5 2.860,0

2.937,1

2.295,5

2.261,6

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

6

TN Petróleo 112

– No relatório apresentado dia 12 de abril, a Opep diminuiu a previsão para a oferta de petróleo pelo Brasil em 2017 em 56 mil barris por dia (bpd), passando para 3,35 milhões de barris por dia. Ainda assim, se a estimativa for confirmada, haverá um crescimento de 201 milhões de barris por dia este ano na comparação com 2016.

05.05.2017

0.02 1.88 Variação no período: -7,97%

BOVESPA (%) 13.02.2017

05.05.2017

1.28 1.31 Variação no período: -0,63%

DÓLAR COMERCIAL* 13.02.2017

05.05.2017

3.111 3.177 Variação no período: 1.98%

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

Brasil: segundo em aumento da produção

13.02.2017

Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil

Bacia de Campos

delegado da Opep.

DJ OIL & GAS (%)

Período de 10/2016 a 03/2017

Outubro Novembro Dezembro

depende da posição da Rússia”, disse um

2.188,8

EURO COMERCIAL* 13.02.2017

05.05.2017

3.29 3.49 Variação no período: 5,41% *Valor de venda, em R$

Esse quadro ainda coloca o Brasil, de

O período 2017 a 2019 provavelmente verá o

acordo com a entidade, como o país que apre-

maior aumento da produção de megaprojetos

sentará o maior crescimento da produção

na história da indústria”, pontua a entidade

este ano, ficando, em volume, atrás apenas

no documento.

dos Estados Unidos.

FRASES

Entre os países em que haverá grandes

Um dos motivos que levaram à revisão

investimentos a Opep cita Brasil, Rússia,

da projeção brasileira foi o tempo maior de

Canadá e México. Pelos cálculos da enti-

manutenção de algumas unidades e a expec-

dade, combinados com a nova produção de

tativa de que o campo Norte de Lula comece

xisto, esses projetos poderiam adicionar mais

a operar apenas no final de 2017. “O Brasil

1 milhão de barris diários à produção nos

continua a ser o principal contribuinte para

próximos anos.

o crescimento, sendo o diesel e a gasolina

“Muitos desses projetos, que custaram

os produtos de maior potencial de expansão,

bilhões de dólares e levando muitos anos para

alimentando os setores industrial e de trans-

terem retorno, foram retomados quando os

portes”, avalia a organização.

preços do petróleo voltaram a ser negociados

“Do ponto de vista da oferta, é evidente

a US$ 100, o barril”, destacou a entidade no

que existem muitos projetos à espera de

relatório para enfatizar sua atuação positiva

entrar em funcionamento nos próximos anos.

nos últimos meses.

PERÍODO: 13.02.2017 a 05.05.2017 | AÇÕES AÇÕES AÇÕES AÇÕES

PETROBRAS R$

R$

ON 16,56

14,81

R$

R$

PN 15,62 14,21

Variação no período: -9.42%

Variação no período: -8.79%

VALE R$

R$

R$

R$

ON 35,81 26,05 PNA 33,35 24,94 Variação no período: -20.58%

Variação no período: -20.14%

CPFL

BRASKEM

R$

R$

R$

R$

ON 12,25 12,49 PNA 33,95 33,96 Variação no período: 3.14%

Variação no período: 0.03%

PETRÓLEO BRENT (US$) 13.02.2017

55.59

05.05.2017

49.10

"Sob o ponto de vista de trabalhos para se ter parceria estratégica, nós não temos nada de concreto com a Exxon, mas certamente houve por parte deles uma manifestação de interesse muito grande na exploração do pré-sal brasileiro.”

Pedro Parente, presidente da Petrobras em evento em São Paulo. Horas depois a estatal divulgou nota afirmando que "não há negociações em andamento para parcerias com a empresa norte-americana.

04/04/2017 – Agência Reuters

"A região chave para o crescimento deverá ser a América Latina – principalmente do Brasil – para uma a média de 5,25 milhões de bpd, salientou a Opep em relatório divulgadono dia 12 de abril.”

12/04/2017 – Agência Estado

"O tempo do intervencionismo, que abalou o setor, ficou para trás. Temos de nos apresentar melhor para atrair investidores, como faz o México, por exemplo, num cenário global cada vez mais competitivo.”

Paulo Pedrosa, ministro em exercício de Minas e Energia, no evento Panorama Atual e Futuro da Indústria de Óleo e Gás no Brasil, promovido pelo IBP e a AbesPetro, no Rio, 27/04/2017 – Portal IBP

Variação no período: -13.40%

PETRÓLEO WTI (US$) 13.02.2017

52.93

05.05.2017

46.22

Variação no período: -14.18%

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TN Petróleo 112

7

indicadores tn

O petróleo ainda

é nosso?

A

Jorge Alberto Zietlow Duro é graduado em Administração Pública e de Empresas pela UFRGS, mestre e doutor em Administração pela PUC/Rio. CEO da DataCorp Mercadata do Brasil Ltda. Atua como consultor há mais de 20 anos tendo como clientes empresas como CEG, Petrobras Distribuidora, Furnas, BNDES, Petróleo Ipiranga, entre outras.

8

TN Petróleo 112

segunda maior economia mundial passa por um processo de transformação que vem surpreendendo e redefinindo o mundo. Com um vigoroso crescimento econômico, ano após ano, e investimentos cada vez maiores, a China torna-se imprescindível para a estratégia de qualquer empresa.

Hoje, suas fábricas podem oferecer qualidade, preço, tecnologia e escala, o que torna seus produtos altamente competitivos, atendendo aos mais sofisticados níveis de exigências e fornecendo para diversos países no mundo inteiro. Além disso, a China detém o maior mercado consumidor do planeta, contando com mais de 500 milhões de clientes potenciais que compram de tudo nos mais diversos setores. Com isso, alcançou o posto de principal parceiro comercial para vários países, inclusive para o Brasil.

As projeções apontam que a China será a maior economia mundial até 2030, tendo como base o acelerado e sustentado crescimento econômico, alto nível de investimentos estrangeiros e dinamismo de suas empresas.

Os Estados Unidos ainda são a maior economia do mundo, mas, dado após dado, a China consolida-se como o maior importador de matérias-primas do mundo. E o petróleo, um mercado simbólico e determinante, é o último a confirmar essa tendência que não para e que reorienta o comércio internacional do Ocidente para o Oriente. Segundo dados compilados pela agência Reuters, o gigante asiático importou cerca de 7,4 milhões de barris por dia – o que representa um novo recorde. Por outro lado, as compras dos EUA neste período ficaram em 7,2 milhões de barris/dia.

A China ultrapassa assim os Estados Unidos como maior importador mundial de petróleo, embora a diferença seja pequena, não na tendência de médio prazo: a economia asiática já é a que mais consome energia no mundo e, também, a que mais utiliza matérias-primas, seja carvão, petróleo ou todos os tipos de metais.

A superioridade chinesa no mercado internacional de petróleo já havia sido antecipada pela Agência de Energia dos EUA (EIA, na sigla em inglês), que previu a ultrapassagem da China no final de 2013, embora esse cálculo usasse uma estimativa indireta – importação líquida como diferença entre produção interna e consumo – e incluísse a compra de petróleo e outros combustíveis líquidos.

Os dados coletados pela Reuters diretamente nos mercados surpreenderam os especialistas que antecipavam uma freada das importações de petróleo pela China devido à desaceleração do crescimento econômico, com taxas anuais do PIB de cerca de 7%, o ritmo mais baixo em 25 anos.

A notícia dada à agência é que as empresas chinesas estão aproveitando o baixo preço do petróleo neste período (ainda abaixo de 70 dólares por barril, comparado aos mais de cem dólares há mais de quatro anos) para comprar e armazenar a matéria-prima, com a perspectiva de que as medidas de estímulo de Pequim reativem a economia nos próximos anos.

Fontes do mercado confirmam que empresas como Unipec e China Oil – que são os braços comerciais das petrolíferas estatais –, Sinopec e PetroChina lideram agora operações de compra sem precedentes.

Os negócios realizados entre Brasil e China ainda não se comparam às imensas oportunidades a serem ainda exploradas. A sinergia entre o gigante da América do Sul e o da Ásia representa o futuro e esses mercados têm muito a oferecer um ao outro.

Energia: Um desafio para o crescimento da economia chinesa

Energia na República Popular da China Eletricidade Produção

2,8344 trilhões de kWh (2006)

Consumo

2,8248 trilhões de kWh (2006)

Exportação

11,19 bilhões de kWh (2005)

Importação

5,011 bilhões de kWh (2005)

Fonte de produção de eletricidade Termelétrica

77,8% (68,7% do carvão) (2006)

Hidrelétrica

20,7% (2006)

Usina nuclear

1,1% (2006)

Outros

0,4% (2006)

Petróleo Produção

3,631 milhões de barris/dia (2005)

Consumo

6,534 milhões de barris/dia (2005)

O quadro ao lado reflete como se comporta a produção, o consumo, a exportação e a importação de fontes de energias convencionais na China.

Observamos, justamente na conta ‘petróleo’, o maior déficit e por conseguinte maior área de interesse.

Exportação

443.300 de barris/dia (2005)

Importação

3,181 milhões de barris/dia (2005)

Rede de importações

2,74 milhões de barris/dia (2005)

Investimentos da China na área de petróleo no Brasil

Reservas

A China importa grande quantidade de petróleo e gás natural e essa é uma demanda de longo prazo.

A importação chinesa de petróleo e gás da América Latina representa apenas 10% de tudo o que a China compra do mundo e, portanto, a colaboração com a região tem grande potencial.

O presidente da Câmara Brasil-China, Charles Tang, explica que o país asiático tem que investir aqui para garantir acesso ao petróleo, pois o Brasil é uma fonte desse recurso estratégico. O ministro da Fazenda Henrique Meirelles endossa Tang, lembrando que há oportunidades exponenciais de negócios com a China, principalmente na exploração de petróleo no pré-sal, que vem assegurando ao Brasil a ampliação de reservas em águas profundas.

O interesse chinês pelo petróleo brasileiro ficou claro desde 2009, quando o então presidente Luiz Inácio Lula da Silva viajou para aquele país e trouxe do banco de desenvolvimento local, o BNC, um empréstimo de US$ 10 bilhões para a Petrobras. A China já antevia ali uma busca insaciável por nosso petróleo por parte de sua população de 1,3 bilhão de pessoas, em boa parte migrando do campo para os centros urbanos.

Na época, o presidente da Petrobras José Sergio Gabrielli foi à China assinar acordos com a Sinopec e a

16,3 bilhões de barris (1º de janeiro de 2006)

Gás natural Produção

47,88 bilhões de m³/dia (2005)

Consumo

44,93 bilhões de m³/dia (2005)

Exportação

2,944 bilhões de m³/dia (2005)

Importações Reservas

0 m³ (2005) 1,448 trilhões de m³ (1º de janeiro de 2006)

Fonte: Administração Nacional de Energia da China

Sinochem, que incluíram troca de conhecimento e parcerias em exploração.

Nos últimos anos, as estatais chinesas já investiram US$ 4,8 bilhões na aquisição da Petrogal Brasil (de origem portuguesa), US$ 7,1 bilhões em 40% da Repsol Brasil (espanhola) e US$ 3,07 bilhões para ser parceira da Statoil (norueguesa) no campo de Peregrino. Os chineses também têm parcerias com a própria Petrobras no Pará e no Maranhão. São exemplos de negócios que estão levando a China a um papel protagonista na exploração do petróleo brasileiro.

A compra de petroleiras em território brasileiro segue o ritmo da disparada no volume de exportações de petróleo bruto do Brasil para a China. O valor total exportado em petróleo saltou de US$ 210 milhões em TN Petróleo 112

9

Foto: Agência Petrobras/ Felipe Kateb Botelho

fonte de energia

2004 para US$ 4,8 bilhões no ano passado, crescimento 20 vezes maior, bem acima da alta de cerca de 100% do barril de óleo no período.

Apesar de receber US$ 16 a cada US$ 100 de investimentos chineses no setor desde 2010, o Brasil não é o único alvo desses recursos. A estratégia adotada aqui é similar àquela empregada no Canadá, onde os chineses já investiram outros US$ 11 bilhões desde 2010, e nos EUA (US$ 6 bilhões), segundo dados da Dealogic.

Esse movimento nos EUA e no Brasil foi liderado pela Sinopec, que no Brasil se associou à Repsol, formando a Repsol Sinopec, que anunciou uma grande descoberta de petróleo: Pão de Açúcar, que teria um reservatório com espessura de 500 m, um dos maiores já descobertos no país.

O que levou a Sinopec a destacar, em seu site, que “é a companhia estrangeira líder em direitos de exploração offshore nas bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, uma das maiores áreas de crescimento em reservas de hidrocarbonetos do mundo”.

A China e o campo de Libra Um consórcio formado pela Petrobras e mais quatro petroleiras estrangeiras arremataram o Campo de Libra, o maior já levado a leilão no Brasil.

As empresas foram as únicas a apresentar proposta.

O consórcio vencedor é composto pela Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), GNOOC (10%), e CNPC (10%). O grupo ofereceu o lance mínimo previsto no edital, ou seja, uma participação de 41,65% para a União no óleo excedente.

Curiosamente, a Shell já foi dona de parte de Libra, mas antes da descoberta do campo. Dificuldades de exploração no então chamado bloco BS-4, em Santos, fizeram com que a empresa tivesse de devolver a área – da qual volta a ser dona após sair vitoriosa no primeiro leilão do pré-sal.

10

TN Petróleo 112

As chinesas que serão as sócias da Petrobras no Campo de Libra, cujas reservas são estimadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 15 bilhões de barris – o equivalente a duas vezes o que a Noruega possui – são a China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) e a China Petroleum & Chemical Corporation (CNPC).

A CNOOC é a terceira maior petroleira chinesa, atrás apenas da PetroChina e da Sinopec. A companhia é controlada pelo governo chinês e emprega atualmente cerca de cem mil funcionários. Com faturamento anual de quase 38 bilhões de dólares, registrou lucro de 11 bilhões de dólares em 2012 e está entre as maiores petroleiras do mundo, segundo ranking da Platts.

Em ativos, a companhia soma mais de 60 bilhões de dólares. Opera em seis áreas diferentes, que vão da exploração e desenvolvimento de petróleo a serviços financeiros.

A CNPC é a controladora da PetroChina, maior petroleira do país asiático. A companhia, por sua vez, é controlada pelo governo chinês, que detém metade de suas operações por lá. Com sede em Pequim, figura como a 12ª maior petroleira do mundo. Em 2012, seu lucro somou mais de 11,5 bilhões de dólares. A companhia tem ativos que somam 180 bilhões de dólares e receita de cerca de 400 bilhões de dólares.

A Petrobras e a necessidade de investimentos Recentemente, a Petrobras anunciou que voltou à China em busca de financiamentos, mas, desta vez, em condições mais favoráveis. Segundo o diretor financeiro da estatal, Ivan Monteiro, a petroleira negocia novo empréstimo de até US$ 2 bilhões com o Exim Bank e um adicional de US$ 1 bilhão a um contrato antigo firmado com o Industrial and Commercial Bank of China Leasing (ICBC Leasing), que envolve o afretamento de uma plataforma. A cifra se soma aos US$ 10 bilhões já obtidos com o China Development Bank (CDB), que está disposto a rever as atuais condições do empréstimo fechado no ano passado.

Se entrar em acordo com os três bancos, a Petrobras vai poder contar com um reforço de caixa de US$ 13 bilhões. Mas a liberação da maior parte desse dinheiro (US$ 10 bilhões) depende ainda de um acordo com petroleiras chinesas, as quais devem comprar 200 mil barris por dia de petróleo. Por ser um banco de fomento, o CDB atrela o financiamento à garantia de acesso ao petróleo. Contudo, até agora, não chegaram a um acordo sobre o preço desse petróleo.

Com o pires na mão, a Petrobras pode acabar entregando boa parte de nosso petróleo para os chineses.

Afinal, o petróleo ainda é nosso?

TN Petrรณleo 112

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entrevista exclusiva

Um barril

IMPORTA

por Beatriz Cardoso

É com esta premissa que a petrolífera brasileira PetroRio vem ganhando posições no mercado de óleo e gás. Com uma produção em torno de nove mil barris/dia, ela deixou claro que a meta é crescer e crescer, ao adquirir 100% do controle da Brasoil do Brasil – e, portanto, 10% de participação no campo de Manati, na bacia de Camamu (BA). Manati é o oitavo produtor de gás no país, e Camamu, a quarta maior bacia em produção deste insumo.

APROVADA PELA AGÊNCIA Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), essa operação vai promover um ‘salto’ da PetroRio no ranking nacional, onde aparece como a sexta maior operadora do país e 13ª concessionária, em produção. E deve superar quatro concorrentes com a incorporação de 2,7 mil barris/dia – volume em óleo equivalente que corresponde a 10% dos 4,3 milhões de m3 de gás natural por dia extraídos em Manati.

“Enquanto as grandes petroleiras priorizam somente campos que podem agregar grandes volumes, para a PetroRio, todo barril importa”, destaca Nelson Tanure Filho, 31 anos, diretor da empresa que aumentou em 30% a produção, mostrando que, de fato, cada barril importa para as companhias independentes. Desde que aliada a uma sólida gestão financeira, que, segundo o 12

TN Petróleo 112

executivo, no caso da PetroRio possibilita à companhia alavancar US$ 1 bilhão em investimentos, quando quiser.

TN Petróleo – O que significa alavancar US$ 1 bilhão em recursos?

Nelson Tanure Filho – Os indicadores financeiros da PetroRio são muito bons. Mesmo após a aquisição da Brasoil, temos um excelente volume de recurso em caixa (mais de R$ 600 milhões) e preservamos no balanço com pouca dívida. Nessa linha, temos capacidade de fazer aquisições de até US$ 1 bilhão através de financiamento com bancos ou trading companies sem ter que trazer sócios. São raras as companhias independentes com essa capacidade financeira, qualificada como operadora classe A, com equipe técnica experiente, condições financeiras e operacionais de assumir novos ativos. Um bom exemplo do nosso histórico foi o reconhecimento

como a melhor companhia de E&P da América Latina em 2015 pela revista inglesa World Finance.

A aquisição do controle da Brasoil foi consolidada em partes, uma vez que a companhia havia adquirido a fatia da Goldman Sachs e depois do Fundo Brascan de Petróleo, Gás e Energia (FIP Brascan), na virada do ano. A estratégia de crescimento da PetroRio vai se dar pela incorporação de ativos e empresas?

Estamos atentos a todas as oportunidades. Se houver algum projeto em desenvolvimento, com grande potencial, no qual possamos entrar como minoritário, tudo bem. Mas nosso foco são os ativos em produção ou que estão próximos de produzir o primeiro óleo.

O ativo que não é enquadrado no portfólio de uma major, como a Maersk Oil e BP, uma Petrobras, seja de quem for, é interessante para a PetroRio. Esses ativos ainda têm uma longa

Nelson Queiroz Tanure Filho, presidente da PetroRio

GERAMOS BASTANTE CAIXA EM 2015 E 2016 COM POLVO, MESMO COM O BRENT A PREÇO BAIXO, COMPROVANDO A VIABILIDADE DO CAMPO E

Foto: Divulgação

DO NOSSO MODELO.

vida econômica, desde que operados por empresas independentes, que tratam estes ativos com prioridade.

Um exemplo é o Campo de Polvo, o qual tinha previsão de vida até 2016 e que foi estendida até 2022. Portanto, a aquisição da Brasoil está alinhada com o nosso modelo de negócios e da nossa estratégia de crescimento, além de representar uma diversificação do nosso perfil de ativos e das fontes de receita. Sinalizamos isso desde o início.

Como foi possível estender a vida útil de Polvo?

A antiga operadora do campo, por ser uma major, estimava que esse campo não seria mais econômico em 2016. No entanto, geramos bastante caixa em 2015 e 2016 com Polvo, mesmo com o Brent a preço baixo, comprovando a viabilidade do campo e do nosso modelo.

Com um gerenciamento de reservatório meticuloso obtivemos maior estabilidade e menor declínio nos níveis de produção, além da extensão da vida útil desse campo. Temos também o maior índice de eficiência operacional TN Petróleo 112

13

entrevista exclusiva

da Bacia de Campos: 95% a 96%. E após as nossas intervenções, multiplicamos as reservas provadas, que eram de 2,8 milhões de barris, para 12,7 milhões de barris – podendo alcançar 20 a 25 milhões, somando as reservas prováveis e possíveis. Estes exemplos práticos da PetroRio comprovam a importância da visão de negócio das operadoras independentes.

A PetroRio também passou a ter campos em desenvolvimento em seu portfólio com a aquisição da Brasoil...

Sim, pois incorporamos ainda 100% do Campo de Pirapema, com foco em gás natural, onde já foram registradas descobertas em fase de desenvolvimento, e o bloco FZA-M-254, ambos na bacia da Foz do Rio Amazonas, na região costeira (offshore). Somos operadores nestes dois últimos. Esse será o nosso próximo passo, além de dar continuidade ao projeto de Polvo, um ativo muito especial.

O que o torna Polvo um ativo tão especial?

Polvo nos deu uma posição diferenciada no mercado e vem demonstrando, dia a dia, enorme potencial. Acabamos de fazer uma campanha de recompletação em três poços produtores. Produzimos a um determinado horizonte nestes poços, mas nossos engenheiros de reservatório entenderam que outras partes do reservatório tinham bom potencial. Assim, ampliamos o horizonte de produção nestes três poços. E com esse investimento aumentamos a produção de 7,5 para 9,5 mil barris, o que equivale a um incremento de cerca de 20%. O campo de Polvo foi adquirido em uma rodada antiga e possui áreas inexploradas. O custo de perfuração de Polvo é relativamente baixo devido ao fato de a plataforma fixa ser própria.

A empresa vai conduzir o plano de desenvolvimento dos novos ativos offshore?

Já mostramos com Polvo que somos bons na gestão e execução de produção com alto grau de eficiência.

Temos mantido o nível de produção 14

TN Petróleo 112

O PROCESSO DE FARM IN E FARM OUT NO BRASIL AINDA É LONGO E BUROCRÁTICO. ENQUANTO NOS ESTADOS UNIDOS SÃO 90 DIAS, NO BRASIL PODE DEMORAR ATÉ DOIS ANOS.

nesse campo que teve a declaração de comercialidade em 2005 e o primeiro óleo em 2007. E atingimos ótimos resultados, mantendo os mais altos níveis de segurança operacional e tendo uma gestão eficiente de custos. Polvo tem recorde de dias, que somam anos, sem acidentes com afastamento. Portanto, podemos buscar um parceiro com expertise para liderar o desenvolvimento desses dois campos na foz do Rio Amazonas, e podemos assumir e/ou contribuir na hora de operar a produção.

O que falta para estas companhias avançarem?

No Brasil, uma independente produz em torno de 5 a 10 mil barris, enquanto nos Estados Unidos, um mercado maduro, elas produzem de 100 mil a 500 mil barris. Quando avaliamos qualquer investimento, olhamos também para tudo que pode dar errado.

Se, mesmo em um cenário adverso, há possibilidade de o investimento dar certo, o negócio avança. Mas é preciso que haja uma diretriz mais equilibrada para incentivar empresas como a PetroRio a fazerem investimentos maiores. Há uma mudança importante em curso na ANP, sinali-

zando uma diretriz mais construtiva, com mais diálogo. Não podemos ter uma agência que trate com desconfiança qualquer pleito ou iniciativa do operador. Estou otimista com as mudanças, porque o modelo de fiscalização com multas, tratando as empresas (e o investidor) como suspeitas, produziu um resultado muito ruim: a evasão do investimento, com investidores indo para outros países, como o México, por exemplo.

Mas não depende somente da ANP...

Claro que não! Uma das atribuições da Agência é criar e fiscalizar o cumprimento das regras, do marco regulatório, assegurando que todas as empresas, grandes e pequenas, estejam atuando de forma correta.

Cabe à ANP, também, junto com o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e o Ministério de Minas e Energia (MME), criar um ambiente propício para que haja uma maximização da produção desse petróleo que pertence à União.

Incluindo investimentos na aquisição de novos ativos?

O processo de farm in e farm out no Brasil ainda é longo e burocrático. Enquanto nos Estados Unidos são 90 dias, no Brasil pode demorar até dois anos.

Além do mais, a regulamentação atual exige um excessivo número de garantias financeiras para um novo comprador. Garantias que quando flexibilizadas poderiam destravar uma série de investimentos para aumento de produção e longevidade. Soluções simples que ajudariam a criar um mercado de empresas independentes gerando, assim, mais empregos, royalties e riquezas.

Com certeza, sobretudo no caso das independentes. Com as mudanças que já começam a ocorrer na ANP, acredito que haverá um tratamento mais equilibrado. A agência deve analisar com mais cuidado os processos de farm in/farm out, analisar caso a caso para fazer exigências que permitam o investimento e desenvolvimento de um

Todo barril importa

ativo. Não se pode exigir o pagamento, hoje, de algo que acontecerá em um futuro distante, ainda mais em detrimento do investimento para aumentar a produção de petróleo. É difícil fomentar a indústria ao cobrar de uma empresa que adquire um campo maduro aquilo que não foi exigido da concessionária anterior, que já retirou grandes volumes de petróleo daquele ativo.

Esse tem sido um ponto crítico nas operações de farm out?

Sim. E vai contra as próprias metas da União, que formulou as concessões justamente para maximizar a produção de petróleo e gás natural, que tem uma vida útil econômica muito grande.

Quanto mais ativos tivermos com uma produção alongada, mais recursos vão arrecadar a União, estados e municípios. Não dá para arrecadar tudo hoje e colocar o amanhã em risco. A indústria tem muitos anos de vida pela frente,

ainda que a matriz energética do mundo deva caminhar para uma produção mais limpa, de fontes renováveis. Mas ainda há um ciclo grande pela frente.

Qual o segredo do sucesso da PetroRio? O diferencial da empresa são as pessoas, a cultura de dono. A Petrobras é excelente, mas por ser gigante, a tomada de decisões para utilizar, por exemplo, injeção de um tipo de polímero, pode levar dois, três anos. Na PetroRio, essa decisão é mais rápida, de três a seis meses, entre testar, chamar empresas, fornecedoras e aplicar. Isso se deve à cultura de dono, na qual a remuneração dos gestores tem relação direta com a produção.

Além de incentivar essa cultura de dono, criamos um ambiente em que a informação flui: fazemos reuniões trimestrais mobilizando todos os integrantes da companhia.

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Todos podem opinar, dar ideias?

Sim. Nosso mantra é que a única hierarquia que seguimos é a hierarquia das ideias. Incentivamos todo mundo a falar, a ter mais autonomia, até porque terão de apresentar tudo o que querem fazer para os outros criticarem ou elogiarem. Temos uma área técnica com total autonomia, para buscar o que há de mais moderno no mundo. Se não fizer sentido financeiro, não fazemos o investimento. É a filosofia de produção. Por que Polvo produz mais, de maneira econômica?

Porque todos se importam com essa produção. Para nós, todo barril é importante. Se houver uma maneira de aumentar a produção, em qualquer área, da geologia à engenharia, vamos estudar seriamente para fazer aquilo acontecer. Mas reitero que os principais ativos da PetroRio são as pessoas e a cultura.

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rodada de licitações

nova Brasil terá

temporada de licitações por Beatriz Cardoso

O

Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que se reuniu pela primeira vez este ano no dia 11 de abril, sinaliza que está aberta definitivamente uma nova temporada de licitações para os investidores nacionais e estrangeiros que tiverem interesse na exploração das bacias brasileiras ou que desejarem aumentar seu portfólio de ativos no país.

“O CNPE de hoje retoma para o mercado de óleo e gás e para o

16 TN TNPetróleo TB Petroleum Petróleo112 11238

cenário internacional não só a volta das realizações dos leilões, como das áreas do pré-sal, mas também um calendário para realização de leilões nos próximos anos”, afirmou o ministro Fernando Coelho Filho, o qual presidiu a sessão extraordinária realizada na sede do ministério de Minas e Energia (MME).

Rodada do pré-sal O CNPE aprovou a 3ª rodada de licitações pelo regime de partilha, no pré-sal, prevista para novembro, na qual serão ofertadas quatro áreas lo-

calizadas nas bacias de Campos e Santos, na região do polígono do pré-sal, relativas aos prospectos d e Pa u - B r a s i l , Peroba, Alto de Cabo Frio-Oeste e Alto de Cabo Frio-Central.

Ela deverá se realizar após a 2ª rodada, já aprovada na última reunião do CNPE de 2016, que vai oferecer quatro áreas unitizáveis do pré-sal no campo de Sapinhoá

passado. “Isso movimenta a indústria de contratação, de sísmica e de pesquisa porque as empresas irão se debruçar em cima desses ativos e dessas áreas que serão ofertadas em 2017/2018. Sem dúvida nenhuma, isso trará um novo dinamismo para a indústria de óleo e gás".

Participaram da reunião os secretários executivos dos ministérios da Fazenda, Daniel Sigelmann; do Meio Ambiente, Marcelo Cruz; da Indústria, Comércio Exterior e Serviços, Marcos Jorge de Lima; do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão, Esteves Colnago, secretário-executivo do Ministério do Planejamento, Desenvolvimento e Gestão; e do MME, Paulo Pedrosa, além de Décio Oddone, diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Quatro leilões de blocos sob regime de partilha na área do pré-sal e sete rodadas para blocos exploratórios e campos maduros em 14 bacias integram o calendário aprovado pelo CNPE, que reviu os índices de conteúdo local.

Ilustração: TN Petróleo

Novos leilões

e dos prospectos de Carcará (Bloco BM-S-8) e Gato do Mato (S-M-518), na Bacia de Santos, e do Campo de Tartaruga Verde (Jazida de Tartaruga Mestiça, antigo Bloco C-M-401), na Bacia de Campos.

Também já estão programadas mais duas rodadas no regime de partilha. A quarta, em 2018, para a qual deverão ser avaliados os prospectos de Saturno, Três Marias e Uirapuru, na Bacia de Santos, e os blocos exploratórios C-M-537, C-M-655, C-M-657 e C-M-709, situados na Bacia de Campos. A quinta rodada,

prevista para o segundo semestre de 2019, deverá oferecer os prospectos de Aram, Sudeste de Lula, Sul e Sudoeste de Júpiter e Bumerangue, todos na Bacia de Santos.

“Com as novas mudanças que foram feitas pelo governo, principalmente na questão do operador único do pré-sal, esperamos que com isso, e com o tempo prévio que está sendo dado, as empresas terão tempo suficiente para aprovar os orçamentos”, destacou o ministro, referindo-se ao fim do operador único, sancionado no final do ano

Fo i a p r o v a d o u m c a l e n d ário plurianual de rodadas de licitações, até então inédito no Brasil, de blocos exploratórios, concessão e partilha, e de campos terrestres maduros. A medida confere previsibilidade aos investidores e empresas do setor, o que aumenta a atratividade do país.

Na visão do CNPE, isso vai permitir aos investidores melhor planejamento com consequente intensificação das atividades de exploração e produção interna, que se reflete, no curtíssimo prazo, em estudos para aquisição de dados geológicos e geofísicos.

O calendário prevê a realização, ainda este ano, de três rodadas de licitações, na modalidade de concessão, de campos terrestres maduros (acumulações marginais): a primeira, já aprovada antes, para esse ano e mais dois leilões, com áreas ainda a serem definidas, para maio de 2018 e o segundo semestre de 2019.

Ainda este ano teremos a 14ª rodada de licitações de blocos exploTB TNPetroleum Petróleo 112 38

17

Foto: Agência Petrobras

rodada de licitações

Extensão do Prazo Exploratório da 12ª Rodada Considerando os baixos preços do petróleo no mercado internacional, com a consequente redução da capacidade de investimentos das empresas petroleiras atuantes no Brasil, o CNPE recomendou que a ANP analise a prorrogação da fase de exploração dos contratos de blocos outorgados na 12ª rodada de licitações, ocorrida em novembro de 2013, considerando não apenas as cláusulas contratuais, mas também o objetivo maior do interesse nacional e a preservação dos investimentos no país. A possibilidade de prorrogação da fase de exploração é prevista no edital e no contrato, a depender de critérios da ANP. ratórios, na modalidade de concessão, que estão concentrados em 29 setores localizados em cinco bacias sedimentares marítimas e, em seis bacias sedimentares terrestres: Em mar: Campos (SC-AP1 e SC-AP3), Sergipe-Alagoas (SSEAL-AP1, SSEAL-AP2 e SSEAL-AUP2), Espírito Santo (SES-AP1 e SES-AP2), Santos (SS-AR3, SS-AR4 e SS-AP4) e Pelotas (SP-AP4 e SP-AUP4).

Em terra: Parnaíba (SPN-N e SPN-SE), Paraná (SPAR-CN), Potiguar (SPOT-T1B, SPOT-T2, 18

TN Petróleo 112

SPOT-T4 e SPOT-T5), Recôncavo (SREC-T1, SREC-T2, SREC-T3 e SREC-T4), Sergipe-Alagoas (SSEAL-T1, SSEAL-T2, SSEAL-T4 e SSEAL-T5) e Espírito Santo (SES-T4 e SES-T6).

Para 2018, já está aprovada a 15ª rodada, prevista para maio, que deverá ofertar blocos das bacias marítimas da Foz do Amazonas (setores SFZA-AP1, AP2, AR1 e AR2), do Ceará (setores SCE-AP2 e AP3) e Potiguar (setores SPOT-AP1, AP2 e AR2), de águas ultraprofundas fora do Polígono do pré-sal das bacias de Campos (setor SC-AP4) e de Santos (setor SS-AUP1), e das bacias terrestres do Paraná (setores SPAR-N e CN) e do Parnaíba (setores SPN-SE e N), além de blocos de setores terrestres das bacias de Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Potiguar e Espírito Santo.

No segundo semestre de 2019, deverá ocorrer a 16ª rodada, abrangendo blocos das bacias de Camamu-Almada (setores SCAL-AP1 e AP2) e Jacuípe (setor SJA-AP) e de águas ultraprofundas fora do Polígono do pré-sal das bacias de Campos (setor SC-AP5) e de Santos (setor SS-AUP5), e das bacias terrestres do Solimões (setor SSOL-C) e Parecis (setores SPRC-L e O), além de blocos de setores terrestres das bacias de Sergipe-Alagoas, Recôncavo, Potiguar e Espírito Santo.

Conteúdo local O CNPE também definiu regras de conteúdo local para todas as licitações. A partir da 4ª rodada de áreas terrestres com acumulações marginais de petróleo e gás natural o conteúdo local não será objeto de exigência contratual.

No caso de individualizações da produção (áreas unitizáveis do pré-sal), em situações onde as jazidas de petróleo e gás natural se estendam para áreas não contratadas, as regras de conteúdo local aplicáveis a elas não poderão criar obrigações

adicionais em relação às que são pertinentes à(s) área(s) sob contrato adjacente.

“O Conteúdo Local mínimo obrigatório a ser exigido em cada área não contratada unitizável da 2ª rodada de licitações, sob o regime de partilha de produção na área do pré-sal, deverá ser igual às condições exigidas a esse título nos contratos das áreas adjacentes”, decidiram os membros do CNPE. O conteúdo local mínimo obrigatório a ser exigido em cada área da 3ª rodada de licitações sob o regime de partilha de produção, na área do pré-sal, atenderá aos seguintes critérios: a) Fase de Exploração com mínimo obrigatório global de 18%; b) Etapa de Desenvolvimento da Produção: 25% para Construção de Poço; 40% para o Sistema de Coleta e Escoamento, e 25% para a Unidade Estacionária de Produção.

Já o conteúdo local mínimo obrigatório, a ser exigido na 14ª rodada sob regime de concessão, atenderá aos seguintes critérios: a) os compromissos de Conteúdo Local serão definidos em cláusulas específicas do Contrato e não serão adotados como critério de julgamento das ofertas na Licitação; b) para Blocos em Terra, os percentuais mínimos de Conteúdo Local obrigatório serão os seguintes: • fase de Exploração com mínimo obrigatório global de 50%; • etapa de Desenvolvimento da Produção com mínimo obrigatório global de 50%. c) para Blocos em Mar, os percentuais mínimos de Conteúdo Local obrigatório serão os seguintes: • fase de Exploração com mínimo obrigatório global de 18%; • etapa de Desenvolvimento da Produção: 25% para Construção de Poço; 40% para o Sistema de Coleta e Escoamento; e 25% para a Unidade Estacionária de Produção.

TN Petrรณleo 112

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impasse

O ‘xerife’ vai

Foto: Divulgação

regular ou negociar?

Pedido de waiver para isenção do cumprimento das exigências contratuais de conteúdo local do FPSO Libra 1 coloca em xeque a ANP

O

debate aqui será técnico. O debate político acontece em Brasília”, afirmou José Gutman, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), ao abrir a audiência pública sobre o pedido da Petrobras de

20

TN Petróleo 112

por Beatriz Cardoso

exoneração das obrigações de cumprimento de conteúdo local (CL) na contratação de bens e serviços relativos à plataforma que vai operar no campo de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos.

No entanto, o que se viu nos meses anteriores, durante e após as explanações feitas pelas diversas partes interessadas nessa audiência pública realizada no dia 18 de abril – com número recorde de inscritos (278 pessoas) e manifestação de 27 entidades – assim como nos

dias posteriores, é que esse debate vai muito além do aspecto técnico, adentrando a seara política.

A exoneração é mais um capítulo de uma batalha iniciada no ano passado, quando a Petrobras postulou a necessidade de fazer uma licitação internacional, devido aos preços excessivos que teriam sido apresentados em duas tomadas internas de preço, feitas em abril e julho de 2016. A estatal argumentou que o preço ficou 40% superior ao estimado pela empresa.

O waiver é um pedido de perdão antecipado, que isentaria o consórcio de Libra, integrado pela Petrobras, Shell, Total, CNOOC, CNPC, de multas futuras por não cumprir as exigências de CL estabelecidos no contrato de exploração desse ativo, único em exploração sob regime de partilha. Ou seja: uma permissão para construir a unidade lá fora.

O que levou o Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval) a entrar com ação na Justiça. Em março, o Tribunal Regional Federal da Primeira Região (TRF-1) permitiu que a Petrobras realize a licitação internacional, mas determinou que não contrate as obras até que a ANP se posicione. Daí a expectativa em torno da audiência, realizada no Centro Cultural da FGV, no Rio de Janeiro, espaço escolhido pela ANP para abrigar cerca de 300 pessoas – o triplo do público médio das audiências mais importantes promovidas desde a criação da agência.

Será tudo ou nada?

Por ser um recurso que vem sendo negado sistematicamente pela ANP até agora, o pedido de waiver para o megaprojeto de Libra coloca em xeque o papel da ‘xerife’ do setor de óleo e gás – a agência havia estabelecido algumas ações prioritárias para 2017, para melhorar o ambiente de negócios e contribuir para o aumento da transparência e produtividade.

O processo do waiver demandará jogo de cintura da ANP para cumprir seu papel como reguladora, e fazer valer as cláusulas contratuais, ao mesmo tempo em que terá de buscar negociar e mediar esse conflito de interesses que mobiliza operadoras nacionais e estrangeiras, a indústria de bens e serviços – e entidades setoriais que a representam.

Agenda de negociações DESDE O INÍCIO DE 2017, após a posse da nova diretoria da ANP, foram realizadas várias reuniões que mostram o empenho da Petrobras e do IBP em agilizar o processo do waiver. Reuniões com petroleiras é fato recorrente na agenda da ANP, que recebeu este ano a Exxon, Shell, Chevron, Statoil, Total, Repsol Sinopec, PetroRio, entre outras.

Normal também que a Petrobras seja mais assídua, já que é a maior produtora do país. Mas alguns desses encontros, entre as cerca de 20 reuniões mantidas nos quatro primeiros meses, sinalizam uma negociação em andamento.

Em janeiro, a Petrobras, que recebeu Décio Oddone no dia 6, conversou com diretores da ANP em seis ocasiões, duas delas acompanhada pelo IBP, que teve cerca de uma dezena de reuniões na agência em quatro meses.

No dia 14 de fevereiro, seis dias após a ANP abrir a consulta pública sobre o pedido de waiver, seu colegiado (ou seja, todos os diretores) recebeu representantes das cinco empresas que formam o consórcio de Libra: Petrobras,

a anglo-holandesa Shell, a francesa Total, e as chinesas CNOOC e CNPC. No dia anterior a este encontro, haviam estado com Oddone executivos da Petrobras e da Pré-Sal Petróleo S/A (PPSA), empresa vinculada ao Ministério de Minas e Energia e que atua em todas as questões vinculadas ao pré-sal, incluindo o que está em regime de partilha.

A PPSA, além de participar de reuniões na ANP, receberia em sua sede diretores da agência, representantes da Petrobras e do MME no dia 10 de março. No dia 13, quando a ANP publica no Diário Oficial da União o adiamento da consulta pública para 18 de abril, quatro de seus diretores se reúnem com a estatal no final do dia.

São comuns também as reuniões entre ANP e MME. Contudo, chama a atenção o fato de, após a audiência do dia 18 de abril, no período da tarde, tenha havido uma teleconferência entre ANP, Petrobras e MME. Oito dias depois foi a vez do IBP, Shell e Statoil se reunirem com o colegiado da agência. Na primeira semana de maio, o diretor José Gutman teve reuniões com a PPSA e o MME, enquanto os demais dirigentes da ANP embarcaram para participar da OTC, em Houston (EUA).

Some-se a isso a posição do governo federal, que já promoveu mudanças nas regras de CL para as rodadas deste ano e anunciou estudos para rever as diretrizes dessa política. Ainda assim, ela não poderá ‘interpretar ’ as cláusulas olhando apenas um lado. O próprio Gutman acabaria por sinalizar isso ao declarar que “não vai ser necessariamente tudo (100% de isenção) ou nada”, após a sessão que durou pouco mais de quatro horas.

O diretor da ANP observou que o contrato inclui índices de CL diferentes para cerca de 45 itens na construção da unidade estacionária

de produção (UEP) do tipo FPSO (navios com capacidade de processar, armazenar e escoar a produção de petróleo e/ou gás natural). O que demandará a “análise de cada item e subitem para a ANP decidir se indefere ou não o waiver ou se aplicará o ajuste (do CL)”, disse Gutman, lembrando que há cláusula prevendo o ajuste dos percentuais.

“Queremos maximizar o conteúdo local dentro do possível”, concluiria ele, talvez para atenuar o comentário feito no início da audiência, no qual alegou que essa exigência não traria nenhum benefício ao país, se não houver investiTN Petróleo 112

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impasse

Conteúdo nacional

estratégicos da indústria e aqueles com potencial para se tornarem exportadores, um aspecto que vem sendo defendido pelo IBP, mas que gera desconfiança no seio da cadeia produtiva.

Responsável pela secretaria executiva do Pedefor (Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural), Gandini tem ouvido de representantes da cadeia produtiva que as empresas não têm sido ouvidas nos processos de regulamentação do Pedefor, da mesma forma que não foram consultadas na tomada de preços feita pela Petrobras, desencadeadora do processo de waiver.

Ou seja, ainda há um longo caminho para que essa questão chegue a um consenso. O que dependerá, acima de tudo, de maior transparência e vontade política para que tão importante ferramenta de promoção e alavancagem da indústria nacional não acabe ‘indo pelo ralo’.

dores/operadoras interessados em desenvolver atividades no Brasil.

Como se o pré-sal e o potencial de outras bacias brasileiras, em terra e mar, não fossem atrativos suficientes para atrair investidores. Prova disso são as cerca de 40 empresas

que estão produzindo hidrocarbonetos no país (petróleo ou gás), dentro de uma lista de quase 120 ‘concessionárias e grupos atuantes’ informada pela própria agência (e que entraram no mercado local a partir de 2000).

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Foto: Agência Petrobras

AINDA QUE REPRESENTANTES das operadoras, na própria audiência, tenham afirmado que o debate em torno da revisão do conteúdo nacional é um tema já esgotado, uma vez que o governo federal anunciou essa decisão e fez alterações nas regras para os próximos leilões, o assunto ainda não está definido.

A despeito do açodamento de executivos e autoridades, o governo federal havia elaborado uma agenda para fazer essa revisão de forma mais transparente.

Em outubro de 2016, o mesmo tinha afirmado que as mudanças seriam feitas em duas etapas. A primeira, para agilizar os leilões previstos para este ano, e a segunda, mais técnica, dependeria da conclusão de três estudos a serem contratados, para definir as demais rodadas, de 2018 em diante.

Os estudos deveriam ser contratados ainda naquele ano pelo Ministério de Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC). Em reunião na Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan), a diretora do Departamento de Indústrias para a Mobilidade e Logística do MDIC, Margarete Gandini, afirmou que o MDIC estava contratando os estudos mencionados em função das diversas críticas recebidas pelo governo, principalmente pelo relatório do TCU, de que os índices de CL praticados não haviam sido estabelecidos considerando uma base técnica consolidada.

O primeiro estudo objetiva fazer um diagnóstico da oferta de bens e serviços da indústria local. O segundo levantamento visa avaliar os resultados dessa política desde a rodada zero (1998) até agora. Já o terceiro, buscará identificar os setores

Isenção é readequação Mais da metade das quatro horas da audiência foi ocupada pelos 15 inscritos. Eles tinham de expor seus argumentos em cinco minutos, com exceção do representante da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), que falou em nome de outra entidade do setor, ficando com dez minutos. E da advogada Daniela Santos, do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), pois esta utilizou também o tempo de quatro associadas, ficando com 25 minutos.

Todos tiveram seus tempos monitorados por Daniela Corrêa Godoy Martins, chefe da coordenadoria de CL da ANP, que presidiu a mesa da audiência, da qual participou ainda o procurador-geral da agência, Evandro Pereira Caldas.

Coube a Fernando Borges, gerente executivo da Petrobras no empreendimento, representando o consórcio operador de Libra, fazer a defesa do waiver. Ele reiterou a necessidade desse perdão, fundamentado essencialmente em um dos pontos previstos em contrato para exoneração do compromisso de CL: preços excessivos apresentados nas duas tomadas de preços feitas pela Petrobras em abril e julho de 2016, além da impossibilidade de estaleiros atenderem aos prazos.

Segundo ele, somente a ‘readequação’ de CL permitirá a “continuidade do projeto”, alegando que parte da plataforma de Libra será ‘construída’ no Brasil, “à semelhança das quatro últimas unidades do pré-sal”. Referia-se aos quatro FPSO, que entraram em operação a partir de 2015, com casco asiático e integração em dois estaleiros locais, Brasfels (Cidade de Itaguaí e Cidade de Caraguatatuba) e Brasas (Cidade de Maricá e Cidade de Saquarema), sendo que este

último tem como sócia a holandesa SBM, que participou da tomada de preços feita pela estatal para construção lá fora.

A defesa do waiver foi complementada pelo secretário executivo de Exploração & Produção do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Antonio Guimarães, que destacou dois aspectos: o da segurança jurídica (regulamentação) e a forma de contratação e contabilização, sem maiores explanações.

Marcação na grande área Todos os demais inscritos refutaram pontos da argumentação do consórcio de Libra e do IBP. Além da Abimaq e do Sinaval, usaram o tempo previsto as associações brasileiras de Consultoras de Engenharia (ABCE) e da Indústria de Tubos e Acessórios de Metal (Abitam), o Sindicato Nacional da Indústria de Máquina (Sindmaq), além de empresas do setor, como os estaleiros Brasa, Atlântico Sul, Ecovix, Techint, entre outras.

Mas foi o Sinaval, representado pela já citada advogada Daniela Santos, que deu o tom da audiência. “Ilegalidade. Senhores, hoje estamos falando de um pedido ilegal de waiver, porque é contrário às normas contratuais e legais que disciplinam a matéria”, pontuou ela. E apresentou a posição do Sinaval, refutando e desconstruindo argumentos do documento de 158 páginas protocolado pela Coordenadoria de Conteúdo Local da Petrobras na ANP na manhã do dia 18 de janeiro. Coincidentemente, um dia depois do recém-empossado diretor-geral da ANP Décio Oddone receber o Sinaval, que questionou o levantamento de preços feitos pela Petrobras sem que houvesse consulta a diversos estaleiros associados, assim como a empresas dessa cadeia produtiva.

“Circunstâncias como o aumento do preço do barril do petróleo, crise econômica e política, parecer do TCU, alteração da política industrial, entre outras situações narradas no pedido do waiver, não legitimam sua concessão, nos termos da Cláusula 25.8 do Contrato de Partilha de Produção (CPP), portanto devem ser desconsiderados na análise desta matéria”, observou a entidade. A mesma cláusula citada pela ABCE, a qual estabelece que a exoneração não se aplica aos itens da engenharia básica, estando o waiver desrespeitando o contrato.

“A insegurança jurídica e regulatória decorre justamente do descumprimento de um contrato celebrado e válido. Licitar sem CL é descumprimento contratual. Licitar sem a participação de fornecedores brasileiros de bens e serviços é também descumprimento contratual”, frisou a advogada do Sinaval.

Cada item do processo foi rebatido e questionado, sobretudo os números ocultos (valores e custos, mote do waiver) por questões de confidencialidade, assim como imagens dos estaleiros, de 2014, que o Sinaval lembrou que não condiziam com as reais condições do mesmo quando a consulta foi feita, dois anos depois.

“As informações deveriam ser disponibilizadas e devidamente analisadas pela indústria nacional... Essa audiência pública trata apenas de uma parte do pedido de waiver e não da sua totalidade, que é ilegítima. Podemos afirmar com toda segurança que não há no processo administrativo fundamentos para concessão do pedido de waiver apresentado pela Petrobrás. Há, sim, argumentos acessórios, ameaças e pressões para legitimar um processo ilegal”, finalizou Daniela Santos.

Da primeira à última linha do documento do Sinaval houve o mais entusiástico aplauso ouvido

Foto: Cortesia SBM Offshore

O ‘xerife’ vai regular ou negociar?

até então nessa audiência. “Dessa vez, o 7X1 foi nosso!”, comemorou um executivo, lembrando a triste semifinal da Copa do Mundo de 2014, ressalvando que o fato não definia o resultado final.

Em Houston (EUA), durante a Offshore Technology Conference (OTC), realizada de 1º a 4 de maio, a Petrobras fez questão de divulgar boas novas sobre Libra. “A intensa colaboração entre os parceiros da área de Libra em busca das tecnologias necessárias para maximizar o valor do projeto já possibilitou uma redução de cerca de US$ 13/barril no preço de equilíbrio (break-even) do empreendimento”, afirmou Fernando Borges, no painel ‘Projeto de Libra: reduzindo o preço de equilíbrio e preparando o primeiro óleo’, realizado dia 2, no evento. Apesar dessa redução, Borges alegou que o projeto enfrentará problemas se não houver uma ‘readequação de conteúdo local’, a partir da aprovação do waiver, em análise na ANP. TN Petróleo 112

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eventos

ANP promove debate sobre aumento do fator de

recuperação por Beatriz Cardoso

Primeiro seminário da Agência com este tema reuniu mais de 30 empresas nacionais e estrangeiras.

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Foto: Divulgação

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epresentantes das principais petrolíferas atuantes no Brasil, fornecedores de bens e serviços, universidades e técnicos do Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) participaram do 1º Seminário sobre Aumento do Fator de Recuperação, realizado nos dias 23 e 24 de março, no Hotel Prodigy Santos Dumont, no aeroporto do Rio de Janeiro (RJ).

Promovido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o evento teve uma programação robusta, com 32 palestras sobre tecnologias alternativas, melhores práticas e os desafios para aumentar a longevidade e o fator de recuperação de campos onshore e offshore no Brasil, bem como exemplos e estudos de casos de outros países.

Inovações tecnológicas e metodológicas podem aumentar o fator de recuperação (FR), que é o percentual extraído de um reservatório de petróleo em relação ao volume total estimado. Ele varia em função do tipo de reservatório (porosidade das rochas) e das características do

petróleo (mais ou menos leve). No Brasil, esse fator é considerado baixo – em média, 20% –, o que motiva a ANP a incentivar debates e iniciativas que elevem esta marca (no Reino Unido o fator chega a 46% e, na Noruega, 70%).

Promover ações para aumentar o fator de recuperação está na lista de ações prioritárias da ANP para 2017.

“Nesse tema, os desafios não são somente técnicos: envolvem regulação, espírito empresarial e finanças”, avaliou o diretor-geral da ANP, Décio Oddone. “Este seminário é um divisor de águas, um evento histórico”, disse o diretor da ANP José Gutman.

Ambos compuseram a mesa de abertura do seminário, também integrada pelo diretor do Departamento de Políticas de E&P do Ministério

de Minas e Energia (MME), João Vicente Vieira; e pelo presidente do IBP, José Camargo.

Além das palestras de especialistas e representantes da indústria, o evento proporcionou debates técnicos e permitiu à ANP receber contribuições do mercado sobre formas de fomentar o aumento do fator de recuperação e a atração de investimentos ao país, de modo a criar um plano de ação que será compartilhado com toda a indústria.

O seminário acontece em um ano em que estão previstas quatro rodadas de licitações, incluída a 4ª Rodada de Áreas com Acumulações Marginais; e em pleno andamento do projeto Topázio, que prevê a devolução, pela Petrobras, de vários campos maduros.

Ano 5 • nº 50 • maio de 2017 • www.tnsustentavel.com.br

Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem

Travelers promove conferência com especialistas em energias renováveis

Foto: Divulgação

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Travelers Seguros realizou no dia 14 de março a primeira edição do Travelers International Summit no Brasil, com foco em gestão de riscos em energias renováveis. O evento aconteceu em São Paulo, em um ambiente especialmente caracterizado, com estrutura de áudio e projeção de ponta.

O evento, que contou com presença de 80 pessoas, dentre corretores, clientes, resseguradoras e parceiros, teve como objetivo fomentar melhores práticas de controle de risco no setor de energias renováveis. As palestras, realizadas por especialistas estrangeiros e nacionais, abordaram tendências e perspectivas do setor, casos de sinistros, importância da gestão de riscos no mercado e riscos na operação de guindastes e gruas, além de soluções da Travelers para energias renováveis.

“O mercado tem respondido de forma positiva à solução que estamos desenvolvendo, uma vez que inclui um conjunto abrangente de produtos e serviços que atendem aos riscos inerentes do setor de energias renováveis. Pretendemos continuar promovendo melhorias e compartilhando

nossa experiência”, afirma Leonardo Semenovitch, diretor-presidente da Travelers Seguros.

No ano passado, a Travelers lançou uma solução de seguro patrimonial e de responsabilidades para o mercado de energia renovável brasileiro, com foco em construção e operação de

projetos de energia solar e eólica.

O seguro está disponível para empresários, investidores e construtores do setor de geração de energia renovável, contemplando desde o segmento de microgeração (pequenos geradores), até projetos com valores contratuais expressivos. A solução oferece Seguro Patrimonial, Riscos de Engenharia, Responsabilidade Civil e Riscos Operacionais, além de oferecer expertise em Resseguro.

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suplemento especial

Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade

A jornada interior do líder

“Quem olha para fora, sonha. Quem olha para dentro, desperta.” (Carl Gustav Jung)

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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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endas caindo, muitas reclamações de clientes, alto turnover de vendedores. O que está havendo? Nem sempre a solução para um problema comercial se encontra apenas na esfera das questões mercadológicas.

Há muita chance de que o problema fundamental permaneça escondido nas entranhas da organização. E a solução pode se encontrar na mudança de atitudes, postura e exemplos do líder máximo.

Como num círculo vicioso, um líder desorganizado, desfocado, ou, ainda, autoritário, estimula comportamentos em sua equipe direta que são repassados, na maior parte das vezes, a toda a estrutura organizacional. A cultura, o modus operandi das pessoas acaba refletindo os valores e crenças desse líder e suas idiossincrasias. A história nos dá inúmeros exemplos disso. Negócios podem ser destruídos por tal comportamento, ou mesmo um país pode “quebrar” com as atitudes e visões incorretas de seu líder máximo (qualquer semelhança com casos conhecidos não é mera coincidência).

E, assim, nesse círculo vicioso, os clientes acabam recebendo a carga de frustrações que percola a empresa. Mas, o cliente pode ser entendido como um público externo que não se identifica com a empresa por laços trabalhistas, não tem motivos para sofrer calado. O que ele faz, então, ao receber indiretamente essa cultura velada da empresa? Não compra, reclama do que comprou, fica insatisfeito com o atendimento e ainda legitima a insatisfação dos colaboradores da linha de frente da organização (que procuram por novas oportunidades em outras empresas, impactando o turnover...).

Trocar de líder é algo que pode fazer sentido em um quadro como este, na constatação de um círculo vicioso que retroalimenta maus resultados. Mas, e se a substituição do líder não for algo factível?

A primeira providência é torná-lo consciente das consequências de suas atitudes. O que não é nada fácil! Geralmente, há uma “cegueira conceitual” no líder com esse padrão de comportamento e há ainda certa arrogância e prepotência associada à responsabilidade de quem está em posição de comando.

A grande pergunta é: quem irá conscientizá-lo disso? Se a empresa tiver um Conselho de Administração, este é o colegiado que deveria realizar tal missão.

Ou, ainda, um diretor de RH experimentado e independente, com confiança e maturidade para desafiar produtivamente seu chefe. Ou mesmo quando a

Foto: FreeImages

empresa dispõe de coaches externos e um deles seja qualificado para trabalhar com alta gestão, tendo a simpatia do líder para trabalhar diretamente com ele.

Vamos, então, supor que essa conscientização seja conseguida por meio de alguma das alternativas acima.

O segundo passo é despertar nele o desejo de mudança, algo que só ele pode decidir. Afinal, ninguém muda ninguém. Apenas a própria pessoa pode decidir mudar.

Nenhuma aventura de transformação de si próprio pode ser empreendida sem que o viajante assim o queira, e o queira ardentemente, pois as barreiras e desafios irão desanimar os que não estão firmes em seu propósito.

A terceira, e derradeira etapa, é o que chamamos de “jornada interior do líder”. É preciso descer aos recônditos de sua própria alma, desnudar suas forças e fraquezas, compreender sua luz própria e o que causa sombras. Só por meio dessa jornada, empreendida de forma séria e constante, o líder poderá dar a volta por cima no círculo vicioso que catalisou na cultura e ambiente de sua empresa.

A “jornada interior do líder” é a viagem de autoconhecimento e de autotransformação que todas as pessoas em posição de liderança deveriam empreender constantemente, mesmo que as coisas estejam bem. Pois sempre podem ficar melhor! Tornar-se um ser humano mais pre-

parado, que é mestre de si mesmo e que sabe utilizar a força construtiva do amor é chave para que o processo de liderança seja bem-sucedido em direção a resultados superiores para todos os públicos de uma empresa.

Líderes são treinados para olhar para fora; criam visões do futuro e assim sonham. Isso é crucial. O mercado e os clientes estão lá, no front externo. O contexto, as condições do ambiente, as variáveis relevantes estão fora da empresa. Mas, frequentemente, se esquecem de olhar para dentro (e não queremos dizer aqui ‘para dentro de sua organização’, mas para dentro de si mesmo).

Quem assim o faz, desperta. E despertando, catalisa valores fundamentais para o processo de geração de valor no longo prazo. Esse é o significado da frase de Jung no início deste artigo.

A “jornada interior do líder ” é o processo rico e insofismável de transformar-se a si mesmo. Mas, o que é essa transformação senão o caminhar constante, gradual e progressivo em direção ao que há de melhor dentro de si! A transmutação de seu próprio chumbo em ouro filosofal é a via espetacular de eliminar as impurezas de sua alma e torná-la brilhante, límpida e transparente de sua própria essência!

Quem se habilita a realizar essa jornada?

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pessoas

Mulheres assumem novas posições de liderança na DOW

Executivas serão responsáveis pela direção comercial dos negócios da empresa e pela diretoria financeira para a América Latina.

SEGUINDO SUA diretriz em Engenharia Química global de buscar a diverpela Escola Politécnica sidade e de fomentar a da Universidade de São representatividade das Paulo, Daniella também mulheres em sua força é mestre em Adminisde trabalho, a Dow, emtração de Empresas presa do setor químico, pela Fundação Getúlio anuncia quatro executivas Vargas. que assumiram posições A busca pela diversida alta liderança para a dade e equidade de América Latina. gêneros – A Dow entenAna Carolina Harade que a diversidade é cemiv, que iniciou sua uma vantagem compecarreira na Dow em 1996, titiva. A cultura de diassumiu o negócio de Poversidade e inclusão da Ana Carolina Haracemiv Daniella Souza Miranda liuretanos da Dow para a empresa é apoiada por América Latina, com a meta de garanção de Negócios da Universidade de ações que contribuem para um local tir o crescimento estratégico e contíStanford, na Califórnia, EUA. de trabalho caracterizado pelo resnuo dos mercados desse negócio. Ela Daniella Souza Miranda foi nopeito e no qual as pessoas valorizam também é responsável pela diretoria meada diretora de Negócios da unidiversas perspectivas. Parte dessas do negócio de Soluções Industriais dade de Coating Materials e Dow Perações tem como objetivo equilibrar da companhia na região desde 2016. formance Monômeros para a América a representatividade das mulheres Bacharel em Engenharia Química Latina, tendo como responsabilidade em sua força de trabalho, no qual as pela Universidade Federal do Paraconsolidar a posição de liderança desmulheres já correspondem a 40% do ná, possui Mestrado em Engenharia ses negócios na região. A executiva quadro geral da empresa. O número de Produção com ênfase em Gestão continua como presidente e diretora se repete na liderança executiva da Estratégica pela Universidade de de Vendas de Performance Materials América Latina, onde as mulheres São Paulo e participou do Programa da Dow para a Colômbia e demais são sete entre os 17 líderes que inExecutivo da Escola de Pós-Graduapaíses da região andina. Bacharel tegram a equipe.

UL contrata Giovanni Hummel A UL, ORGANIZAÇÃO global de ciência da segurança, acaba de contratar um dos especialistas brasileiros mais renomados em Atmosferas Explosivas (Ex), Giovanni Hummel, 55 anos, para liderar o desenvolvimento de novos negócios em óleo e gás na América Latina. Formado em engenharia elétrica, com habilitação em eletrônica, Hummel assume a gerência de Desenvolvimento de Novos Negócios visando auxiliar empresas nacionais e da América Latina para que estruturem novos produtos segundo as normas IEC e normas UL e tenham como foco, sobretudo, a exportação.

“Minha principal tarefa será ouvir as necessidades dos clientes e propor soluções de prazos viáveis e custos atrativos. Atualmente, o mercado já entende que as certificações de produtos são essenciais, mas precisamos ir além, preparando também pessoas para a atuação em atmosferas Ex”, afirmou o especialista.

Giovanni iniciou a carreira em 1985 no Centro de Pesquisa de Energia Elétrica do Rio de Janeiro (Cepel). Entre 2000 e 2008, integrou, pela primeira vez, a equipe da UL. Auxiliou no desenvolvimento das primeiras certificações Ex no Brasil.

Depois de sete anos, ele retorna à UL para o desafio de expandir os negócios da empresa pela América Latina, alinhando regulamentos e exigências específicas de cada país para facilitar a exportação.

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Daniel Schönfelder assume Divisão de Materiais de Performance da Basf para a América do Sul

Kim Fausing é o novo CEO da Danfoss DEPOIS DE NOVE anos como CEO da Danfoss, com impressionantes resultados financeiros, uma organização de alto desempenho, crescimento constante e transformação digital, Niels B. Christiansen deixa a companhia. O COO Kim Fausing vai se tornar o novo CEO a partir de 1º de julho.

“Eu me sinto em casa na Danfoss desde o primeiro dia, e será um desafio emocionante para continuar a jornada como CEO. Na equipe de gestão definimos a estratégia e a direção futura para a empresa e vamos seguir o planejamento. Estou ansioso para as novas tarefas, que acompanharei com grande respeito”, comenta Kim Fausing.

Niels B. Christiansen diz adeus com orgulho pelos resultados obti-

dos durante seu tempo na Danfoss: “Focamos no negócio, aperfeiçoamos nossa ‘sala de máquinas’, estamos crescendo e nossa transformação digital está no caminho certo. Estamos nos esforçando muito para realizar esta transformação tão fundamental”, conclui.

Austral RE nomeia líder de Energy A AUSTRAL RE anunciou Elias Silva Junior como responsável pela nova área de Energy.

A expansão do portfólio é parte da estratégia da empresa para investir em um segmento com grande potencial de expansão. Elias será responsável por desenvolver a carteira de clientes do setor, estruturando soluções de resseguro para todo tipo de risco da cadeia de exploração e produção.

“Recursos naturais como óleo e gás ainda têm bastante relevância na matriz energética e serão responsáveis por mais de 60% da geração de energia nos próximos 30 anos”, assinala o executivo, que nos últimos cinco anos foi o responsável pela área de riscos de petróleo do IRB Brasil RE.

O NEGÓCIO DE MATERIAIS de Performance da Basf para a América do Sul recebe o novo diretor, Daniel Schönfelder. Formado em Química pela Universidade Técnica de Munique (Alemanha), em 2001, e com PhD em Química de Polímeros pela mesma universidade, em 2004 Schönfelder se juntou à Basf e tem trabalhado particularmente em áreas relacionadas à Divisão de Materiais de Performance, sendo especialista neste campo.

“Estou muito feliz de assumir a liderança de Materiais de Performance na América do Sul. Como uma área verdadeiramente estratégica para a Basf, acredito que será uma ótima oportunidade profissional e um grande desafio”, afirma o executivo.

Na Basf há mais de 12 anos, ele atuou nas áreas de Pesquisa, Estratégia, Marketing e Gerenciamento de Negócios, além de ter trabalhado na sede da Basf em Ludwigshafen (Alemanha), e em subsidiárias em Bruxelas (Bélgica), Hong Kong (China), Cingapura, até ser realocado para o Brasil.

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produtos e serviços

PUC-Rio

PUC-Rio ganha uma Central Analítica A unidade vai gerenciar e integrar laboratórios, projetos de pesquisa, serviços, consultorias e desenvolvimento de metodologias do Departamento de Química CTC/PUC-Rio.

PIONEIRO NA ÁREA DE Química Analítica no Brasil, o Departamento de Química (DQ) do Centro Técnico Científico da PUC-Rio (CTC/ PUC-Rio) inaugurou no dia 30 de março a Central Analítica Padre Leopoldo Hainberger (CAPLH), uma homenagem ao fundador do departamento nos anos 1960.

Com o objetivo de integrar os 20 laboratórios do DQ, a Central Analítica será um órgão de gerenciamento dentro do departamento com o objetivo de organizar e padronizar o fluxo e a logística dos projetos. “Será adotado um sistema híbrido, no qual os professores terão seus próprios laboratórios e linhas de pesquisa em conjunto com equipamentos multiusuários, para atender a clientes internos e externos do departamento”, explica a Profa. Gisele Tonietto, gerente da CAPLH. 30

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A CAPLH tem como objetivo sua sustentabilidade, propiciando a manutenção, aquisição de insumos, acessórios e equipamentos. “Vamos beneficiar toda a Comunidade Acadêmica da PUC-Rio – corpo docente e discente do Departamento de Química e demais departamentos que possuem projetos em colaboração conosco – oferecendo o que há de mais moderno em termos de Química Analítica e também atender a clientes externos das áreas de energia, meio ambiente, ciências do mar, nanociências e fármacos”, ressalta a professora.

Ao gerenciar os equipamentos de grande porte disponíveis e integrar a prestação de serviços de controle de qualidade e pesquisas de cada um dos laboratórios do DQ, a CAPLH oferece infraestrutura de elevada qualidade tecnológi-

ca – adequada às mais modernas normas nacionais e internacionais existentes –, além de uma equipe especializada para resolver problemas analíticos das mais diversas áreas do conhecimento. “É uma vertente que as instituições de fomento estão recomendando também às universidades”, reforça Tonietto.

Clientes do porte da Petrobras, Ipiranga, Schlumberger, Halliburton, Frescatto, GSK, Eneva, Coca-Cola, Medicina Diagnóstica Sérgio Franco, entre outros, já fazem parte da carteira da CAPLH. Todos contribuem para a liderança da PUC-Rio na América Latina em pesquisa e parceria com a indústria (industry income) conforme o Times Higher Education Latin America University Rankings 2016.

Segundo o diretor do DQ, Prof.

José Godoy, a ideia da Central é ser uma porta de entrada para estes e futuros clientes que precisem de um serviço organizado na área de química analítica: “Juntamos o valor agregado de todas as demandas internas e externas e oferecemos um serviço laboratorial e de consultoria diferenciado, em que não seja entregue apenas uma folha cheia de números.” Além dos ensaios químicos, a Profa. Gisele Tonietto reforça que a CAPLH também presta consultoria, ministra e organiza cursos para empresas. A inauguração da Central conta com o patrocínio de um dos clientes do DQ, a empresa americana Thermo Fisher Scientific.

tecnologia

artigo

Estudo do comportamento do sistema MPD em situações de influxo

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indústria do petróleo, motivada pela complexidade de acessar reservas de difícil acesso, vem utilizando uma técnica chamada Managed Pressure Drilling (MPD). A técnica vem sendo aplicada em escala global e mostra resultados promissores. Sua utilização atingiu crescimento nos últimos anos graças às descobertas de reservas offshore localizadas em regiões como: Golfo do México, Pré-Sal do Brasil, Oeste do continente africano, entre outros. Por serem regiões que apresentam grande complexidade em termos de operação, a ocorrência de influxos ou kicks é considerada crucial.

Os maiores problemas que podem ocasionar um kick durante a perfuração de poços são: i) pressão no fundo do poço abaixo da pressão de poros, ocasionando um influxo da formação para o poço, resultando em um kick; ii) permitir que a pressão no poço caia, não sustentando o poço, podendo resultar em prisão de coluna; iii) permitir que a pressão no poço exceda a pressão de fratura, causando faturamento da formação e possivelmente resultando em um cenário de perda de circulação. Para cenários como estes, a indústria tem apresentado o MPD como forma de mitigar os potenciais problemas (Rehm et al., 2008).

A tecnologia MPD é classificada pela International Association of Drilling Contractors (IADC) como sendo “um processo adaptativo de perfuração que controla precisamente o perfil de pressão do anular do poço.

Os objetivos desta técnica estão associados ao gerenciamento do perfil de pressão de acordo com os limites operacionais. Para isso, pode ser necessário o controle da contrapressão (backpressure) com a utilização de um sistema fechado e pressurizado através de equipamentos mecânicos especiais para o retorno da lama de perfuração”.

Para combater tais problemas, existem diferentes técnicas associadas ao MPD que podem ser utilizadas durante a perfuração de poços. Cada uma das técnicas é recomendada para determinados cenários e podem auxiliar na perfuração segura, evitando problemas durante a operação (Rehm et al., 2008; Rohani, 2012; Kuehn, 2016). As principais técnicas são: Constant Bottom Hole Pressure (CBHP), Pressurized Mud Cap Drilling, (PMCD) e Dual Gradient (DG).

O objetivo deste trabalho é apresentar a variante da técnica MPD, CBHP. Por meio da utilização de simulador de baixo custo, será demonstrada a performance da vertente CBHP perante um cenário de influxo.

A aplicação do simulador tem como objetivo demonstrar em escala real situações de perfuração e controle de poço utilizando a técnica MPD.

Rodrigo Henrique Ruschel é graduando em Engenharia de Petróleo pela Universidade Santa Cecília (UniSanta).

Ivanilto Andreolli é engenheiro da Petrobras e coordenador do curso de Engenharia de Petróleo UniSanta.

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tecnologia

1. Metodologia Técnica CBHP – É a técnica que busca corrigir ou reduzir o efeito da perda de carga por fricção ou densidade equivalente de circulação (ECD), com o intuito de se manter dentro da janela operacional (Rehm et al., 2008). A densidade equivalente de circulação é a densidade exercida pelo fluido em circulação, considerando a perda de carga no anular do poço acima do ponto a ser considerado, P em psi, a densidade da lama de perfuração, ρ em ppg) além da profundidade vertical associada, D em ft (Equação 1). É considerada atrativa para cenários desconhecidos e/ou com janelas operacionais muito estreitas, considerando situações de kick/loss (Hannegan & Fisher, 2005).

Equação 1 ECD = (ρ) +

P 0.052*D

Durante uma operação de MPD utilizando a vertente CBHP, ocorre o gerenciamento constante da pressão no fundo do poço. Em condições estáticas, a pressão no fundo é dada pela parcela de coluna hidrostática de fluido (Hmw), somada à contrapressão gerada através do sistema pressurizado e fechado MPD (BP) (Equação 2). Em condições de circulação, existe a parcela de perda de carga por fricção (AFP) adicionada à Equação 3.

operações como conexões e manobras. Sendo assim, as bombas continuam operando, gerando um sistema de circulação contínuo; (iii) aplicação da Booster Line Pump, também utilizada em casos de perfuração convencional, mantendo-se ligada para evitar a decantação de cascalhos no riser. É considerada uma configuração comum de ser encontrada quando comparada com os sistemas (i) e (ii), que envolvem a utilização de equipamentos contratados e de elevado custo.

Para este trabalho, considerou-se uma simulação utilizando a configuração (ii), com um manifold RPD no sistema de MPD devido a maior disponibilidade quando comparado a configuração (i).

Quando ocorre influxo utilizando a técnica MPD, é geralmente em menor volume e controlado com mais rapidez quando comparado a um cenário convencional. Além disso, a técnica permite, em alguns casos, a circulação do influxo sem a necessidade de interromper a perfuração ou circulação.

Para tal, a configuração do sistema de circulação precisa estar alinhada com o MPD Choke Manifold para retorno da lama, como mostrada na Figura 1.

A Figura 1 apresenta a configuração do RPD alinhado com o drillpipe, como ocorre durante operação de perfuração. Em situações de conexões ou manobras, o RPD é alinhado ao MPD Choke para manter uma circulação contínua.

Equação 2 BHP = HMW + BP Equação 3 BHP = HMW + AFP + BP MPD Simulator – Para realizar o estudo de caso, foi utilizado o simulador de baixo custo MPD Simulator, que se encontra em formato de aplicativo.

O simulador viabiliza a utilização do controle de poço dinâmico na ocorrência de influxo utilizando o sistema de backpressure, que pode ser configurado das seguintes formas: (i) através da bomba de backpressure – considerado o mais tradicional e conceitual em termos de sistemas MPD. No entanto, essa configuração apresenta grande desvantagem pois demanda muito espaço na sonda para a instalação de um skid de grandes proporções; (ii) sistema configurado com um manifold Rig Pump Diverter (RPD) – trata-se de um manifold de válvulas controlado pelo sistema MPD para desviar o fluxo das bombas de lama para a linha de choke durante 32

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Figura 1 - Sistema de circulação MPD.

Estudo do comportamento do sistema MPD em situações de influxo

2. Dados Os dados do sistema se encontram na Tabela 1, a seguir. A simulação considera um ambiente offshore.

Air Gap Lâmina d’agua

25 m 1.000 m

Profundidade da Sapata

2.225 m

Profundidade da Broca

3.000 m

Peso da lama de Perfuração

9,6 ppg

Antes de iniciar a perfuração do poço, o sistema precisa ser configurado e checado para que as bombas de lama e o sistema de contrapressão estejam alinhados, RCD fechado e o fluxo de retorno desviado para o controle através do MPD Choke Manifold, como mostrada na Figura 1.

Após a confirmação dessas informações, a perfuração se inicia incrementando gradualmente a vazão na bomba de lama. Paralelo ao aumento da vazão, é colocado o peso sobre a broca, peso este necessário além da rotação na mesma. A perfuração deve ser acompanhada por vazão de entrada e saída, atentando-se para qualquer disparidade entre os valores. Através dessa informação pode-se identificar o kick.

3. Resultados

Figura 2 - Parâmetros de pressão.

Durante a simulação do caso utilizando o MPD Simulator foi possível verificar o comportamento do sistema MPD em situações de influxo. A Figura 2 ilustra o gráfico com os parâmetros de pressão observados durante a operação.

A perfuração se iniciou no modo MPD configurado para manter a pressão no fundo constante (CBHP) a um valor de 5.600 psi. A partir deste princípio, o choke se ajusta automaticamente para manter a pressão de fundo constante.

Após cerca de 10 minutos de operação, realizou-se uma parada para efetuar uma conexão e, sendo assim, o fluxo foi desviado através do RPD para o MPD Choke, resultando num acréscimo da pressão no choke.

Este aumento na pressão no choke ocorre para compensar as perdas de carga quando não há fluxo no anular, evitando a redução na pressão de fundo (BHP).

Após a conexão, a circulação foi reestabelecida e, com cerca de 18 minutos de operação, o sistema identificou um influxo durante a perfuração.

O sistema foi programado para atuar automaticamente após a identificação de um volume de influxo de 1 bbl, o que ocorreu aproximadamente após 1 minuto do início do influxo. A atuação automática do sistema fez com que ocorresse uma restrição na abertura do

MPD Choke Manifold resultando numa contrapressão e consequentemente num aumento da pressão de fundo, controlando o influxo.

Desta forma, pode-se compreender que o sistema MPD funcionou de modo correto, controlando o influxo durante a perfuração através da técnica CBHP. No entanto, após a identificação e atuação do sistema com o objetivo de conter o influxo, ocorreu um aumento automático da CBHP devido ao fato de ter encontrado uma formação com pressão anormalmente alta.

Na Figura 3, pode-se observar os parâmetros durante a simulação. Na primeira coluna: pressão de fundo, pressão no MPD choke, pressão na coluna de perfuração e abertura do MPD choke. Na segunda coluna: vazão de entrada e saída, vazão da bomba de contrapressão de superfície e vazão no Rig Pump Diverter. (Esta última foi acionada apenas no período em que ocorreu a parada para a conexão, garantindo uma condição de CBHP.) Na terceira coluna: profundidade perfurada, peso sobre broca, rotação da broca além do carregamento do sistema (hook load). Na quarta coluna: torque na broca, taxa de penetração, volume ativo do sistema e volume de kick. Pode-se observar na coluna 4 que mesmo TN Petróleo 112

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tecnologia

penetração. Sendo assim, pode-se concluir que mesmo havendo uma oscilação na taxa de penetração após a ocorrência do kick, não resultou em um decréscimo na taxa de penetração do sistema.

Através dos gráficos que ilustram o comportamento da taxa de penetração e torque (em RPM) na coluna, pode-se notar quando ocorre a mudança de formação.

Em outras palavras, ao mudar de formação mantendo os parâmetros de perfuração, observa-se um aumento da taxa de penetração se a formação inferior for mais “macia” que a superior. Em caso de maior dureza, essa informação será transmitida através do decréscimo da taxa de penetração.

Conclusão

Figura 3 - Simulação MPD.

ocorrendo o influxo não houve comprometimento nos parâmetros de perfuração, como por exemplo a taxa de

Através da aplicação do aplicativo MPD Simulator pode-se observar a operação de MPD e seus benefícios em termos de perfuração e controle de poço. A técnica se mostrou eficaz perante a situação de influxo, fazendo com que neste caso não fosse necessária a interrupção da perfuração para controle do kick, sendo apenas requerido o ajuste no MPD Choke Manifold para controlar e manter a pressão de fundo.

No entanto, futuros trabalhos devem ser realizados com o objetivo de avaliar o comportamento do sistema MPD perante cenários mais desafiadores, como uma detecção e atuação mais lenta do sistema em ocorrências de influxo. Sendo assim, pode-se avaliar a eficácia do sistema em diferentes condições de contorno.

Referências HANNEGAN, D. & FISHER, K. Managed Pressure Drilling in Marine Environments. IPTC 10173. In: International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar, 21 – 23 November, 2005.

KUEHN, A. Managed Pressure Drilling Operations in Deepwater and Total Circulation Losses Environment. SPE 181389. SPE Annual Techincal Conference & Exhibiton, Dubai, UAE, 26 – 28 September, 2016.

REHM, B.; SCHUBERT, J.; HAGHSHENAS, A.; PAKNEJAD, A. S.; HUGHES, J. Managed Pressure Drilling. IADC Books. Gulf Drilling Series. v.1, 2008.

ROHANI, M. R. Managed Pressure Drilling; Techniques and Operations for Improving Operational Safety and Efficiency. Petroleum & Coal, v. 1, p. 24-33, 2012.

Agradecimentos Ao Sr. Carlos Moura, engenheiro da Petrobras, por todo o suporte técnico do aplicativo e esclarecimentos necessários para tornar possível a elaboração deste artigo.

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feiras e congressos

2017 Maio

16 a 17 – Reino Unido IDTC: 17th International Downstream Technology & Strategy Conference Local: Dubrovnik Tel.: +359 884 884 535 e-mail: marina_marchovska@europetro.com europetro.com/event/49/0

22 a 27 – Brasil Argus Rio Crude Conference 2017 Local: Rio de Janeiro Tel.: 713.360.7566 e-mail: bel.cevallos@argusmedia.comm goo.gl/VMmHO6

24 a 25 – Tailândia Asian Utility Week 2017 Local: Bangkok Tel.: +65.6590.3970 e-mail: infoasia@clarionevents.com www.asian-utility-week.com

20 a 21 – Cingapura Floating LNG 2017 Local: Cingapura Tel.: 6567229393 e-mail: rani.kuppusamy@iqpc.com.sg flngworldcongress.iqpc.sg/

27 – Reino Unido Oil and Gas Industry in a New Epoch Local: Londres Tel.: 02072993300 e-mail: formslondon@spe.org goo.gl/iW2Y84

Junho

15 a 16 – EUA Downstream Engineering and Construction 2017 Local: Nova Orleans Tel.: 02073757227 e-mail: josh@petchem-update.com www.petchem-update.com/

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

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

Todos bem na foto!

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Afinal de contas, recordar é viver!

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coffee break

Inovanças

Criações à Brasileira

Mostra da inventiva brasileira no Museu do Amanhã apresenta cerca de 40 inovações de talentos muitas vezes desconhecidos do grande público, como Raíssa Muller, Manoel Apolônio e Alfredo Moser.

Museu do Amanhã – Praça Mauá

Inovanças –

Criações à Brasileira Centro Tel.: 3812-1800 Período: de 25 de abril a 22 de outubro Funcionamento: de terça-feira a domingo, das 10h às 18h (com encerramento da bilheteria às 17h) Ingressos: A exposição temporária está incluída no valor da entrada para o Museu: Inteira: R$ 20,00 Meia-entrada: R$ 10,00 www.museudoamanha.org.br 36

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por Orlando Santos

CRIAR, REINVENTAR, CONECTAR. O que nos leva a inovar? Os caminhos são repletos de possibilidades, desvios e curvas. Existe inovação sem tentativas? E se acabar errando? O Brasil é reconhecido como um país de vanguarda? De forma lúdica, linguagem audiovisual e interativa, a nova exposição do Museu do Amanhã Inovanças – Criações à Brasileira fará o visitante embarcar numa viagem pelo mundo das criações nacionais, apresentando grandes feitos e, em alguns casos, talentos pouco reconhecidos, com intuito de, sobretudo, inspirar outras invenções.

O Ministério da Cultura, o Museu do Amanhã e a Finep abriram a exposição ao público no dia 25 de abril, que ficará em cartaz até 22 de outubro.

Essa é a primeira mostra temporária concebida integralmente pela equipe do Instituto de Desenvolvimento e Gestão (IDG), instituição que administra o Museu do Amanhã. À frente do projeto estão Luiz Alberto Oliveira e Leonardo Menezes, curadores da exposição Inovanças.

“Os complexos desafios para as próximas décadas exigirão ideias originais que nos permitam acompanhar os inúmeros processos disruptivos que caracterizam nossa época. Inovar, criar novas formas e linhas de ação, tornou-se essencial: nos laboratórios e indústrias, nas florestas e comunidades, nas mais diferentes áreas e setores”, ressalta Luiz Alberto, também curador do Museu do Amanhã.

A mostra, que ocupará 600 m² foi idealizada sem paredes – uma inspiração no filme Dogville, de Lars von Trier – e remete à fluidez do processo criativo. De acordo com o curador, a ideia é mostrar que não há limites nem barreiras ao conhecimento e à inventividade, e apoiar ações que promovam a sustentabilidade e contribuam para a popularização e difusão da ciência e da tecnologia.

“A inovação nos atravessa a todo o momento. Os processos naturais são fonte de inovação que inspiram os humanos a buscarem soluções de forma criativa. Desvios representam oportunidades na busca por soluções inéditas. Por tentativa e acerto, brasileiros e brasileiras criaram soluções que inovaram o país e o mundo. Inovação pode ocorrer no encontro entre imprevisto e improviso. A inovação é um contínuo de aprimoramento a

Fotos: Raquel Cunha

partir de novas colaborações”, define Leonardo, que além de curador da exposição Inovanças é também gerente de Conteúdo, de Exposições e do Observatório do Amanhã. “Nossas escolhas poderão solucionar questões atuais e futuras e podem contribuir para amanhãs mais plurais”.

Inovanças apresenta cerca de 40 inovações – do high ao low tech, destacando as tecnologias sociais – que transformam e beneficiam indivíduos e grupos em todas as regiões do Brasil e até no exterior. As invenções são apresentadas em vídeos, com declarações de seus criadores e, presencialmente, com a exposição de objetos.

“A parceria com o Museu vem coroar um instante histórico em que arte, cultura e inovação se unem para construir o Brasil sonhado por todos os brasileiros. Esperamos que os cases da exposição possam inspirar os inovadores de amanhã”, destaca Marcos Cintra, presidente da Finep.

As sete áreas da exposição remetem a diferentes características que a inovação brasileira apresenta, incluindo o conceito da inovação expandida e homenagens a personagens da nossa história, além de outros que fizeram do improviso a matéria-prima do seu trabalho: Pyahu-Açu (“novidade grande”, em tupi-guarani): Mas, afinal, o que é inovação? São muitos os possí-

veis significados, e cada um deles reflete diferentes Brasis. Nesta área introdutória, o visitante se depara com vídeos que apresentam os conceitos-chave da exposição. Em telas, inovadores brasileiros falam de seus processos criativos e de seus inventos. A necessidade ou o senso de oportunidade, aliado à criatividade, impulsiona a desenvolver ideias que transformam o ambiente. Todos podem criar. E se conseguirem solucionar problemas cotidianos, muitas delas seguirão, pioneiras, se entrelaçando a redes que as tornarão perenes. Grandes criações surgem a partir da motivação. Essa fagulha assume formas tão diversas quanto os sotaques de um país-continente com díspares realidades socioeconômicas. Estamos cercados de inovações, transformações, movimentos.

Inspirais: Os processos naturais são fonte de inovação que impulsionam os humanos a buscarem soluções de forma criativa. A área apresenta criações que foram inspiradas na natureza. Compreender o balé dos pássaros, por exemplo, conduziu a experimentos que deram origem a modernas aeronaves.

Nesta busca pela excelência, pesquisadores unem biologia, engenharia, design e arquitetura. A invenção de soluções biomiméticas (busca explicar e reproduzir fenômenos encontrados nos sistemas TN Petróleo 112

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coffee break

biológicos) podem consolidar os desenvolvimentos humano, econômico e ambiental. No campo da nanotecnologia, novos fármacos, materiais e até mesmo manipulações genéticas ampliam a ideia de inspiração na natureza e influenciam novos conceitos, como o de programação da matéria.

Formas e funções inspiradas no natural ainda surgirão. Há um universo de informações, modelos e caminhos a ser explorado, em especial na imensa biodiversidade brasileira. Sempre que formos criar ou construir algo, podemos nos perguntar: como a natureza faria?

Errâncias: Para se perpetuar, a vida teve de se adaptar a mudanças no ambiente ou mutações aleatórias. Errâncias naturais que originaram o novo, o diverso. Aqui, o processo de criação e seus desvios são valorizados. Tudo isso é importante para se chegar ao objetivo final. A vida “erra” aos montes: as mutações que dão origem ao ciclo de evolução das espécies são derivações do código genético de inúmeros antecessores. A variação de cor dos olhos em humanos e as diferentes formas dos bicos de pássaros são exemplos destes desvios. E é assim também no processo de inovação. Ideias, normalmente, se materializam depois de um longo ciclo de tentativas e falhas. Todas essenciais para que a inovação possa se instaurar.

Brasilianxs: A história do Brasil pode ser contada de várias formas. Uma delas, pela inovação. A inovação de ser brasileiro só pode ser compreendida ao olharmos para as histórias de vida dos próprios cidadãos, algumas extraordinárias. A área apresenta os principais inovadores do país, seus principais erros, acertos e criações. Os personagens e seus inventos estarão no interior de guarda-chuvas que ocuparão o teto deste corredor, ligando as áreas “Errâncias” e “Imprevisto”.

Inexspectata: O imprevisto, o inesperado (inexpectata, em latim), sempre acompanhou a história da humanidade. A irregularidade dos padrões climáticos, algo imprevisível que afetou profundamente o planeta, nos obrigou a buscar soluções para um cenário de incertezas. Ficou famosa a história da descoberta da penicilina pelo médico e bacteriologista escocês Alexander Fleming. Ao acaso, inadvertidamente, assim nascia uma das mais im-

portantes descobertas da humanidade. A imprevisibilidade está intimamente ligada a inovações como a biomembrana, espécie de curativo feito de látex extraído de seringueiras brasileiras, um caso de “descoberta ao acaso” por aqui. Muito do papel da ciência e da inovação no Brasil hoje é responder às surpresas que surgem ao longo do caminho e fazer do imprevisto uma oportunidade. Tecnologias, especialmente as sociais, serão fundamentais.

Impromptu (improviso, em latim): A arte do brasileiro em criar soluções é o foco desta área. Dentro de uma palafita, experiências representam como a busca pelo improviso pode revelar soluções inovadoras. A inovação pode florescer de situações que surgem de surpresa e nos deixam diante da necessidade de preencher lacunas. O “jeitinho brasileiro”, comumente destacado pelo aspecto negativo, pode ser um improviso baseado em criatividade e soluções amparadas por profundo rigor técnico.

Neste espaço terá a Galeria dos Improvisadores, com referências a brasileiros craques no improviso, como o artista multifacetado Hermeto Pascoal, que transforma até microfonia em notas agradáveis; a comediante Dercy Gonçalves, que dominou os palcos com tiradas inusitadas; e, nos campos de futebol, o craque Mané Garrincha, que foi o expoente de um espetáculo único e arrebatador.

Awani jö: A inovação não precisa ser um processo solitário. O fazer em conjunto (do iorubá, “awani jö”, ou “estamos juntos”) ressurge como plataforma para soluções mais ágeis, amplas e equitativas. A colaboração entre indivíduos heterogêneos estimula a inovação. Da colaboração entre arquitetos e profissionais do carnaval aos mais modernos aplicativos para celulares, passando pela construção de complexos satélites, processos e produtos desenvolvidos coletivamente se mostram mais eficientes e dinâmicos. A criatividade compartilhada pode mudar significativamente a vida de um grupo, o funcionamento de uma empresa ou apoiar o desenvolvimento do país. A área final da exposição mostra como a cooperação permite criar alternativas, formular ideias e reinventar processos e contextos socioculturais, locais de trabalho, serviços sociais, artes e linguagens.

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Sonia Agel é advogada especializada em óleo & gás, sócia de Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira & Agel Advogados.

opinião

Luz no fundo do poço:

UNITIZAÇÃO A perspectiva da realização do segundo leilão de áreas no pré-sal, dentre outros anunciados recentemente pelo governo federal, é uma luz no fundo do túnel para os investidores do setor de petróleo e gás, não somente pela recente alteração da lei que limitava a participação de outras empresas que não a Petrobras, para figurar como operadora única das áreas do pré-sal, com o percentual mínimo de 30%, como também pelo fato de que, dentre os blocos que serão oferecidos, se incluem áreas já com reservas de petróleo interligadas a outras áreas já ofertadas de blocos.

E

ssas medidas fazem parte de um programa adotado pelo atual governo para estimular a tão sofrida indústria petrolífera, com vistas a reduzir o impacto negativo do setor em razão da desnecessária alteração da Lei do Petróleo, pela qual se criou um arcabouço jurídico diferenciado daquele implantado com reconhecido sucesso em 1998 e, por conseguinte, causou acentuada paralisia nos investimentos na área, impacto esse acentuado pela brusca queda do preço do barril de petróleo, a substancial alta do dólar em relação ao real e, ainda, a severa crise deflagrada na Petrobras, dentre outras razões de natureza política que levou o Brasil a enfrentar uma grave crise econômica.

De acordo com cálculos divulgados na imprensa por especialistas do setor petrolífero, a realização do leilão de áreas contíguas aos blocos do pré-sal tem potencial para viabilizar investimentos da ordem de, aproximadamente US$ 100 bilhões. Isso significa que os vencedores do leilão de áreas contíguas àquelas localizadas no pré-sal, forçosamente, terão que se submeter à unitização por meio da assinatura de Acordos de Individualização da Produção entre os concessionários dos campos já concedidos e cujas reservas sejam interligadas, com vistas à definição de quantitativo igualitário da reserva a ser unitizada.

O lento e quase inexistente movimento do setor do petróleo nos últimos anos tem se concentrado nas inúmeras descobertas de reservas sujeitas à unitização. Todavia, muitos são os desafios regulatórios para que os processos relacionados à unitização sejam concluídos de forma otimizada e com agilidade ne-

cessária para não causar prejuízo aos concessionários e impactar o desenvolvimento da produção.

Como é sabido, o procedimento de unitização foi primeiramente regulado pela Lei do Petróleo, que estabeleceu de forma simples e sucinta que “quando se tratar de campos que se estendam para blocos vizinhos, onde atuem concessionários distintos, deverão eles celebrar acordo para a individualização da produção”. Porém, a descoberta de grandes depósitos de petróleo e gás natural na área do pré-sal, que motivou a substancial alteração do arcabouço jurídico do setor em 2010, criando diferentes regimes para exploração e produção de petróleo e gás natural, tornou o processo de unitização bastante complexo com relação aos procedimentos legais, econômicos e operacionais a ele relacionados.

Na realidade, passamos a contar com situações distintas que permeiam o acordo de unitização com diferentes procedimentos e diferentes atores, a saber: 1) Unitização entre duas áreas já concedidas no regime de concessão; 2) Unitização entre uma área já concedida em regime de concessão com área ainda não concedida; 3) Unitização entre área já concedida em regime de concessão com área coberta pelo Contrato de Partilha da Produção (essas localizadas no pré-sal); e 4) Unitização em área concedida em concessão com áreas submetidas ao regime de Cessão Onerosa.

A Lei 12.351/10, que instituiu o regime de partilha da produção e traçou as diretrizes básicas para os diferentes tipos de unitização, também instituiu diferentes atores como responsáveis pela condução e aprovação desses processos. Assim, a mencionada TN Petróleo 112

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opinião

lei delegou à empresa Pré-Sal Petróleo S/A (PPSA) a competência para celebrar, em nome da União, acordos de individualização de produção referentes a jazidas compartilhadas localizadas na área do pré-sal ou em áreas estratégicas cuja extensão abranja área não contratada – isto, não obstante o imperativo legal de que a ANP aprove previamente os referidos acordos. Por outro lado, caso as jazidas compartilhadas, objeto de acordo de individualização de produção, não estejam localizadas na área do pré-sal ou em áreas tidas como estratégicas, a competência para a celebração dos referidos acordos é da própria ANP, na qualidade de representante da União.

Diante disso, não é muito difícil concluir que a necessidade da manifestação de diferentes órgãos e instituições torna os processos de unitização bastante lentos e, portanto, ineficientes, uma vez que essa morosidade é fundamentalmente incompatível com a consecução do objetivo maior do segmento, qual seja: a otimização da produção.

Há que se consignar, também, os grandes desafios das complexas negociações que envolvem os diferentes processos de unitização considerando, sobretudo as obrigações relativas ao pagamento de royalties, participações especiais, compromissos com o conteúdo local, os quais, dependendo de cada contrato, possuem percentuais diferentes. Damos como exemplo as diversas variações do mecanismo de distribuição de receitas governamentais instituídas pelo artigo 42-B da Lei 12.351/10, que atrelam os percentuais de distribuição dos royalties devidos em função da produção de óleo e gás ao local de produção. É certo, porém, que a individualização da produção é a maneira mais acurada não somente para evitar a

produção individualista e anticoncorrencial e a perfuração desnecessária de poços, como também para a otimização das taxas de recuperação e a proteção dos direitos correlatos. No entanto, é necessário que os processos estejam sujeitos a uma regulamentação clara e objetiva, propiciando uma tramitação rápida e menos burocrática, a fim de que a legislação em vigor seja adequada à própria dinâmica do setor petrolífero. É louvável, portanto, a iniciativa do governo de criar incentivos para a retomada das rodadas de licitações tanto na área do pré-sal como nas demais, com ênfase nas áreas já com reservas interligadas com outras áreas de blocos já concedidos já que a unitização de reservatórios é obrigação corrente no cenário mundial e pode, em menor espaço de tempo, proporcionar a retomada do crescimento do setor de petróleo e gás no Brasil. É fato que após a abertura do setor em 1997 o Brasil demonstrou sua capacidade de atrair investimentos, aumentar a capacidade de seu parque industrial, gerar empregos, e se candidatar a ser um dos grandes países produtores de petróleo e gás. Lamentavelmente, a alteração no arcabouço jurídico foi responsável por um longo período de incertezas e manifesta insegurança por parte dos investidores, o que resultou em um retrocesso de pelo menos dez anos.

Portanto, é hora da retomada do crescimento nacional, considerando que a vocação natural do Brasil para o segmento específico de óleo e gás denota a importância de que a regulamentação setorial seja consoante às melhores práticas da indústria, através da implementação de processos claros, objetivos, rápidos e menos burocráticos.

Só assim chegaremos ao fim do túnel!

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