Revista TN Petróleo 77 by Webmaster TN Petróleo

EPC: uma via de mão dupla, de Antônio Ernesto Ferreira Müller, presidente do CE-EPC. Plataforma de serviço para a Bacia de Campos BP volta a operar no Brasil Inovação no setor de açúcar e etanol Dutos terrestres: fazendo o dever de casa

Especial:

Demanda poR

QUÍMICOS de E&P irá dobrar nos próximos anos

O marco do pré-sal, por Daniel Lírio de Sá Telles Simões e Marcos Vinícius Torres Pereira Petróleo e gás: marco regulatório da exploração no Brasil e divisão de royalties, por Leonardo A. F. Palhares e Caio Iadocico de Faria Lima Aprovado o decreto de regulamentação da Lei do Gás, e agora?, por Sylvie D’Apote O fim do petróleo. Será que isso importa?, por Rob Fisher, Pedro Cordeiro e Rodrigo Más Tecnologia amplia oferta de tubo nacional para o mercado de óleo e gás, por Wilson Rosa Cordeiro VIM demanda cuidado adicional, por André L. C. Fujarra, Kazuo Nishimoto, Rodolfo T. Gonçalves e Guilherme Feitosa Rosetti Todo cuidado é pouco, por Heller Redor Barroso e Marcos Macedo COBERTURA

Revista Brasileira de Tecnologia e Negócios de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

opinião

Ano XII • mai/jun 2011 • Número 77 • www.tnpetroleo.com.br

Entrevista exclusiva

Nelson Leite, presidente da FMC Technologies do Brasil

Ousadia na dose certa

ENERGIA. PRODUÇÃO. DESENVOLVIMENTO. A UTC ENGENHARIA S.A. É UMA DAS PRINCIPAIS EMPRESAS BRASILEIRAS DE SGI – SISTEMA DE GESTÃO INTEGRADA NA ÁREA DE SERVIÇOS EM ENGENHARIA INDUSTRIAL. Constante capacitação de seus colaboradores, alta tecnologia, os mais altos padrões de qualidade. A UTC Engenharia acredita que a base do desenvolvimento está em construir estruturas capazes de impulsionar o setor de produção. Sempre conservando uma atitude de consciência social e a preservação ambiental.

www.utc.com.br

TN Petróleo 77

www.transdata.com.br

Rua Guatemala, 380 • Penha • Ri Tel.: +55 21 3043-6363 •

www.cosan.com.br/mobil Consultas Técnicas e SAC 0800 644 1562

SE NE

Engenharia e Logística Offshore www.nitshore.com.br

Nitport ServiçoS portuárioS S.A. Rua Feliciano Sodré, 215 • Parte Terminal 01 24240-182 • Niterói • RJ • Brasil • Tel.: 55 21 2707-3100

NITSHORE ENGENHARIA E SERVIÇOS PORTUÁRIOS S.A. Av. Feliciano Sodré, 215, parte, Centro • 24.030-012 • Niterói • RJ • Brasil Tels.: 55 21 2707-3100 • Fax 55 21 2621-7120

Rio de Janeiro

Limpeza industriaL, transporte de resíduos e de produtos perigosos Armazéns Gerais, Transportes e Serviços de Movimentação de Cargas, Reparos e Manutenção de Máquinas e Equipamentos, Gerenciamento de Resíduos. Estrada Guaxindiba - Bom Retiro • 24722-030 • São Gonçalo • RJ • Brasil Tel.: 55 21 3713-8443 • www.logshore.com

Campos Rua Projetada, 07 • Quadra B • Lote 15, Jardim Primavera Tels.: 21 2776-3557 • 21 2776-2878 • 25213-187 • Duque de Caxias • RJ • Brasil www.perenyi.com.br • perenyi@perenyi.com.br

GASCAV Diâmetro: 28” Extensão: 300 km Vazão: 20 milhões m³/d

Lagoa Feia

IMPRESSO EM PAPEL COUCHÊ BRILHO, 115 gr. FORMATO: 1,0 m X 0,7m.

ENCARTE ESPECIAL DESTA EDIÇÃO: MAPA BACIA DE CAMPOS 2011.

www

Chapas Grossas • Tubos • Co Aço Inox • Carbono • Ligados •

Quissamã Carapebus

Barra do Furado

GASCAB 1 OCAB 1

GASDUC II Diâmetro: 20” Extensão: 182 km Vazão: 18 milhões m³/d

Cabiúnas

GASDUC III Diâmetro: 38” Extensão: 183 km Vazão: 40 milhões m³/d

CABIÚNAS Capacidade: 15 milhões m³/d Obs.: considerado o maior pólo processador de gás natural do Brasil

II OSDUC C III UC II GASDU GASD C IV OSDU

The Shipbroker with a Difference www.seabrokers.no rio@seabrokers-group.com

Tel: +55 21 3505 4200

Gasod (exten 2,2 mi

Gasoduto de 12” (extensão 95 km)

Macaé População (2010) ............................. 207 mil Área ........................................1.216,845 km² Densidade demográfica ........169,89 hab/km² Empresas instaladas........................... 5,3 mil Trabalhadores ativos.......................... 110 mil Salário médio mensal ....................R$ 4,5 mil

OSDUC II (GLP) Diâmetro: 10” Extensão: 180 km Vazão: 7 milhões m³/d

Fonte: IBGE, junho de 2011

Rio das Ostras Gasoduto de 18” (extensão: 113 km; vazão nominal: 4,25 milhões m3 por dia)

OSDUC IV (LGN) Diâmetro: 16” Extensão: 183 km Vazão: 15 milhões m³/d

ESPECIALISTAS MUNDIAIS EM BANCOS DE CARGA

Armação de Búzios

crestchic@crestchic.com.br • +55 21 3214 3535 www.crestchic.com.br www.crestchic.co.uk

Cabo Frio Alcalis

FPSO Rio Bade das Ostras

Oceano Atlântico

Arraial do Cabo

Linguado

1-RJS-485

BM-C-39 OGX

Polvo

FPSO Polvo

BM-C-45 Starfish

Polvo

BM-C-40 OGX

Peregrino

BM-C-47 Statoil

Peregrino Carataí

BM-C-37 Maersk Oil

BM-C-38 Maersk Oil

BM-C-41 OGX

FPSO OSX-1

Papa-Terra Maromba

Waimea

BM-C-44 Petrobras BM-C-42 OGX

Delivering integrated SURF & Floating Production Systems from concept to commissioning for Brazil

Mapas TN Petróleo. Informação de qualidade com visibilidade.

DELIVERING CONVENTIONAL, SURF & FLOATING FACILITIES

BM-S-44 Petrobras

Legendas Plataforma Fixa .................. Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO)......... Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência (FSO) ..................................

BM-C-43 OGX

ANUNCIE. São mais de 30 publicados. 55 21 3221-7500 • www.tnpetroleo.com.br

Semissubmersível ..............

Unidade Flutuante de Produção com Pernas Tensionadas (TLWP)................................ Unidade de Manutenção e Segurança (UMS) ................ Unidade de Processamento de Gás Natural ..................... Gasoduto Oleoduto

BM-C-46 Starfish

P-63

TLWP P-61

B P

Fueling the Future

w.estrelaco.com.br

onexões • Vigas • Válvulas • Superduplex • Cuproníquel

io de Janeiro • CEP: 21020-170 • Fax: +55 21 3043-6377

Praça Alcides Pereira, 3 Ilha da Conceição CEP 24050-350 Niterói • RJ Tel.: 55 21 2729-8900

SERVIÇOS DE DILIGENCIAMENTO, INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS/MATERIAIS E SUPORTE A SUPRIMENTOS Rua Amazonas, 1228, Cerâmica CEP 09540-201 • São Caetano do Sul • SP • Brasil (55 11) 4229-0915 / 4221-5563 • contato@jlinspecoes.com.br • www.jlinspecoes.com.br

www.oceaneering.com

Fuel Logistics: Solutions | Safety | Supply | Service

www.tramp-oil.com

UNIDADES OFFSHORE NA BACIA DE CAMPOS

BM-C-25 Petrobras

Baleia Anã Cachalote P-34 P-57

Argonauta

FPSO Capixaba Baleia Franca

Jubarte

FPSO Espírito Santo

Ostra

Nautilus Baleia FPSO Cidade Azul de Anchieta Mangangá

Caxaréu

Abalone

Maiores poços produtores (BOE)

BM-C-32 BP BM-C-26 Petrobras

Pirambu

BM-C-27 Petrobras

Catuá

BM-C-30 Anadarko

BM-C-27 Petrobras BM-C-31 Petrobras

duto de 12” nsão 84 km; vazão ilhões m3 por dia) FPSO Frade

Oleoduto de 22” (extensão 84 km; vazão 17 mil m3 por dia)

PVM-2

PCP-3

PCP-2

Oleoduto de 24” (extensão 82 km; vazão nominal: Parati 22,8 mil m3 por dia)

PCH-1 Cherne UMS Cidade de Arraial do Cabo Malhado

UMS Cidade SS-06 P-15 Armação de Búzios ejo Enchova Piraúna Oeste Enchova P-12

P-09

PGP-1 Garoupa PNA-1

Congro

Bijupirá

Bicudo P-07

P-19

P-35 P-26 Marlim

UMS Cidade de Quissamã P-43

P-40

P-38

P-48

Petróleo (bbl/d) Gás Natural (Mm³/d) Produção (boe/d) 1.919.231 59.560,89 2.293.869 71.322 841,79 76.617 60.378 621,38 64.286 23.858 352,70 26.077 3.294 9,02 3.350 1.269 15,10 1.364 626 13,02 708 554 9,05 611 384 3,59 406 324 4,82 355 Fonte: ANP/SDP/SIGEP, março, 2011

FPSO Marlim Sul Marlim Sul P-51 P-56

Espadarte

Ativo OGX-39HP OGX-42D OGX-43D OGX-44HP OGX-45D

Bloco BM-C-41 BM-C-41 BM-C-41 BM-C-41 BM-C-41

Prospecto Pipeline Horiz. Pipeline-3D Illimani-1D Waikiki Waikiki-3D

Sonda Ocean Star Pride Venezuela Ocean Ambassador Ocean Lexington Sea Explorer

Distância da costa 77 km 78 km 80 km 90 km 96 km

LDA 128m 120m 140m 110m 109m

Perfurando desde 25/03/2011 desde 12/04/2011 desde 17/04/2011 desde 29/04/2011 desde 04/05/2011

Barcos de apoio em operação no Brasil

FPSO Rio de Janeiro

BM-C-36 Petrobras

FPSO Cidade de Niterói

Concessionário Petrobras Chevron Frade Shell Shell Brasil BP Sonangol Starfish Petrosynergy Alvorada UTC Engenharia UP Petróleo Brasil

Atividades de perfuração da OGX na Bacia de Campos Caratinga

PPM-1 Pampo

P-53 Marlim Leste

P-37 Barracuda

FPSO Fluminense

Posição 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

P-18

P-27

Fonte: ANP/SDP/SIGEP, maio, 2011

Dez maiores produtores de petróleo e gás no Brasil

Voador P-20

P-47

Campo Poço* Prod. boe/d Marlim Leste 7MLL54HPRJS 30.429 Cachalote 7CHT7HPESS 29.495 Jubarte 6BRSA639ESS 28.235 Cachalote 7CHT5HAESS 27.056 Marlim Sul 7MLS63HPARJS 25.415 Marlim Leste 7MLL50HRJS 25.013 Cachalote 7CHT9HESS 24.763 Marlim Leste 6BRSA817RJS 24.682 Barracuda/ 6BRSA806RJS 24.528 Caratinga 10 Marlim Leste 7MLL10HPRJS 22.742 11 Jubarte 7JUB14HAESS 21.562 12 Marlim Sul 7MLS113HARJS 20.040 13 Jubarte 7JUB13HPESS 19.661 14 Lula 9BRSA716RJS** 18.931 15 Albacora/ 7ABL71HPRJS 18.893 Albacora Leste 16 Marlim Sul 7MLS99HPRJS 18.360 17 Roncador 7RO46HPRJS 18.064 18 Roncador 7RO41DRJS 17.983 19 Roncador 7RO86HPRJS 17.035 20 Ostra 7OST2HESS*** 17.022 * Nome do poço pela ANP ** Localizado na Bacia de Santos *** Poços operados pela Shell

Albacora

P-33

Viola

PNA-2 Namorado PCH-2

Albacora Leste

Moreia

P-32

Salema

P-08 Marimbá

Bonito

PRA-1

Pargo

Garoupinha

Anequim Bagre

Corvina

Vermelho

P-50

P-25

P-31

FPSO Cidade de Macaé

PPG-1

Carapeba

P-55

P-54

BM-C-29 Anadarko PVM-3

PCP-1

P-52

Roncador

FPSO Brasil

Gasoduto de 20” (extensão 87 km; vazão 4,7 milhões m3 por dia)

BM-C-28 Petrobras

Frade

1-RJS-511

Posição 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Tipo Bandeira Brasileira Estrangeira TOTAL

BM-C-36 Petrobras

AHTS 16 36 52

PSV 58 48 96

RSV 4 6 10

Mini Supply 10 5 15

LH 23 14 37

UT 8 5 13

Crew Boat 6 8 14

OSRV 7 0 7

WSV 0 4 4

PLSV 0 9 9

Total: 267 embarcações, das quais 40 atendem outras companias fora da Petrobras – Fonte: Abeam, março de 2010 AHTS (Anchor Handling and Tug Supply): manuseio de âncoras, reboque e suprimento; PSV (Platform Supply Vessel): embarcação de suprimento às plataformas; RSV (ROV Support Vessel): embarcacões equipadas com veículo de operação remota; MS: mini supridor; LH (Linehandling): manuseio de espias; UT (Utility Boat): supridores de cargas rápidas; Crewboat: transporte de tripulantes para as plataformas; OSRV (Oil Spill Response Vessel): combate a derramamento de óleo; WSV (Well Stimulation Vessel): estimulação de poços; PLSV (Pipe Laying Support Vessel): construção e lançamento de linhas; DSV (Diving Support Vessel): embarcações de suporte ao mergulho.

Carapicu

BM-C-34 BP

Aeroportos

BM-C-35 Petrobras

Portos (apoio offshore)

VITÓRIA

CPVV

SÃO TOMÉ MACAÉ

SAMARCO – UBU (2014)

CABO FRIO

MACAÉ

JACAREPAGUÁ

SAMARCO – UBU

ITANHAÉM

SANTOS (2015)

NAVEGANTES

ITAJAÍ

SÃO TOMÉ MACAÉ CABO FRIO ITAGUAÍ PORTO DO RIO JACAREPAGUÁ

SANTOS

Porto de Imbetiba, Macaé

BM-C-14 Petrobras

9,5

19 km

Área.................................... 55.000 m² Cais do Porto 3 piers .....................................6 berços Comprimento ............................... 90 m Largura ..........................................15 m Calado máximo .............................. 8 m Deadweight máximo ...........5.000 ton Atracações ............................ 440/mês Capacidade de estocagem água: 6.000 m³; óleo: 4.620 m³; granéis: 33.000 m³

PN 2010-2014

NAVEGANTES

BACIA DE CAMPOS

Distâncias médias entre a costa (Macaé) e os principais campos em produção (km)

ITANHAÉM

ITAJAÍ

Bacia do Espírito Santo

Garoupa....................................................... 142 Enchova ....................................................... 114 Pampo .......................................................... 114 Roncador.................................................... 200 Albacora Leste ............................................198 Marlim Leste .............................................. 145 Marlim Sul .................................................. 182 Tupi ..............................................................320

Bacia de Santos

Encarte Especial Revista TN Petróleo nº 77 Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis www.tnpetróleo.com.br

Tipo Semissub

Ínicio da operação 2012

Localização (campo)

Lâmina d’água (metros)

Roncador

Rua do Rosário, 99/7º andar • Rio de Janeiro, RJ, Brasil • CEP 20041-004 • Tel/Fax: 55 21 3221-7500 tnpetroleo@tnpetroleo.com.br • www.tnpetroleo.com.br • www.tbpetroleum.com.br Todos os direitos reservados. © 2011 - Benício Biz Editores Associados Ltda.

Produção (barris/dia)

Compressão de gás (m³/dia)

1.790

180.000

6 milhões

800

100.000

2,5 milhões

–

FPSO Cidade de Anchieta

FPSO

2012

Baleia Azul (BES)

UMS Cidade de Quissamã FPSO OSX-1 (OGX)

Semissub

2011

Marlim (P-37)

FPSO

2011

Waimea

134

80.000

2,5 milhões

110

100.000

–

Peregrino (Statoil)

Fixa

2011

Peregrino

UMS Cidade de Arraial do Cabo

Semissub

2011

Cherne

P-63 P-61 P-56 Frade (Chevron) FPSO Cidade de Niterói FPSO Cidade Rio das Ostras FSO Cidade de Macaé

FPSO TLWP Semissub FPSO FPSO FPSO FSO

2011 2011 2011 2009 2009 2008 2007

Polvo (BP) Polvo (BP) P-54 P-53 PRA-1 FPSO Rio de Janeiro P-51 P-52 P-50 UMS Cidade de Armação dos Búzios P-48 P-47 P-43 FPSO Marlin Sul FPSO Fluminense (Shell) FPSO Brasil SS-06 P-40 P-38 P-37 P-35 P-33 P-32 P-31 P-27 P-26 P-25 P-20 P-19 P-18 P-15 P-12 P-09 P-08 P-07 PCE-1 PCH-1

FPSO Fixa FPSO FPU Rebombeio FPSO Semissub Semissub FPSO Semissub

2007 2007 2007 2008 2007 2007 2008 2007 2006 2006

Papa-Terra Papa-Terra Marlim Sul Frade Marlim Leste Badejo Marlim Sul/Marlim Leste/ Roncador Polvo Polvo Roncador Marlim Leste Marlim Sul Espadarte Marlim Sul Roncador Albacora Leste Enchova

FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO Semissub Semissub FSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Fixa Fixa

2005 2005 2005 2004 2003 2003 2002 2001 2001 2000 1998 1998 1997 1998 1998 1997 1996 1992 1997 1994 1983 1984 1983 1993 1988 1988 1984

PCH-2 PCP-1 PCP-2 PCP-3 PGP-1

Fixa Fixa Fixa Fixa Fixa

1983 1988 1988 1988 1979

PNA-1 PNA-2

Fixa Fixa

1983 1984

Caratinga Marlim Barracuda Marlim Sul Bijupirá/Salema Roncador Enchova Marlim Sul Marlim Sul Marlim Marlim Marlim Marlim Albacora Voador Marlim Albacora Marlim Marlim Marlim Marimbá/Piraúna Badejo/Linguado/Trilha Congro/Corvina/Malhado Marimbá Bicudo/Enchova Oeste Enchova/Bonito Anequim/Bagre/ Cherne/Parat Congro/Cherne/Malhado Carapeba Carapeba Carapeba Garoupa/Garoupinha/ Viola Congro/Namorado Namorado

PPG-1A PPM-1 PVM-1 PVM-2 PVM-3

Fixa Fixa Fixa Fixa Fixa

1988 1984 1988 1988 1988

Pargo Pampo Vermelho Vermelho Vermelho

Grau API no petróleo offshore

Albacora Leste .................................................................................. 20,0 Albacora P-31 .....................................................................................28,3 Barracuda P-43 .................................................................................24,9 Bijupirá/Salema FPSO Fluminense...............................................28,0 Caratinga P-48 ...................................................................................22,4 Espadarte .............................................................................................27,1 Espadarte FPSO Cidade do Rio de Janeiro ............................... 20,5 Espirito Santo.....................................................................................24,8 Golfinho FPSO Capixaba (*) ........................................................... 41,0 Golfinho FPSO Cidade de Vitória ...................................................27,6 Jubarte(**) ......................................................................................... 16,8 Marlim Leste Jabuti (FPSO Cidade de Niterói)............................28,1

–

1.200 1.200 1.700 1.100 1.080 95 105

150.000 150.000 100.000 100.000 100.000 20.000 1,8 milhão

1 milhão 1 milhão 6 milhões 3 milhões 3,5 milhões – –

105 105 1.300 1.080 106 1.370 1.255 1.800 1.750 –

1,8 milhão 60.000 180.000 190.000 750.000 100.000 180.000 180.000 180.000 –

– – 6 milhões 6 milhões – 2.5 milhões 7 milhões 9 milhões 6 milhões –

1.040 960 820 1.250 870 1.360 120 1.080 1.030 910 850 780 1.060 330 533 990 575 620 770 910 242 103 230 423 209 116 117

150.000 150.000 150.000 100.000 70.000 90.000 – 150.000 – 150.000 100.000 50.000 150.000 100.000 65.000 100.000 100.000 50.000 100.000 100.000 40,000 35.000 38.000 60.000 56.000 60.000 44.000

6 milhões 3 milhões 6 milhões 2,3 milhões 8 milhões 3 milhões – 6 milhões – 6 milhões 3 milhões 2,5 milhões – 2,9 milhões 2,2 milhões 3 milhões 6,5 milhões 1,2 milhão 3 milhões 1,9 milhão 1 milhão 900.000 550.000 1,6 milhão 900.000 1,1 milhão 1,9 milhão

142 82 83 82 120

48.000 – – – 120.000

2 milhões – – – 650.000

145 170

40.000 60.000

3 milhões 400.000

101 115 80 80 80

190.000 80.000 – – –

700.000 2,1 milhões – – –

Marlim Leste P-53............................................................................. 21,5 Marlim P-32.........................................................................................19,6 Marlim P-33 .........................................................................................19,9 Marlim P-35 ....................................................................................... 20,0 Marlim P-37 ....................................................................................... 22,8 Marlim P-47 .........................................................................................19,6 Marlim Sul FPSO Marlim Sul ..........................................................23,0 Marlim Sul P-38..................................................................................23,1 Roncador FPSO Brasil .....................................................................27,0 Roncador P-52...................................................................................28,3 Roncador P-54 .................................................................................. 18,0 Siri FPSO Cidade de Rio das Ostras............................................. 12,3

Obs.: Quanto maior o grau do API, mais leve e melhor é o óleo

ITAGUAÍ (2016)

SANTOS (2015)

Xerelete

CPVV VITÓRIA

PORTO DO RIO

ITAGUAÍ (2016)

BM-C-33 Repsol YPF

APOIO LOGÍSTICO

Denominação P-55

Fonte: Petrobras

Faixas: maior que 31,1 ºAPI, leve; entre 22,3 e 31,1 ºAPI, médio; abaixo de 22,3 ºAPI, pesado. Geralmente, óleo com ºAPI entre 40 e 45 graus tem os preços mais altos. Acima de 45 graus a cadeia molecular fica mais curta e com menos valor para as refinarias. * Corrente oscilará entre estes parâmetros de qualidade até estabilizar-se. | ** Corrente oscilará seus parâmetros em função da incorporação do poço ESS103 (API 29,6).

Bacia de Campos Números de janeiro/2011

Produção média de petróleo e LGN (média de março de 2011)...................................1.710.800 barris/dia Produção média de gás natural (média de março de 2011).............................. 23,852 milhões de m³ Produção total em barris equivalentes (média de dezembro de 2010) ..................................... 1.781.361 boed Número de poços produtores ...........................................................591 Número de poços injetores .............................................................. 184 Reserva provada total................................................... 9,7 bilhões boe Plataformas fixas ...................................................................................14

Plataformas flutuantes ........................................................................ 39 Plataformas em construção ................................................................. 6 Sondas de perfuração ......................48 (4 próprias e 44 afretadas) Manifolds ................................................................................................ 69 Monoboias ................................................................................................. 1 Dutos submarinos .....................................................................5 mil km Áreas de concessão pela ANP ............................................ 9.365 km² Área total ............................................................................... 100 mil km² Frota de barcos de apoio ..................................................................267 Frota de helicópteros .......................................................42 aeronaves Passageiros transportados/mês (média) ................................. 50 mil Trabalhadores (empregados e terceirizados) ........ cerca de 66 mil

Mais de 85% de óleo e gás no Brasil, 37 anos de desafios e US$ 75 bilhões no PN 2010-2014

Bacia de Campos 2011 Infraestrutura e Logística

Fonte: MME, ANP, IBGE, IBP, Petrobras, Transpetro, BP, Shell, OGX, Statoil, Starfish, Mäersk Oil, Repsol YPF, Abeam, Google

TN Petr贸leo 77

C A M SERV ™ – C A MERON’S AFTERMARKET SERVICES

TN Petróleo 77

TN Petr贸leo 77

Da plataforma ao posto de gasolina, a Ernst & Young Terco é referência em petróleo e gás. Na cadeia de petróleo e gás, nossos serviços integrados estão sempre presentes no dia a dia dos negócios. Nós conhecemos bem as necessidades e os desafios da indústria e de toda a sua cadeia de fornecedores. Na prática, isso significa que estamos preparados para ajudá-lo a fazer negócios de um modo mais eficiente e transparente. Qualquer que seja o seu estágio de crescimento, estamos preparados para atendê-lo de forma ágil e dinâmica. É por isso que somos a mais completa empresa de auditoria e consultoria do Brasil.

Auditoria | Consultoria | Impostos | Transações Corporativas

www.ey.com.br

TN Petróleo 77

sumário

edição nº 77 mai/jun 2011

Entrevista exclusiva

com Nelson Leite, presidente da FMC Technologies do Brasil

Ousadia na dose certa

Especial: Indústria química

Demanda por

químicos de E&P

irá dobrar nos próximos anos

36 Pacto nacional pela química 38 Química para o petróleo 40 Química para um mundo melhor

46 Plataforma de serviço para a Bacia de Campos

Dutos terrestres

Fazendo o dever de casa

52 54

Inovação no setor de açúcar e etanol BP volta a operar no Brasil

Eventos: Cobertura especial OTC 2011

A maior edição dos últimos 29 anos 62 Petrobras: no reinado do pré-sal 66 Mercado brasileiro prospecta bons negócios 74 Um brinde aos negócios

Liderança em Classificação e Certificação Offshore e-mail: absrio@eagle.org Tel: + 55 21 2276-3535

Prévia Brasil Offshore 2011

CONSELHO EDITORIAL

Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel André Gustavo Garcia Goulart Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn 81 Bacia de Campos, hoje Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Francisco Sedeño Gary A. Logsdon Congresso Brasileiro de CO2: Geor Thomas Erhart Gilberto Israel na frente, mais uma vez Ivan Leão Rio Gas Forum 2011: Rio sedia fórum Jean-Paul Terra Prates sobre gás João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes AEC Media Summit 2011: modelando José Fantine informações para grandes projetos Josué Rocha

O maior evento da oil town brasileira

86 Energia elétrica: lançada Bolsa Eletrônica para contratos de energia no Brasil

88 Cooperação acadêmica: um acordo inédito entre Marinha e UFF

90 UK Energy in Brazil: empresas britânicas em busca de novos negócios

artigos 42 Química de resultados, por Carlos Tooge 84 Cresce o interesse de empresas francesas no mercado brasileiro de petróleo e gás, por Michel Curletto 113 Inquietude, por Mauro Banderali 126 O marco do pré-sal, por Daniel Lírio de Sá Telles Simões e Marcos Vinícius Torres 136 Aprovado o decreto de regulamentação da Lei do Gás, e agora?, por Sylvie D’Apote 138 Todo cuidado é pouco, por Heller Redor Barroso e Marcos Macedo 144 O fim do petróleo. Será que isso importa?,

Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva Mário Jorge C. dos Santos Maurício B. Figueiredo Nathan Medeiros Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

por Rob Fisher, Pedro Cordeiro e Rodrigo Más

146 Tecnologia amplia oferta de tubo nacional para o mercado de óleo e gás, por Wilson Rosa Cordeiro 148 VIM demanda cuidado adicional, por André L. C. Fujarra, Kazuo Nishimoto, Rodolfo T. Gonçalves e Guilherme Feitosa Rosetti

153 Petróleo e gás: marco regulatório da exploração no Brasil e divisão de royalties, por Leonardo A. F. Palhares e Caio Iadocico de Faria Lima

seções 9 editorial 14 hot news 18 indicadores 62 eventos 1 00 perfil profissional 103 caderno de sustentabilidade

114 117 154 156 158 159

pessoas produtos e serviços fino gosto coffee break feiras e congressos opinião

Ano XII • Número 77 • mai/jun 2011 Fotos: Agência Petrobras e Basf

fraend

TN Petr贸leo 77

editorial

Rua do Rosário, 99/7º andar Centro – CEP 20041-004 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 3221-7500 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE NOVOS NEGÓCIOS Lia Medeiros (21 8241-1133) liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso (21 9617-2360) beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br EDITOR DE ARTE, CULTURA E VARIEDADES Orlando Santos (21 9491-5468) REPÓRTERES Cassiano Viana (55 21 9187-7801) cassiano@tnpetroleo.com.br Maria Fernanda Romero (55 21 8867-0837) fernanda@tnpetroleo.com.br Rodrigo Miguez (21 9389-9059) rodrigo@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio (21 9361-2876) dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz (21 3221-7500) beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Laércio Lourenço (21 3221-7506) webmaster-tn@tnpetroleo.com.br Marcos Salvador (21 3221-7510) marcossalvador@tnpetroleo.com.br REVISÃO Sonia Cardoso (21 3502-5659) DEPARTAMENTO COMERCIAL José Arteiro (21 9163-4344) josearteiro@tnpetroleo.com.br Cristina Pavan (21 9408-4897) cristinapavan@tnpetroleo.com.br

Lorraine Mendes (21 7801-7860) lorraine@tnpetroleo.com.br Bruna Guiso (21 7682-7074) bruna@tnpetroleo.com.br Luiz Felipe Pinaud (21 7861-4828) l.felipe@tnpetroleo.com.br assinaturas Rodrigo Matias (21 3221-7503) matias@tnpetroleo.com.br CTP e IMPRESSÃO Walprint Gráfica DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados. 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. ENVIO DE RELEASES Sugestões de temas ou envio de matérias devem ser feitos via fax: 55 21 3221-7511 ou pelo e-mail tnpetroleo@tnpetroleo.com.br Filiada à

Mais altos que baixos

nquanto o mundo ainda se ressente da crise deflagrada em 2008, e a economia mundial é apimentada por escândalos envolvendo o comando do Fundo Monetário Mundial (FMI), o Brasil vive entre altos e baixos. Mais altos – vale dizer – que baixos. A inflação já impactou as metas do governo e também o otimismo do empresariado: o Índice de Confiança do Empresário Industrial, da Confederação Nacional da Indústria, ficou em 57,5 pontos em maio, o mais baixo dos últimos 20 meses. É bem verdade que valores acima de 50 indicam empresários confiantes (abaixo disso é que há a reversão de expectativas). Espera-se que o Plano de Negócios da Petrobras, que até o término dessa edição continuava ‘em revisão’, eleve os ânimos da indústria, que tem sofrido impacto positivo com o alto volume dos investimentos e as premissas de conteúdo nacional. Mesmo sem o PN, o saldo é positivo, quando se considera o volume de boas novas. A começar pelo lucro líquido recorde da Petrobras, de quase R$ 11 bilhões no primeiro trimestre, 42% acima do que a estatal registrou no mesmo período do ano passado. Além de aumento da produção e entrada em operação de testes de longa duração e de gasodutos, a Petrobras obteve ganhos em suas vendas externas, uma vez que o preço do petróleo Brent tem ficado acima dos US$ 100. Some-se a isso o aumento das reservas totais (provadas, prováveis e possíveis) de mais de 35%, tanto para óleo como para gás, anunciado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no primeiro trimestre desse ano. Índices que dão alento às expectativas da cadeia produtiva de óleo e gás quanto às oportunidades crescentes oferecidas por esse setor. Corroboram para isso o assédio que as empresas brasileiras conti-

nuam a receber nas feiras internacionais como a Offshore Technology Conference/OTC 2011, realizada no início de maio, em Houston (EUA), com afluxo de 79 mil visitantes durante seus quatro dias – evento que contou, pelo décimo primeiro ano consecutivo, com a participação da TN Petróleo e da T&B Petroleum. O Brasil do pré-sal e a Petrobras continuam no foco das atenções dos participantes do maior evento mundial do setor de petróleo, fato este confirmado pelo grande fluxo de visitantes no estande da estatal brasileira (mais de quatro mil pessoas) e no Pavilhão Brasil. Isto sem falar das coletivas (sempre lotadas) dadas por executivos da estatal e sessões técnicas disputadas, quando os temas eram pré-sal e exploração em águas cada vez mais profundas. Esse interesse está refletido, ainda, nos números iniciais da Brasil Offshore 2011, evento que também deverá bater todos os recordes das três edições anteriores. Inclusive da última, em 2009, quando reuniu 636 expositores nacionais e estrangeiros e recebeu mais de 49 mil visitantes. Com quase 700 empresas inscritas, a expectativa é de que o encontro de Macaé reforce ainda mais a posição do Rio de Janeiro como o grande polo de negócios do setor de óleo e gás, reafirmando a posição do Brasil como um dos mais atraentes cenários para os investidores do mundo inteiro. Ainda mais quando o país, além dos megaprojetos do setor de óleo e gás e do Plano de Aceleração do Crescimento, vai abrigar dois dos maiores espetáculos esportivos do planeta: a Copa do Mundo 2014 e as Olimpíadas de 2016. Por tudo isso, acreditamos que o Brasil deve continuar no pódio das atenções internacionais.

Benício Biz Diretor executivo da TN Petróleo

TN Petróleo 77

TN Petr贸leo 77

*Condições gerais no site.

Na hora de fazer sua empresa crescer, conte com a gente. Ligue para (11) 3123-0464 ou faça uma simulação em nosso site:

www.nossacaixadesenvolvimento.com.br Ouvidoria: 0800 770 6272 12 TN Petróleo 77

AGÊNCIA DE FOMENTO PAULISTA.

A GENTE FINANCIA O QUE VOCÊ PRECISA PARA SUA EMPRESA PRODUZIR MAIS. Agora o Estado de São Paulo tem uma nova instituição financeira para apoiar pequenas e médias empresas, a Agência de Fomento Paulista – Nossa Caixa Desenvolvimento. Conheça as linhas de financiamento para projetos de investimento, expansão e modernização de sua empresa, aquisição de máquinas e equipamentos, projetos de implantação e projetos de meio ambiente.

TN Petróleo 77

hot news

OGX: a hora de delimitar descobertas A OGX, empresa de óleo e gás do Grupo EBX, do empresário Eike Batista, fechou o primeiro trimestre com investimentos de R$ 679 milhões em exploração e produção (E&P) no Brasil. Somando os valores de 2007 a 2010, o volume de recursos totaliza cerca de R$ 5,3 bilhões, tornando a OGX a empresa de óleo e gás privada que mais investe no Brasil. Atualmente, a companhia possui nove sondas de perfuração contratadas e mais de cinco mil funcionários próprios e a seu serviço. A OGX encerrou o primeiro trimestre com R$ 4,1 bilhões em caixa (US$ 2,5 bilhões), refletindo sua capacidade de gerir de maneira eficaz os custos, principalmente em um período em que a campanha de perfuração foi intensificada e a estrutura organizacional reforçada, à medida que se aproxima da fase de produção. Para o diretor geral e de Exploração da OGX, Paulo Mendonça, o primeiro trimestre foi marcado por grande avanço no processo de delimitação de descobertas, tendo em vista a bem-sucedida campanha exploratória iniciada em 2009. Do total de 16 poços iniciados desde o começo do ano, dez são de delimi-

Foto: Cortesia OGX

Investimentos da empresa no primeiro trimestre de 2011, que totalizam R$ 679 milhões, abrangem principalmente as atividades exploratórias, com foco na delimitação de descobertas.

tação das acumulações de Waikiki, Pipeline e Illimani (Bacia de Campos) e Fazenda São José (Bacia do Parnaíba), visando sobretudo à conversão de recursos contingentes 3C em recursos 2C e 1C, e futuramente em reservas. “A OGX se tornou uma companhia mais madura ao fazer a transição para a próxima fase do desenvolvimento, saindo de uma empresa apenas exploratória, voltada para a perfuração de poços pioneiros, para uma empresa também focada na produção do seu primeiro barril

de óleo ainda este ano, em Waimea, na Bacia de Campos. Em paralelo, seguimos buscando realizar novas descobertas a serem desenvolvidas, e a expandir nossa carteira exploratória de alto potencial”, destacou Mendonça. A empresa tem em vista eventos importantes para os próximos meses, sendo eles: o início da produção no segundo semestre de 2011, através do Teste de Longa Duração na acumulação de Waimea; a continuidade da intensa campanha de delimitação, principalmente na Bacia de Campos; o início da campanha exploratória nas bacias de Pará-Maranhão e Espírito Santo, no primeiro e segundo semestre, respectivamente: e o início da declaração de comercialidade das descobertas já realizadas em Campos e Parnaíba. “Nossa equipe de produção está focada no teste de longa duração que realizaremos no segundo semestre deste ano com vistas à produção de nosso primeiro óleo e sua comercialização. Ao mesmo tempo, com o estado avançado de delimitação das descobertas de Pipeline e Waikiki, também na Bacia de Campos, e a qualidade dos seus reservatórios, já estamos avaliando o desenvolvimento da produção dessas áreas, consideradas hoje prioritárias após Waimea”, comentou Reinaldo Belotti, diretor de Produção da OGX.

Acordo com a japonesa Jogmec para projeto de dutos flexíveis A Petrobras assinou um acordo com a Jogmec/Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (companhia japonesa de óleo, gás e metais), com o objetivo de iniciar um estudo de viabilidade técnica para o projeto de dutos flexíveis para produção de petróleo na área do pré-sal. O estudo de viabilidade técnica para o projeto do duto flexível será a segunda atividade colaborativa a ser realizada entre a Petrobras e a Jogmec. O relacionamento entre as duas empresas iniciou-se em dezembro de 2005, com a assinatura de

TN Petróleo 77

um Memorando de Entendimentos para colaboração em atividades de mútuo interesse nas áreas de exploração e produção de petróleo e gás; saúde, meio ambiente e segurança; além de projetos de pesquisa e desenvolvimento no setor. A primeira atividade de pesquisa unindo esforços mútuos se iniciou em 2006, com base em estudos sobre sistemas FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading) do tipo monocoluna (casco em formato cilíndrico), sendo concluída com êxito e apresentando resultados promissores.

O estudo de viabilidade técnica será conduzido por um consórcio japonês composto, entre outras empresas, pela Furukawa Electric. Seu escopo consiste no desenvolvimento de um projeto de duto flexível para a produção de petróleo offshore em águas ultraprofundas no polo do pré-sal. O prazo de conclusão deste estudo é dezembro de 2014. Quando o projeto estiver tecnicamente validado, será avaliada a oportunidade de se instalar uma fábrica no Brasil.

A WEG anunciou em maio a assinatura de acordo para a aquisição, pela WEG Tintas, do controle acionário da Pulverlux S/A, empresa especializada na fabricação e comercialização de tintas em pó na Argentina. E também a abertura de nova unidade de fabricação em Mauá (SP) e uma unidade de distribuição em Cabo de Santo Agostinho (PE), unidades já previstas no orçamento de capital antes anunciado e aprovado. A Pulverlux atua nos segmentos de arquitetura, perfis de alumínio, painéis elétricos, eletrodomésticos, autopeças, máquinas e equipamentos há mais de dez anos. Com 42 colaboradores e área de 10.000 m² em Buenos Aires, a empresa fatura perto de US$ 7 milhões por ano. Ao mesmo tempo, a nova fábrica de Tintas em Mauá (SP) busca, em resposta ao crescimento dos in-

Foto: Cortesia WEG Tintas

WEG Tintas anuncia aquisição na Argentina e novas unidades no Brasil

vestimentos na exploração das reservas de petróleo da camada do pré-sal, melhorar a logística de atendimento na região Sudeste, b e m c omo au mentar a capacidade produtiva de tintas líquidas. A citada unidade de Cabo do Santo Agostinho, localizada a 25 km do Porto de Suape e a 17 km de Recife, vai facilitar o atendimento nas regiões Norte e Nordeste do Brasil. “Com estes investimentos, além de aumentarmos nossa capacidade produtiva, pretendemos melhorar a logística de atendimento no Brasil, e ampliar nossa atuação na América Latina”, explica Reinaldo Richter, diretor superintendente da WEG Tintas.

Caterpillar: geradores e propulsores para o pré-sal A Caterpillar Brasil anunciou dia 12 de maio, no Rio de Janeiro, investimentos de até R$ 350 milhões no Brasil até o fim do primeiro semestre de 2012. De olho no pré-sal e na crescente demanda por soluções de potência, a empresa também anunciou que produzirá no país grupos geradores e sistemas de propulsão diesel-elétricos para atender clientes dos setores marítimos e de petróleo. As operações para a fabricação da Série 3500C, que pode ser usada em navios, plataformas e unidades flutuantes FPSOs serão iniciadas no terceiro trimestre deste ano, na fábrica da Caterpillar em Piracicaba, São Paulo. “A decisão de expandir a oferta de produtos fabricados no Brasil baseia-se na estratégia corporativa global da Caterpillar, que prevê um crescimento de longo prazo no

país”, revelou Richard Case, vice-presidente da Caterpillar. “Em toda a nossa companhia, é constante o esforço para conquistar novos mercados e ser uma empresa com a qual nossos clientes gostam de fazer negócios. O aumento da nossa presença no Brasil permitirá alcançar estes dois objetivos.” Hoje existem mil motores deste tipo no Brasil, todos importados da fábrica da empresa de Lafayette, em Indiana (EUA). “Teremos condições de entregar a partir de outubro”, afirmou o presidente da Caterpillar Brasil, Luiz Calil, destacando que esta é a primeira vez que tais motores serão fabricados fora dos Estados Unidos e que o índice de nacionalização ficará acima de 60%, certificado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Converteam e GE

Acordo firmado A especialista em conversão de energia, Converteam, anunciou no final de março a assinatura de um acordo com a GE (General Electric), segundo o qual todos os acionistas financeiros da Converteam se comprometem a vender suas ações para a GE. Pierre Bastid e Florent Battistella continuarão tendo uma participação significativa na Converteam após a conclusão da transação. O acordo é um projeto de expansão e integração da Converteam à GE Energy para a formação de um centro de excelência em conversão de energia. “A GE é a parceira ideal para a Converteam. Nossa forte posição no negócio de conversão de energia é altamente complementar para a liderança global da GE na cadeia de valor de energia. Esta transação reforçará muito as ambições estratégicas da Converteam de globalizar ainda mais seus negócios, fortalecer sua capacidade de atuação mundial e se tornar protagonista industrial de referência. Também ajudará a Converteam a adquirir a força e o alcance necessários para competir em grandes contratos internacionais. Estamos ansiosos pelas excelentes ofertas de conversão de energia que esta parceria trará para os nossos clientes, assim como pelos benefícios únicos que ela gerará para os nossos funcionários”, declarou Pierre Bastid, presidente e CEO da Converteam. Informações da Converteam dão conta de que a empresa continuará sendo uma divisão autônoma, mas que passará a ser, também, o centro de excelência em conversão de energia da GE Energy, com a missão de manter altos padrões para a liderança em tecnologia, desenvolvimento de talentos e foco no cliente. Dentro da GE Energy, a contribuição da Converteam se refletirá em um aumento de cerca de 1,1 bilhão de euros na receita anual.

TN Petróleo 77

hot news

A diretora de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster, é a candidata do Brasil à presidência da International Gas Union (IGU), que reúne as principais entidades representativas da indústria de gás de mais de 70 países. A candidatura da executiva brasileira, para o triênio 2015-2018, apresentada pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), que integra o IGU, está respaldada na larga experiência e capacidade de gestão demonstrada nos diversos cargos que ela ocupou. Tanto na Petrobras e subsidiárias, que deram a ela um conhecimento mais aprofundado de toda a cadeia produtiva de óleo e gás, como nas entidades em que atuou, como na Redegás e CTGas. Pesa ainda a favor dela sua participação na formulação do marco regulatório para esse setor, como secretária de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, do Ministério de Minas e Energia, durante o Governo de Luís Inácio Lula da Silva, quando a ministra era a atual mandatária do país, Dilma Rousseff. Caso ganhe as eleições, marcadas para outubro desse ano, ela vai trazer para o Brasil o 27th World Gas Conference da IGU, previsto para 2018, que seria realizado no Riocentro, no Rio de Janeiro, que já abriga o segundo maior evento de petróleo do mundo, a Rio Oil & Gas. E o organizador será o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP), em parceira com Abegás.

Missão cumprida

Embarcação da Global Industries bate meta de produtividade já em seu primeiro projeto

Foto: Cortesia Global Industries

A todo gás

O Global 1200, a mais nova embarcação de lançamento de dutos e construção submarina da Global Industries, cotada para trabalhos no Brasil, está em vias de terminar seu primeiro projeto, nos Emirados Árabes, tendo ultrapassado sua meta de produtividade inicial em mais de 10%. “O escopo do projeto inclui o lançamento de dutos e a instalação de uma plataforma, e já está em fase de conclusão. Com isso, a embarcação fica liberada para trabalhar em outras regiões e gostaríamos de trazê-la para o Brasil, já que é uma embarcação nova, com tecnologia de ponta. E em junho próximo será batizado o Global 1201, com características similares”, declara Francesco Santoro, diretor regional da empresa. O Global 1200 é um navio de lançamento S-Lay e construção da Global, muito versátil, podendo operar com ancoragem ou posicionamento dinâmico, em águas rasas e profundas.

Finalmente, um novo leilão A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou, em abril, que foi autorizada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) a realizar, no segundo semestre deste ano, a 11ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios. Segundo a Agência, a Margem Equatorial Brasileira – formada pelas bacias da Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Barreirinhas, Ceará e Potiguar, todas bacias de fronteira exploratória –, tida como área promissora, será o destaque da rodada com cinco das nove bacias. Serão licitados 174 blocos (87 em mar, 87 em terra), divididos em 17 setores em nove bacias sedimentares: Barreirinhas,

TN Petróleo 77

Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas. Serão licitados cerca de 122 mil km² de áreas exploratórias em terra e em mar. Com isso, se todos os blocos forem arrematados, a área exploratória brasileira, que atualmente é de apenas 314 mil km² e vinha diminuindo nos últimos anos, terá um crescimento de 40%. No total, incluindo os campos em produção e desenvolvimento, a área sob concessão soma 338.088 km². A ANP estima que arrecadará no mínimo cerca de R$ 200 milhões com os bônus de assinatura a serem pagos pelas empresas pelos blocos. A 11ª Rodada será a primeira

a ser feita com o novo modelo de contrato de concessão. De acordo com o cronograma inicial, o pré-edital com a minuta do contrato deve ser publicado no dia 3 de junho. A licitação está prevista para ocorrer no dia 12 de setembro.

Primeiro Gás Campo Mexilhão. A FMC Technologies do Brasil tem orgulho por ter desenvolvido e fabricado o Sistema Submarino para o Campo de Mexilhão, contribuindo para o aumento da produção de gás no Brasil. Este sistema submarino foi projetado para operar em condições de alta pressão e alta temperatura adotando tecnologias avançadas. Os Manifolds e Árvores de Natal Submarinas possuem isolamento térmico e sistemas de controle multiplexados com recursos de medição multifásica de gás e sistema autônomo de proteção da integridade dos gasodutos (HIPPS – High Integrity Pipeline Protection System). Parabenizamos a Petrobras pelo sucesso deste importante empreendimento e agradecemos pela oportunidade de participar deste novo marco para o Brasil.

TN Petróleo 77

indicadores tn

Petrobras: produção crescente

Lucro recorde e comando mantido Fim das especulações por disputa de cargos: o Conselho de Administração da Petrobras anunciou a manutenção da atual composição da diretoria, quatro dias depois desta anunciar um resultado líquido recorde no primeiro trimestre de 2011, de R$ 10 bilhões 985 milhões. Um crescimento de 42% em relação ao registrado no mesmo período do ano passado. Na comparação com o quarto trimestre de 2010, o lucro líquido aumentou apenas 4%. De acordo com comunicado da estatal, contribuiu para o resultado o aumento do lucro bruto (variação positiva de R$ 894 milhões) que foi impulsionado por alguns fatores: crescimento de 4% na produção nacional de óleo e gás natural e maior volume de vendas de derivados (+6%) e gás natural (+13%) no mercado nacional,

TN Petróleo 77

No primeiro trimestre os investimentos da estatal totalizaram R$ 15 bilhões 871 milhões, 83% dos quais destinados às atividades de exploração, produção e refino, em diversos projetos previstos no plano de negócios da empresa. Foto: Divulgação

O resultado ficou 2,3% acima do volume registrado no mesmo mês de 2010 e foi 0,4% maior que o total extraído em fevereiro deste ano. No Brasil, a produção média de petróleo e gás alcançou 2.376.186 boed e ficou 2,9% acima do volume produzido em março do ano passado. Se comparado à produção de fevereiro deste ano, o aumento foi de 1%. Além do retorno à produção de plataformas que se encontravam em manutenção, esse resultado deveu-se, também, à entrada em operação do Teste de Longa Duração (TLD) do campo de Sidon, na Bacia de Santos. A produção exclusiva de petróleo dos campos nacionais atingiu a média diária de 2.039.891 barris em março. O resultado ficou 2,3% acima dos 1.993.763 barris/dia produzidos no mesmo mês do ano passado e foi 1% maior do que o volume extraído em fevereiro de 2011. Em março, foram produzidos 53 milhões 467 mil m³ de gás natural por dia nos campos nacionais, o que representou um aumento de 6,6% em relação à média diária extraída no mesmo mês de 2010. A produção de gás natural manteve-se estável em comparação com fevereiro deste ano.

Foto: Agência Petrobras

No mês de março, a produção média de petróleo e gás natural da Petrobras, no Brasil e no exterior, foi de 2.613.994 barris de óleo equivalente por dia (boed).

comercializados a preços mais elevados em função do aumento de 4% do preço médio de realização. O lucro recorde se deve ainda ao aumento na cotação do petróleo Brent, que atingiu a média de US$ 104,97 no primeiro trimestre desse ano (ante US$ 76,24 no mesmo período de 2010). Essa alta elevou as receitas das exportações e da produção e vendas do segmento internacional – que registrou um aumento de receita de R$ 1 bilhão e 94 milhões. Entre os principais destaques do trimestre, em comparação com o mesmo período de 2010, estão ainda o crescimento de 3% da produção total de petróleo e gás, que alcançou a média de 2 milhões e 627 mil barris/dia; o início de Testes de Longa Duração (TLDs) no pré-sal das Bacias de Campos (Brava, Tracajá) e Santos (Lula Nordeste); novas descobertas nos reservatórios no pré-sal na Bacia de Santos (Carioca Nordeste e Macunaíma); e entrada em operação do gasoduto entre o Piloto de Lula e a plataforma de Mexilhão e do gasoduto entre Caraguatatuba e Taubaté (Gastau).

Mais gás que petróleo

Um dado interessante na retificação feita pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), sobre os valores das reservas provadas de petróleo e gás natural do Brasil em 2010: o maior crescimento em reservas totais é de gás natural e não de petróleo. De acordo com a agência, no ano passado, as reservas provadas de petróleo brasileiras cresceram 10,65%, passando de 12.876 milhões de barris em 2009 para 14.246 milhões de barris em 2010. Foi o maior percentual registrado desde 2002, quando houve aumento de 15,4% em relação ao ano anterior. As reservas totais, que incluem as provadas, as prováveis e as possíveis, deram um salto de 34,57% no mesmo período, maior crescimento verificado desde 2000, passando de 21.154 milhões de barris para 28.467 milhões de barris de petróleo. O grande salto está no gás natural: as reservas provadas tiveram aumento de 15,23% na comparação entre 2009 e 2010, passando de 367.095 milhões de m³ para 423.003 milhões de m³. Índice inferior apenas ao registrado em 2004 (quando foi declarada a comercialidade de Mexilhão) em relação a 2003, que foi de 32,91%. Nas reservas totais de gás natural, no mesmo

Opep eleva projeção de demanda Em seu relatório mensal, divulgado em maio, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) elevou sua previsão de crescimento na demanda em 2011 em 20 mil barris/dia para 1,41 milhão de barris/dia.

período, a elevação também foi maior: 37,11%, passando de 601.518 milhões de m³ para 824.723 milhões de m³. É a maior desde 2004, quando o aumento foi de 41,68% frente ao ano anterior. Os dados de 2010 incluem as reservas referentes ao pré-sal da Bacia de Santos (antigas áreas exploratórias de Tupi e Iracema no Bloco BM-S-11), descobertas nos campos de Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste e Pampo na Bacia de Campos, além de projetos de aumento de

Produção de países-membros da Opep e não-membros – maio/09 a abr/11

recuperação de petróleo nos campos de Albacora Leste, Maromba, Marimbá, Marlim Sul, Marlim Leste e Roncador na Bacia de Campos e na concessão de Leste de Urucu na Bacia do Solimões.

Otimismo da indústria é o menor em dez meses O empresário industrial continua ainda confiante nos rumos da economia e da sua empresa, mas seu otimismo registrou em maio a maior queda dos últimos dez

Abr 11

Fev 11

Mar 11

Jan 11

Dez 10

Nov 10

Set 10

Out 10

Jul 10

Ago 10

Jun 10

Abr 10

fatizou, em abril, o risco que o ritmo atual de alta dos preços do petróleo e de outras matérias-primas pode representar para a recuperação da economia global. Os preços internacionais do petróleo, em maio, avançaram, ainda mais com base em preocupações de que a enchente do rio Mississippi prejudique a oferta de combustível nos Estados Unidos. Também pesaram sobre o mercado os dados da demanda chinesa. Estados Unidos e China somam, juntos, 32% da demanda mundial por petróleo. O contrato do WTI com vencimento em junho avançou US$ 1,33, para fechar

Maio 10

Fev 10

Mar 10

Jan 10

Dez 09

Nov 09

Set 09

Out 09

Jul 09

Ago 09

Jun 09

Maio 09

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

Os efeitos negativos do terremoto que atingiu o Japão em março e as incertezas sobre a solidez da recuperação da economia dos EUA ameaçam a demanda, assegura a Organização. No entanto, a economia chinesa avança acima das expectativas, contrabalançando os riscos. “Os riscos estão praticamente equilibrados quanto aos movimentos de alta ou baixa”, indica a instituição, que revisou levemente para cima a previsão de demanda para 2011, estimada agora em 88,07 milhões de barris/dia (mbd) – 0,14 mbd a mais que na projeção anterior. A Arábia Saudita, que no final de fevereiro havia aumentado sua produção em resposta à redução da oferta no mercado internacional decorrente da crise na Líbia, repôs o nível de produção, cortando-a em 500 mil barris/dia, ficando com uma produção de cerca de 8,5 milhões de barris/dia. Os conflitos no Oriente Médio e norte da África – especialmente na Líbia – contribuíram de maneira decisiva para elevar o valor do petróleo aos maiores níveis em dois anos e meio. A produção mundial de petróleo caiu 700 mil barris diários em março, para 88,3 milhões. Esta queda deve-se a uma quebra na produção Líbia em cerca de 70%. O país passou de uma produção 935 mil barris/ dia para 450 mil barris/dia. Assim, a oferta dos países-membros da Opep diminuiu de 890 mil barris/dia em março. Preços em alta – Em fevereiro, os preços do petróleo tipo Brent atingiram US$ 108 o barril, pela primeira vez desde 2008. O Fundo Monetário Internacional (FMI) en-

em US$ 103,88, enquanto o ativo para julho ganhou US$ 1,37, para US$ 104,47. Os vencimentos do Brent para junho e julho subiram, ambos, US$ 1,73. O contrato para junho encerrou o dia a US$ 117,63, enquanto o vencimento de julho fechou em US$ 117,09. Os investidores temem que a cheia do Mississippi prejudique a operação das refinarias norte-americanas. Na margem do rio, entre as cidades de Nova Orleans e Baton Rouge, no estado da Luisiana, existem 11 refinarias, com uma capacidade combinada de 2,5 milhões de barris/dia, ou 13% da produção do país. Para a Agência Internacional de Energia (AIE), os preços elevados afetam a procura mundial, com tendência de desaceleração há alguns meses. Em seu relatório mensal, a AIE afirma que há o risco de que o preço do petróleo acima dos US$ 100 por barril não seja compatível com o ritmo de retomada econômica. meses, atingindo 57,5 pontos, um recuo de 2,2 pontos sobre abril. A informação é do Índice de Confiança do Empresário Industrial (Icei), divulgado no dia 19 de maio, pela Confederação Nacional da Indústria (CNI). O Icei varia de zero a cem. Valores acima de 50 indicam empresários confiantes. O Icei de maio caiu 8,8 pontos em relação a maio de 2010 e ficou abaixo da média histórica, de 59,7 pontos. Diz a pesquisa que “a queda na confiança sinaliza

TN Petróleo 77

indicadores tn

Frases “Para a Opep, a média normal de preço que não afetaria a economia e permitiria que os produtores tivessem lucros no longo prazo estaria entre 80 e 90 dólares o barril. Nesse momento, a Opep acredita que a média entre 80 e 90 dólares por barril seja adequada.” Wilson Pastor, ministro do Petróleo do Equador. 20/04/2011. Reuters

“Não temos problemas de abastecimento. Os países-membros e não membros da Opep produzem, fornecem e respondem à demanda mundial. O nível de oferta e de estoques é saudável e queremos estabilidade dos preços do petróleo.” Mohamed al Sada, ministro de Petróleo do Catar. 8/05/2011. AFP “Fomos (a diretoria) demandados pelo Conselho de Administração para reexaminar, prosseguir com estudos de sensibilidade. Um desses estudos incorpora a redução do Capex (investimento), mas não é a única questão a ser examinada, existem diversas variáveis em estudo.” Almir Barbassa, diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras, após adiamento da divulgação do PN 2011-2015 da estatal. 18/05/2011. Alerta RI – Petrobras

“A rejeição do novo plano estratégico desencadeia dúvidas quanto às motivações do conselho. O investimento deve aumentar, mas com uma abordagem mais ‘conservadora’. Isso seria um bom sinal de disciplina de capital que não temos visto há algum tempo.” Emerson Leite, analista do Credit Suisse, sobre o adiamento do PN 2011-2015 da Petrobras. 19/05/2011. Agência Estado

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural – 10/2010 a 03/2011 Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Out Nov Dez Jan Fev Mar Bacia de Campos 1.609,4 1.697,1 1.778,9 1.774,9 1.705,1 1.710,8 Outras (offshore) 125,6 118,6 124,0 107,1 98,8 116,3 Total offshore 1.734,9 1.815,6 1.902,9 1.852,1 1.803,9 1.827,1 Total onshore 203,9 215,3 218,7 217,3 215,6 212,8 Total Brasil 1.938,8 2.030,9 2.121,6 2.069,3 2.019,5 2.039,9 Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Out Nov Dez Jan Fev Mar Bacia de Campos 23.713,1 24.653,2 25.712,5 25.098,0 23.936,7 23.852,2 Outras (offshore) 16.918,5 15.460,7 17.399,8 15.514,8 13.238,7 14.148,1 Total offshore 40.631,6 40.113,9 43.112,2 40.612,8 37.175,4 38.000,3 Total onshore 14.188,1 15.174,1 15.634,1 15.554,7 15.899,9 15.466,4 Total Brasil 54.819,7 55.288,0 58.746,3 53.743,5 53.075,2 53.466,7

potencial redução nos investimento da indústria nos próximos meses”. Segundo o economista da CNI Marcelo de Ávila, o índice de maio revela que a confiança do empresariado está se reduzindo desde fevereiro de 2010. A queda do otimismo em maio, de acordo com a pesquisa da CNI, foi puxada sobretudo pela percepção dos industriais de que as condições da economia brasileira em relação aos últimos seis meses – um dos componentes do Icei – pioraram. Este componente ficou em 44,9 pontos em maio, bem abaixo da linha divisória dos 50 pontos, demonstrando significativa falta de confiança. O componente sobre as condições da empresa em comparação aos seis meses anteriores assinalou 50,3 pontos, praticamente na linha divisória dos 50 pontos, revelando que “a situação da própria empresa parou de melhorar”, atesta o levantamento. As expectativas do empresariado da indústria sobre a economia e a sua empresa para os próximos seis meses, contudo, permanecem elevadamente otimistas, com 62,1 pontos em maio, embora abaixo do mesmo componente em abril, quando atingira 64,3 pontos. Entre os três segmentos da indústria pesquisados pelo Icei, a extrativa foi o único que assinalou aumento, com 63,8 pontos em maio, 0,7 ponto a mais, comparativamente a abril. O Icei da indústria de transformação caiu 1,9 ponto – de 58,1 para 56,2 –, enquanto a construção civil registrou a maior queda do Icei, de 2,7 pontos, entre abril e maio. A pesquisa foi realizada entre 29 de abril e 17 de maio, com 1.819 empresas, das quais 998 pequenas, 566 médias e 255 de grande porte.

Exterior

Out Nov Dez Jan Fev Mar 155,8 147,6 149,3 150,9 152,5 142,2

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

Out Nov Dez Jan Fev Mar 16.109,0 15.978,0 15.445,0 14.997,2 16.970,0 16.239,0

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

Out Nov Dez Jan Fev Mar 2.534,2 2.620,4 2.731,3 2.661,9 2.603,9 2.613,9

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

TN Petróleo 77

Fonte: Petrobras

Foto: Divulgação

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

Pensando de maneira integrada

AVEVA NET para a Gestão de Ativos Digitais Os ativos digitais são criados a partir de uma centena de fontes em diferentes formatos, podendo gerar ineficiências devido à informações incompletas que afetam o processo decisório. Para o gerenciamento eficaz destes ativos digitais é necessário uma plataforma colaborativa que controle, avalie e forneça informações, independente do tipo do aplicativo e formato. O AVEVA NET está no cerne do Digital Information Hub da AVEVA, o qual fornece um poderoso e seguro sistema de informação, o qual integra perfeitamente dados das mais variadas fontes. Possui uma interface padronizada pela ISO 15926, permitindo assim, o acesso global à informação confiável em todas as disciplinas - diminuindo riscos operacionais, como também tempo e custo. Com uma rede global de vendas e serviços em mais de 40 países, a AVEVA é líder em soluções e gestão de informações para projetos de engenharia em diversos setores.

Choosing AVEVA will be one of the best decisions you ever make.

www.aveva.com/br

TN Petróleo 77

entrevista exclusiva

Ousadia Nelson Leite, presidente da FMC Technologies do Brasil

na dose certa

Tecnologia de ponta com conteúdo nacional, capacidade de se expandir e atender às novas demandas e desafios do mercado e o arrojo necessário para investir em inovação são os ingredientes de uma bem sucedida trajetória da FMC Technologies. Com capacidade local de produção, fabricação e engenharia ampliada continuamente ao longo dos anos, a FMC Technologies completa nada menos que 55 anos de atividade ininterrupta no país – inicialmente como CBV Indústria Mecânica, grupo criado em 1956 e que foi comprado pela FMC em 1998. “Estamos ampliando as operações existentes no Rio e Macaé, e incorporando mais ferramentas e máquinas, e também contribuindo para o desenvolvimento da indústria local. Se identificarmos a necessidade de investir mais para apoiar o crescimento, nós o faremos. Essa sempre foi nossa abordagem histórica na região e ela tem sido muito bem sucedida”, afirma Nelson Carvalho Gomes Leite, presidente da FMC Technologies do Brasil. Formado em Engenharia Mecânica pela Universidade Gama Filho 22

TN Petróleo 77

por Beatriz Cardoso

e com MBA em Administração de Empresas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o executivo soma mais de 30 anos na FMC, em uma trajetória que o levou da diretoria de Operações à vice-presidência e, depois, ao comando da empresa líder em equipamentos subsea. “Temos a maior capacidade de produção no país e somos capazes de atender às exigências de conteúdo local para os projetos”, acrescenta Nelson Leite, em entrevista exclusiva à TN Petróleo. Essa estratégia exitosa, segundo ele, vai ser reforçada ainda mais com o primeiro Centro de Tecnologia da FMC no país, que está sendo construído no Parque Tecnológico do Rio de Janeiro/UFRJ, de forma a dar o suporte necessário para a empresa continuar atendendo as necessidades dos clientes, nos mais severos cenários offshore.

TN Petróleo – A FMC Technologies recebeu da Petrobras ordem de serviço no valor de US$ 125 milhões para o fornecimento de 32 árvores de natal molhadas. As unidades fazem parte do contrato de US$ 400 milhões, fechado em fevereiro do ano passado, o qual prevê o fornecimento de 107 equipamentos no período de quatro anos. Alguma árvore de natal já foi entregue? Nelson Leite – A fabricação dos equipamentos está progredindo conforme o planejado. As entregas de nossos equipamentos e sistemas estão programadas para começar no primeiro trimestre de 2012. Quais os maiores desafios desse contrato com a Petrobras? Este importante contrato é reflexo da longa e produtiva relação que temos com a estatal. Embora o escopo do projeto esteja entre os

maiores de nossa carteira, os desafios são bastante semelhantes aos que encontramos nos demais projetos. Por exemplo: gestão da cadeia de abastecimento para garantir que os prazos sejam cumpridos, a logística global do processo de entrega e gerenciamento da garantia, ou mesmo termos equipe e profissionais adequadamente alocados no projeto. Temos um histórico de sucesso com nossos clientes. Nossa forte relação com a Petrobras também nos beneficia, devido à experiência consolidada e um histórico de colaboração. É por isso que somos líderes no mercado submarino internacional, bem como no Brasil, onde já fabricamos e instalamos cerca de 350 árvores de natal molhadas, 300 das quais entregues à Petrobras.

Foto: Cortesia FMC Technologies

somos líderes no mercado submarino internacional, bem como no Brasil, onde já fabricamos e instalamos cerca de 350 árvores de natal molhadas, 300 das quais entregues à Petrobras.

Quais os contratos em andamento com a Petrobras? Temos dois contratos globais com a Petrobras no Brasil: US$ 400 milhões para 107 árvores de natal submarinas (já mencionado); e outro de US$ 300 milhões para manifolds com sistema de controle multiplexados. Nossa expertise resultou no desenvolvimento do projeto Marlim em parceria com a Petrobras. Este contrato utiliza tecnologias próprias e sistemas submarinos inovadores de processamento, que irão pavimentar o caminho para futuras oportunidades nessa área, uma vez que a Petrobras quer reduzir ou eliminar muitas infraestruturas de plataformas, desenvolvendo reservatórios offshore com sistemas submarinos, denominados já como ‘cidades debaixo d’água’. Além desse trabalho de processamento submarino, temos uma série de outros contratos para fornecimento de equipamentos submarinos. Há outros contratos com operadoras ou petroleiras que atuam no Brasil? TN Petróleo 77

entrevista exclusiva

Sim, temos vários. Além da Petrobras, temos contratos de alto nível e com projetos inovadores, incluindo o Parque das Conchas, da Shell (também conhecido como BC-10); Frade, da Chevron, e Peregrino, da Statoil. Além de árvores de natal molhadas, quais outros equipamentos vêm sendo demandados pelo setor de óleo e gás no Brasil? Demandas da indústria de equipamentos no Brasil são bastante semelhantes às bacias em águas profundas ao redor do globo. Eles incluem a necessidade de tecnologias para: 1) aumentar a recuperação de petróleo em brownfields; 2) maximizar a produção em greenfields / reservatórios recémdescobertos; 3) reduzir os custos operacionais ao mesmo tempo aumentando a vida útil do campo. O Brasil é único, no que tange o esforço em curso para projetar e fornecer tecnologias que possam desenvolver, com êxito, os reservatórios do pré-sal descobertos nos últimos anos. Estes projetos também devem atender às condições submarinas desafiantes, especialmente de alta pressão e alta temperatura, e é claro que tudo que projetamos deve ser feito com a maior atenção dada à segurança, à qualidade e às questões ambientais. 24

TN Petróleo 77

estamos ampliando as operações já existentes no Rio de Janeiro e em Macaé, agregando também novas ferramentas e equipamentos, além de apoiar e desenvolver a indústria local. este ano vamos concluir a construção do nosso Centro de Tecnologia no Parque Tecnológico do Rio de Janeiro (na UFRJ), que continuará a apoiar nossos esforços para atender esse mercado aquecido.

Há algum equipamento que apresente inovações tecnológicas ou algum diferencial em relação aos demais? Quais as principais características dessa inovação? Nossos equipamentos submarinos de processamento – mais especificamente, as tecnologias que realizam a separação de óleo, água, areia e gás no fundo do mar –, têm assegurado à FMC grande vantagem competitiva. Além disso, os sistemas submarinos de boosting e bombeamento, projetados pela FMC, já entregues, têm possibilitado aos clientes fazer mudanças no ritmo da produção offshore, sobretudo em águas profundas. Dois dos melhores exemplos desses sucessos estão na costa do Brasil, no Parque das Conchas, da Shell, e no projeto, em andamento, de Marlim, da Petrobras, para o qual temos contrato firmado de US$ 90 milhões.

O equipamento, desenvolvido em parceria com a Petrobras e a Statoil, será instalado no campo de Marlim no final desse ano. Quais as características desse projeto? O desenvolvimento de Marlim começou em 1985. Trata-se do maior campo produtor do Brasil, com área de 150 km², localizada a nordeste da Bacia de Campos. A FMC está desenvolvendo a concepção, design e fabricação de tecnologias inovadoras para permitir que a Petrobras atinja o seu objetivo de maximizar as taxas de produção e recuperação neste campo maduro. Isso inclui a entrega de um sistema de separação e gerenciamento de areia, que vai utilizar um novo design de separador de tubo, licenciado e desenvolvido pela FMC Technologies, em colaboração com a Statoil. O que há de novo nele? Marlim é o sexto projeto de processamento submarino executado pela FMC Technologies desde 2005. Os outros foram Tordis e Cascade/Chinook (Petrobras), Perdido (Shell), todos no Golfo do México, Pazflor, da Total, em Angola, e Parque das Conchas, no Brasil. Marlim vai consolidar uma série de marcos para a FMC e a indústria de petróleo e gás, ainda mais por ser a primeira implantação, em águas profundas, de um sistema de separação submarina em campo maduro, que fará a separação de óleo pesado e de água em ambiente offshore, com reinjeção de água para aumentar a produção. O incremento da atividade de E&P nos próximos anos cria expectativa de aumento substancial da demanda junto à FMC? Como líder de mercado, acreditamos estar bem posicionados para contribuir para os futuros aumentos na atividade em E&P. Considerando

ousadia na dose certa

as tecnologias inovadoras que temos entregues a clientes em todo o mundo, para apoiar suas operações e superar os novos desafios na área subsea, estamos confiantes de que dispomos de pessoas qualificadas, infraestrutura e tecnologias para manter nossa liderança. A planta industrial brasileira está apta a atender ao mercado local? Temos a maior capacidade de produção no país e podemos atender às exigências de conteúdo local para os projetos de óleo e gás. A FMC Technologies tem investido no incremento dessa capacidade local de engenharia e fabricação há vários anos. Na verdade, estamos ampliando as operações já existentes no Rio de Janeiro e em Macaé, agregando também novas ferramentas e equipamentos, além de apoiar e desenvolver a indústria local. Ademais,

este ano vamos concluir a construção do nosso Centro de Tecnologia no Parque Tecnológico do Rio de Janeiro (na UFRJ), que continuará a apoiar nossos esforços para atender esse mercado aquecido. Há novos planos de expansão? Com o Brasil despontando como um dos maiores produtores mundiais de petróleo e gás, e com base nas futuras oportunidades que existem, devido às muitas descobertas do pré-sal, também temos condições de expandir as operações já existentes para suportar esse crescimento, conforme necessário. A planta fabril brasileira atende apenas ao mercado brasileiro ou a toda a região sul-americana? Temos total condição de dar suporte a projetos mais além das fronteiras, embora o Brasil seja,

certamente, o núcleo de atividades da América do Sul. No passado, apoiamos o desenvolvimento da BG em Trinidad e Tobago, por exemplo, e outros projetos. Mas o núcleo das atividades atualmente permanece no Brasil, onde a infraestrutura, relações e oportunidades existem para dar respaldo à Petrobras e outros operadores em seus esforços de E&P. Quais os investimentos previstos para os próximos anos no país? A região possui significativo potencial, graças às diversas descobertas já anunciadas e ainda às oportunidades para ampliar a produção de campos em operação, com as novas tecnologias para prolongar também a vida útil desses ativos. Anunciamos a construção do Centro Tecnológico da FMC, em julho de 2010, registrando a intenção de investir cerca de R$ 200 milhões

TN Petróleo 77

entrevista exclusiva

(USD 125 milhões) durante um período de três anos. Ainda que não divulguemos valores de recursos relacionados à expansão da nossa unidade fabril e adições de máquinas, posso dizer que temos feito investimentos consideráveis nestas áreas, que têm impulsionado o nosso crescimento. E que estamos preparados para fazer mais, se necessário, para apoiar nossos clientes e o crescimento da indústria. Em que pé está o novo Centro de Pesquisa da FMC, que vai abrigar os testes com o protótipo do primeiro sistema de separação submarina para óleo pesado em água profunda no mundo? Está dentro do cronograma, devendo ser inaugurado no segundo semestre de 2011. O edifício irá conter escritórios de engenharia, capacitação técnica e áreas de design, laboratórios de pesquisa e desenvolvimento. Ele terá capacidade para integração de protótipos em escala real e testes de sistemas submarinos. O centro terá um papel significativo no desenvolvimento de tecnologias para águas profundas no Brasil e em campos do pré-sal. Quais os diferenciais que esse centro de pesquisa vai assegurar à FMC? 26

TN Petróleo 77

Estamos bem posicionados para atender às exigências de conteúdo local para todas as linhas de produtos, e acreditamos firmemente que nossas estratégias e recursos continuarão a nos posicionar com sucesso no futuro.

Nós vamos usar a infraestrutura da UFRJ para apoiar as atividades de teste. Estar perto da Universidade irá nos permitir desenvolver o talento local para apoiar projetos de equipamentos. As características do Centro também beneficiarão nossas atividades, incluindo os laboratórios de eletrônica e qualificações, bem como trabalhar com protótipos e outras ferramentas tecnológicas. O projeto do centro integra o plano de investimentos da empresa no Brasil nos próximos três anos, que reserva um total de R$ 200 milhões em investimentos, abrangendo também a expansão da unidade fabril no Rio de Janeiro e o centro de serviços de Macaé. Esses valores continuam o mesmo ou podem aumentar? Nossa capacidade local de produção, fabricação e engenharia tem continuamente ampliado ao longo dos anos. Como já afirmei, se identificarmos uma necessidade de investir mais dólares para apoiar o crescimento, nós o faremos. Essa tem sido a nossa abordagem histórica na região e tem sido muito

bem sucedida. Estamos bem posicionados para atender às exigências de conteúdo local para todas as linhas de produtos, e acreditamos firmemente que nossas estratégias e recursos continuarão a nos posicionar com sucesso no futuro, como parceiros estratégicos de nossos clientes para superar os desafios crescentes do setor de óleo e gás no Brasil. Quais os grandes diferenciais competitivos da FMC no mercado brasileiro? Há vários. Em primeiro lugar, nossa trajetória que, no país, remonta a 1956, com a CBV, e que teve continuidade após a aquisição pela FMC. Temos forte relacionamento e tradição de colaboração com a Petrobras, reforçados por acordos como o Memorando de Entendimento assinado em novembro de 2010, para desenvolver futuras soluções tecnológicas submarinas para os projetos de petróleo e gás da companhia. Entregamos mais árvores de natal – cerca de 350 – do que qualquer outra empresa e temos forte reputação e histórico de sucesso. Também entregamos e instalamos 28 manifolds no país (o que representa cerca de 80% de participação de mercado). Os acordos globais com os clientes, como os já citados, demonstram a confiança dos clientes em nossas tecnologias. Temos hoje experiência de engenharia e fabricação no Brasil para sistemas submarinos completos: entregamos os dois primeiros para a Petrobras, nos campos de Mexilhão e Tambaú, e os dois primeiros para a Shell, no Parque das Conchas, na fase 1, e estamos fornecendo para a fase 2 desse projeto. Também é nosso o primeiro sistema completo para o campo de Frade, da Chevron. Enfim, nossa experiência de processamento

TN Petr贸leo 77

entrevista exclusiva

submarino resultou em vantagens competitivas significativas para nós no Brasil. E o sucesso do sistema utilizado no Parque das Conchas – que resultou em uma série de novidades no mercado – lançou as bases para projetos como Marlim e outras oportunidades. Quais os maiores desafios para a empresa continuar em posição de destaque? Em primeiro lugar, atuar de forma responsável e a mais segura possível, tanto em relação aos nossos empregados, como à comunidade e ao meio ambiente. Buscamos trabalhar em sintonia com nossos clientes para projetar as tecnologias que eles precisam para serem bem sucedidos em suas operações. Alguns dos

não podemos subestimar os ganhos que podem advir do sucesso em identificar e contratar profissionais qualificados para apoiar os nossos esforços. Por formar e desenvolver esses colaboradores, teremos condições de manter nossa posição de liderança e nossa vantagem competitiva.

Há mais de 50 anos A FMC Technologies do Brasil desenvolve soluções tecnológicas para a indústria de Óleo e Gás, atuando nos segmentos de Surface, Topside e Subsea. A empresa possui cerca de 1.500 colaboradores em duas fábricas no Rio de Janeiro e um Centro de Suporte ao Cliente, em Macaé. Em 1978, a FMC fabricou a primeira Árvore de Natal Submarina no Brasil e, desde então, vem contribuindo efetivamente para o crescimento da produção de Óleo e Gás em águas cada vez mais profundas. A empresa já produziu no Brasil mais de 28 Manifolds e mais de 345 Árvores de Natal Submarinas. Também quebrou seis recordes mundiais de profundidade com soluções tecnológicas inovadoras. Atualmente, cerca de 50% do todo o petróleo e gás produzido em alto mar no país passa por equipamentos da FMC Technologies. Em função do desenvolvimento dos campos do Pré-Sal de óleo, a FMC Technologies inaugura, em 2011, seu Centro de Tecnologia. Localizado no Parque Tecnológico do Rio de Janeiro – UFRJ, o Centro contará com engenharia especializada, laboratórios de pesquisa, desenvolvimento e qualificação de produtos, além de testes de integração para protótipos em escala real.

TN Petróleo 77

Foto: Cortesia FMC Technologies

e da demanda por soluções para o aumento da produção

maiores desafios dos nossos clientes incluem a necessidade de maximizar seus investimentos, ampliando a vida útil do campo e da produção tanto quanto possível, por meio da utilização de novas tecnologias. Um campo offshore típico tem uma taxa de recuperação de cerca de 35%. Ao projetar sistemas que, efetivamente, incrementem essa taxa de recuperação, nossos clientes irão se beneficiar do aumento da produção. Também não podemos subestimar os ganhos que podem advir do sucesso em identificar e contratar profissionais qualificados para apoiar os nossos esforços. Por formar e desenvolver esses colaboradores, teremos condições de manter nossa posição de liderança e nossa vantagem competitiva.

ousadia na dose certa

No Brasil e no mundo

Navio Skandi Vitória construído no Brasil

Engenharia, Tecnologias e Gerenciamento de Projetos para a Indústria de Óleo e Gás: Subsea Offshore Onshore

Para realizar suas atividades no Brasil, a Technip conta com: mais de 3.000 profissionais um centro de engenharia no Rio de Janeiro uma fábrica de tubos flexíveis em Vitória uma base operacional em Macaé uma frota de navios de instalação e construção submarina um centro logístico para apoio a projetos offshore em Angra dos Reis

technip-brasil@technip.com Tel. +55 (21) 2139 7000 www.technip.com

TN Petróleo 77

indústria química

Demanda por

químicos de E&P irá dobrar nos próximos anos

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

Foto: Cortesia BP

por Cassiano Viana

TN Petróleo 77

Incremento das atividades de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil, principalmente nas áreas offshore – nas quais a prioridade é o pré-sal –, projetado até 2020, quando somente a Petrobras prevê mais que dobrar sua produção nacional, leva as principais empresas químicas a reforçar investimentos em suas plantas e no relacionamento com as operadoras, para ampliar sua participação nesse mercado em expansão.

Foto: Divulgação

ara que a exploração e produção de petróleo ocorram, é fundamental a utilização de diversos produtos químicos no processo, desde a prospecção e perfuração dos primeiros poços de um campo até a obtenção do óleo e gás produzidos nas modernas plataformas em alto-mar, assim como em terra firme. E isso vale também para campos maduros, que precisam da química certa para que a queda da curva de produção seja atenuada ou até mesmo tenha uma elevação, e ainda para os produtores de óleo pesado, que demandam especialidades feitas sob medida para que essa atividade seja mais e mais rentável. Com as projeções e metas da Petrobras, de atingir uma produção em torno de 5,4 milhões de barris de óleo e gás equivalentes (boe) em 2020, sendo mais de 5 milhões no Brasil, e as operações em ritmo acelerado de outras operadoras que precisam adquirir reservas e monetizar suas des-

cobertas o mais rápido possível, a expectativa das empresas do setor de químicos é de que a movimentação desses produtos poderá mais do que dobrar. O incremento das atividades offshore na costa brasileira, nas áreas do pós e do pré-sal, assim como a retomada de atividades em terra firme em diversos pontos do Norte do país, irão demandar grande volume de produtos químicos, tanto nas etapas exploratórias, quanto na fase de produção, impondo novos desafios à cadeia de fornecedores dessas especialida-

des, que vão desde fluidos de perfuração a agentes antiespumantes e inibidores de corrosão.

Grandes volumes A expectativa da indústria química é de que a demanda dobre nesses primeiros anos, quando será maior a atividade exploratória, que utiliza produtos químicos na perfuração, completação e estimulação de poços. “Nessa fase, além do grande volume de produtos consumidos, o rigor das condições do pré-sal exigem soluções mais avançadas, de alto desempenho e baiTN Petróleo 77

Foto: Divulgação

indústria química

Foto: Divulgação

Fábrica da Basf, Guararinguetá, SP

Foto: Divulgação

Fábrica da Oxiteno, Camaçari, BA

profundidades de água e substrato”, explica o executivo. Atenta a essa questão, a Clariant vem investindo firme em suas plantas no país, onde funciona a maior fábrica do grupo na América Latina: uma planta fabril multipropósito, localizada em Suzano, na Grande São Paulo, é o maior trunfo da companhia, que tem outras duas unidades em Resende e Duque de Caxias, no estado do Rio de Janeiro. “Temos capacidade de produzir mais de 90% da demanda brasileira da indústria de óleo e gás a partir de nossa planta local. Além de conteúdo nacional, temos ainda soluções já testadas pela Petrobras, tanto no pré-sal quanto em campos maduros, que comprovam nossa capacidade”, comemora Carlos Tooge. É com essa expectativa que a empresa se prepara para inaugurar, ate o final do ano, no parque tecnológico do Fundão (RJ), um centro de pesquisa e desenvolvimento com foco na área de petróleo e gás – o centro vai maximizar a capacidade de inovação da Clariant no Brasil, onde já tem um laboratório instalado na unidade de Macaé.

Produtos certos Fábrica da Clariant, Suzano, SP xo impacto ambiental”, destaca Carlos Tooge, vice-presidente para a América Latina da Unidade de Negócios Oil & Mining Services da suíça Clariant. O executivo considera que a demanda será ainda maior a partir de 2012, quando forem iniciadas as operações dos diversos 32

TN Petróleo 77

testes de longa duração (TLDs), projetos-pilotos e novas unidades previstas pela Petrobras para o desenvolvimento de campos do polo pré-sal. “São necessárias soluções químicas para o tratamento primário dos módulos de processamento das plataformas, que separam o óleo, a água e o gás de uma única corrente, e ainda soluções específicas para a elevação do hidrocarboneto que está no reservatório, em grandes

Empresa do Grupo Ultra, a brasileira Oxiteno também tem forte presença na indústria de petróleo e gás. Dentre os principais produtos fornecidos pela companhia para a fase de exploração, na perfuração, estão a Nparafina Hidrogenada com fase contínua, emulsionantes primário, secundário, e lubrificantes, na completação e estimulação de poços, preventores de emulsão e solvente universal. Para a fase de produção, a Oxiteno fornece glicóis como anticongelante, absorvedor de

TN Petr贸leo 77

Foto: Agência Petrobras

indústria química

hidratos, absorvedor de gases ácidos e enchimento de umbilicais e etanolaminas como matéria-prima para os absorvedores de gases ácidos e poliacrilatos como antiencrustante. Na área de refino, a empresa disponibiliza etanolaminas como absorvedor de CO2 e gases ácidos, glicol na extração de aromáticos. E ainda fornece dispersante para derramamentos de óleo no mar. “Segundo o planejamento estratégico da Petrobras, a produção/ refino de petróleo até 2020 passaria dos 2 milhões bpd para 4 milhões de bpd e a produção de gás quase triplicaria neste mesmo período. Portanto, a expectativa é de que o consumo de produtos químicos cresça de modo significativo neste período”, avalia Ubirajara D’Oliveira Guimarães, da Oxiteno. “Logicamente, não podemos afirmar que o consumo de produtos crescerá proporcionalmente ao crescimento da produção, mas podemos afirmar que este consumo crescerá.” “A Oxiteno tem seis fábricas no Brasil, três no México e uma na Venezuela. A maioria desses produtos são 100% local. O único produto – 34

TN Petróleo 77

butil glicol – não é 100% local, pois temos que importar o butanol. Tudo que vendemos para petróleo no Brasil é fabricado no país. A Oxiteno possui conteúdo local para todos os produtos dessa linha.”

Potencial Para a multinacional alemã Basf, o segmento oilfield é considerado entre os de maior potencial de crescimento, tendo em vista o portfólio de produtos, o potencial de desenvolvimento e o crescimento esperado no segmento para o Brasil e a região da América do Sul. Atualmente, a participação nos negócios está voltada para um quelatante especial (agente complexante) e um biocida (glutaraldeído). Em parceria com a Petrobras, a Basf desenvolveu um processo químico que aumenta a produtividade nos campos offshore. A tecnologia, à base de agente complexante para uso específico produzido pela Basf no Brasil, permite a limpeza química dos dutos dos campos de produção em águas profundas. A companhia também tem planos ambiciosos para o pré-sal e busca oportunidades para a expansão da produção de insumos

químicos vendidos no Brasil e na América do Sul. A alemã tem diversos produtos que se aplicam na área de petróleo e gás. Destacam-se o Basolsove CK (desincrustante) e Basolsove PP (desincrustante especial desenvolvido para atender a uma solicitação da Petrobras). Ambos os produtos substituem a limpeza mecânica de poços de petróleo offshore por um procedimento químico, mais rápido e econômico. A empresa já está também desenvolvendo produtos para a recuperação terceária. “Temos tecnologia de exploração em águas profundas e a produção no Brasil (pré-sal) é uma possibilidade em estudo”, afirma Alfred Hackenberger, presidente da Basf para a América do Sul. “A empresa possui também tecnologias químicas que permitem a produção secundária de petróleo, capazes de ampliar a capacidade de exploração das reservas dos poços, aumentando a vida útil dos mesmos.”

Qualidade Para Nuno Cipriano, Global Account Manager da portuguesa Euronavy, a expectativa de qualquer empresa que trabalha com produtos químicos, principalmente aqueles relacionados com a extração do petróleo, é que as matérias-primas sofram uma redução. “Devido à escassez mundial, a crise financeira e o crescente consumo destes produtos pelos países em grande desenvolvimento, nota-

SH Acessos damente aqueles que compõem o Bric (Brasil, Rússia, Índia, China), tem-se notado elevado aumento do valor de todas as commodities e outros produtos derivados”, observa. “Infelizmente isso acaba por se refletir em nossos clientes, tornando o mercado cada vez mais agressivo em termos de preços e em algumas situações envolvendo qualidade”, destaca o executivo da empresa especializada em tintas marítimas e industriais, que tem como maior marca de sucesso a Sherwin-Williams (reconhecida também na área de construção civil e decoração). “A posição é procurar melhores processos de modo a combater este incremento desmesurado sem nunca pôr em causa a qualidade dos seus produtos.”

Investimentos O grupo holandês AkzoNobel é outra empresa que atua no setor. Em janeiro, a empresa comunicou ao mercado que serão realizados investimentos de 90 milhões de euros em uma nova fábrica no Brasil para dobrar as vendas no país para 1,5 bilhão de euros. A empresa projeta faturamento global de 20 bilhões de euros em 2015. “Com as perspectivas das reservas já encontradas pela Petrobras para exploração/produção em águas profundas, espera-se um crescimento e investimento considerável para esta indústria no Brasil, o que irá implicar a necessidade de fabricação de plataformas/ FPSOs, entre outras estruturas, para suprir a demanda. É esperado que o mercado brasileiro se torne o maior mercado do mundo em termos de FPSOs e a AkzoNobel/

International Paint quer participar deste mercado, sem dúvida”, assegura Fernando Macedo, gerente geral da International Paint – unidade de Tintas Marítimas e Industriais da AkzoNobel. A International Paint fornece, dentre outros produtos, soluções para proteção anticorrosiva especialmente desenvolvidas para suportar as condições extremas características dos ambientes offshore e que podem ser utilizadas em plataformas fixas, autoeleváveis (PAS), semissubmersíveis, naviossonda e FPSO. “Nossa expectativa é poder contribuir ativamente para o desenvolvimento e consolidação do mercado brasileiro com o suporte de novas tecnologias e novos produtos dedicados ao mercado offshore”, diz.

Estruturas tubulares de acesso Tecnologia e segurança em equipamentos que ajudam você a chegar lá.

Brasileiras a postos A Poland também tem seu lugar garantido entre as empresas líderes no fornecimento de produtos químicos para exploração e produção de petróleo. A empresa tem negócios em desenvolvimento na América do Sul, em países como Argentina, Colômbia e Venezuela, e na Costa Oeste da África. A empresa fornece soluções químicas, o que inclui fluidos, para as etapas de exploração e produção, tratamento e refino de petróleo. Outra brasileira que vem desenvolvendo tecnologia de ponta para o mercado brasileiro de química de petróleo é a Petrolab. Com matriz em Sergipe e duas filiais, uma na Paraíba e outra na Bahia, com operações em todas as áreas de produção do Brasil, a Petrolab desenvolveu novas tecnologias nos últimos anos, incluindo métodos de remoção de H2S em tanques de petróleo, novas técnicas para um eficiente transporte a baixo custo de óleo pesado, como também novos produtos para o controle de derramamento de óleo.

LOCAÇÃO, MONTAGEM E VENDA • Estruturas tubulares convencionais • Torres modulares de encaixe • Plataformas de trabalho

Acessos para Montagem e Manutenção Industrial em conformidade com a NR-18.

fôrmas

•

andaimes

•

escoramentos

Rio de Janeiro • São Paulo • Minas Gerais Espírito Santo • Paraná • Rio Grande do Sul Bahia • Ceará • Pernambuco • Goiás Distrito Federal • Mato Grosso Mato Grosso do Sul • Pará

www.sh.com.br 0800 282-2125

indústria química

Pacto nacional pela

química

O Pacto Nacional da Indústria Química, estudo realizado pela Abiquim, projeta o potencial de US$ 167 bilhões de investimentos no setor até o final desta década.

TN Petróleo 77

Foto: Cortesia Basf

ara atender ao aumento da demanda decorrente de uma taxa de expansão da economia de 4% ao ano, em média, o potencial de investimentos para a instalação de novas unidades e ampliação de capacidades é de US$ 87 bilhões. Para substituir importações e aumentar as exportações, visando reverter a tendência de crescimento do déficit comercial em produtos químicos, projetam-se investimentos de US$ 45 bilhões. “O grande desafio não é substituir a totalidade das importações, até porque, em alguns casos, isso não será possível, mas sim zerar o déficit”, explica Eduardo José Bernini, economista e presidente executivo da Abiquim. “O objetivo é elevar as exportações de forma a compensar essas importações.” De acordo com Bernini, agregar valor ao petróleo e ao gás a serem extraídos do pré-sal será essencial para a vitalidade econômica e para o desenvolvimento do Brasil. O estudo da Abiquim calcula que uma produção adicional de 2 milhões de

barris/dia demandará investimentos de US$ 15 bilhões. Desse total, US$ 5 bilhões seriam aplicados na construção/ampliação de centrais petroquímicas e US$ 10 bilhões na segunda geração. “O salto de produção proposto por esses quatro itens exigirá uma forte agenda de inovação. Os investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação deverão aumentar muito, alcançando cerca de US$ 32 bilhões até 2020”, afirma. Estima-se também que, em 2020, os produtos químicos obtidos a partir de matérias-primas renováveis responderão por cerca de 10% da oferta global de produtos petroquímicos. O Brasil, pelas condições naturais de que dispõe, poderá tornar-se líder mundial desse mercado, caso sejam viabiliza-

dos os investimentos necessários, estimados em US$ 20 bilhões. “A indústria química tem efeito multiplicador em toda a economia e está presente em todas as cadeias produtivas. As principais economias do mundo têm uma indústria química forte”, diz o economista, destacando que o ranking é liderado pelos Estados Unidos, seguidos de China, Japão, Alemanha, França, Itália e Coreia. A indústria química brasileira ocupa a oitava posição. “Com o crescimento previsto para a economia brasileira nos próximos anos, de 4% em média ao ano, o consumo de produtos químicos aumentará”, avalia. “A elasticidade do setor em relação ao PIB é de 1,25, o que projeta um potencial aumento de, no mínimo, 5% ao ano no consumo de produtos químicos.”

TN Petr贸leo 77

indústria química

Química

para o petróleo

Os cerca de 200 tipos de produtos químicos fornecidos para o setor de óleo e gás estão divididos, basicamente, em dois grupos.

s produtos classificados no grupo de exploração são utilizados na perfuração, completação e estimulação de poços. Em sua maioria são produtos adquiridos mediante especificações predefinidas, utilizados em grandes volumes e que possuem valor agregado mais baixo quando comparados com os produtos do grupo de produção – o que não significa que sejam menos importantes ou essenciais. Nesse grupo estão incluídos, entre outros, o cloreto de sódio ou sal grosso, que é utilizado tanto em fluidos de perfuração

como de completação, podendo ser fornecido na forma sólida ou líquida (salmoura). Outro produto importante é a baritina, o principal adensante nos fluidos de perfuração. A baritina (ou barita) é utilizada para selar os furos das sondagens (lamas densas), mas também cumpre funções específicas durante a perfuração (transporte, controle de pressão, manutenção da estabilidade dos furos, proteção, lubrificação, dentre outras). Trata-se de um item de contingência que é estocado nas sondas para garantia da segurança dos poços. Há ainda as

N-parafinas, usadas na fabricação de fluido sintético de perfuração – é o principal tipo de fluido utilizado na perfuração de poços. Já os produtos classificados no grupo de produção são utilizados para o tratamento primário nas plantas de processamento existentes nas plataformas de produção, nas quais o óleo, a água e o gás que estão misturados em uma única corrente de petróleo são separados, tratados e destinados corretamente. O óleo segue por dutos ou navios aliviadores para as refinarias ou para exportação em estado

Glossário Principais químicos na fase de exploração

Principais químicos na fase de produção

Baritina – principal adensante nos fluidos de perfuração; utilizada para selar os furos das sondagens (lamas densas), mas também cumpre funções específicas durante a perfuração (transporte, controle de pressão, manutenção da estabilidade dos furos, proteção, lubrificação, dentre outras). Cloreto de sódio ou sal grosso – utilizado tanto em fluidos de perfuração como de completação, podendo ser fornecido na forma sólida ou líquida (salmoura). Dispersantes químicos – formulações químicas de natureza orgânica, aplicáveis em situações de derrames de óleo, visando a proteção de recursos naturais e socioeconômicos sensíveis, como os ecossistemas costeiros e marinhos. Inibidor de corrosão – substância química ou composição de substâncias que, sob determinadas condições, num meio que seja corrosivo, elimina ou reduz o processo de corrosão. N-parafinas – utilizadas na fabricação de fluido sintético de perfuração – o principal tipo de fluido empregado na perfuração de poços.

Álcool anidro – item estratégico, é usado como inibidor de hidratos – ou seja, para evitar que o gás em contato com alguma umidade presente no meio se congele e cause o entupimento da linha (riser de elevação que sai dos equipamentos submarinos conectados à cabeça do poço, no leito marítimo), o que poderia demandar uma parada de produção. Antiespumantes – responsáveis pela eliminação da espuma produzida durante esse processo de separação. Desemulsificantes – responsáveis pela quebra (separação) da emulsão de óleo, água e gás em três correntes.

TN Petróleo 77

Outros produtos – absorventes, aditivos para fluidos de completação e estimulação, aminas especiais, antiespumantes, biocidas, catalisadores, decapantes orgânicos e inorgânicos para limpezas químicas, desemulsionantes, desengraxantes para limpeza de tanques de óleo, dispersantes para óleo vazado em água do mar, rios e lagos, emulsionantes, espessantes, espumantes, fluidos de intercâmbio térmico, inibidores de corrosão atmosférica, inibidores de corrosão para adutoras de água, inibidores de corrosão para oleodutos, inibidores de encrostrações, sequestrantes de H2S, sequestrantes de oxigênio.

Polimero da Basf desenvolvido para melhorar a exploração de reservas de petróleo.

Foto: Cortesia Basf

bruto; o gás é comprimido para se integrar à malha de gasodutos e a água tratada é descartada ou reinjetada nos reservatórios. Em sua maioria são produtos de performance, adquiridos pelo seu desempenho no enquadramento das correntes a serem tratadas, são utilizados em volumes menores e possuem elevado valor agregado quando comparados com os produtos do grupo de exploração. Entre eles estão os desemulsificantes, responsáveis pela quebra (separação) da emulsão de óleo, água e gás em três correntes; e os antiespumantes, responsáveis pela eliminação da espuma produzida durante esse processo de separação. Outro item estratégico é o álcool anidro, usado como inibidor de hidratos – ou seja, para evitar que o gás em contato com algu-

ma umidade presente no meio se congele e cause o entupimento da linha (riser de elevação que sai dos equipamentos submarinos que estão conectados à cabeça do poço, no leito marítimo), o que poderia demandar uma parada de produção. Para os próximos anos, com as descobertas do pré-sal, haverá grande demanda inicial de

produtos químicos para a etapa exploratória, pois será realizada a perfuração e a completação de grande número de poços produtores e injetores. Eles serão conectados às diversas plataformas produtoras, cujo projeto de engenharia já se encontra em execução, aumentando então a demanda de químicos usados na fase de produção.

VEOLIA WATERS

indústria química

Química

para um mundo melhor

Instituído pela Unesco para celebrar as grandes descobertas e os avanços tecnológicos da Química, teve início, oficialmente, no Brasil, no dia 23 de março, em solenidade de abertura na Academia Brasileira de Ciências, no por Cassiano Viana Rio de Janeiro, o Ano Internacional da Química (AIQ).

TN Petróleo 77

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

om o tema ‘Química para um Mundo Melhor’, o AIQ comemora o centenário do Prêmio Nobel de Química, concedido à cientista polonesa Marie Curie, e tem como objetivo mostrar a importância dessa ciência para a humanidade, visando aumentar o interesse dos jovens pelo estudo dessa matéria. Promovido no Brasil pela Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), Sociedade Brasileira de Química (SBQ), Conselho Federal de Química (CFQ) e suas divisões regionais (CRQs), o AIQ irá incentivar os trabalhos científicos dos profissionais da área no Brasil, divulgar as questões de educação para ciências e a pesquisa nas universidades, além de destacar a atuação responsável e inovadora da indústria química no país. Segundo Claudia Rezende, coordenadora do AIQ no Brasil e professora do Instituto de Química da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o evento irá contribuir para o estreitamento da cooperação internacional, servindo de referência em informação para as atividades desenvolvidas por associações nacionais de química, instituições, universidades, indústria, governos e organizações não governamentais. “Serão organizadas diversas ações de divulgação científica, com a intenção de despertar no jovem o

interesse por ciência, especialmente a Química, além de mostrar que ela está presente no cotidiano da população, em tudo que consumimos”, destaca Claudia. “A celebração do Ano Internacional da Química é uma excelente ocasião para reconhecermos e valorizarmos a contribuição da química, e de nossa indústria, para o desenvolvimento da sociedade, os avanços tecnológicos e a qualidade de vida das pessoas”, afirmou Michael Pronin, presidente para América Latina da Clariant, uma das empresas patrocinadoras do evento. “Acreditamos na força da ‘Química para um Mundo Melhor’, investimos em soluções inovadoras e somos guiados pelos valores fundamentais da ética, responsabilidade social e ambiental. Temos

grande satisfação de participar ativamente dos desafios da química para o futuro e do fortalecimento dessa indústria em nosso país e na América Latina”, disse. “Reconhecer o quanto a química faz parte do nosso cotidiano é garantir nossa própria sustentabilidade como cidadãos. Afinal, ela está presente na prevenção, alívio e cura de doenças, no fornecimento suficiente de alimentos de alta qualidade, além de trazer contribuições significativas nas áreas de eficiência energética e de recursos, mobilidade e habitação”, avaliou Theo van der Loo, presidente do Grupo Bayer no Brasil, empresa patrocinadora da iniciativa. O executivo complementou: “Ciência para uma vida melhor. Essa é nossa promessa perante a sociedade. Buscamos e fornecemos novas soluções para enfrentar os grandes desafios globais e a química nos acompanha em todos os nossos processos.”

TN Petr贸leo 77

indústria química

Química

de resultados

Em um novo patamar no mercado mundial de óleo e gás, a indústria petrolífera brasileira vem demandando o desenvolvimento de soluções químicas integradas para viabilizar a exploração de hidrocarbonetos em cenários cada vez mais complexos, como o pré-sal, e otimizar a produção em campos maduros onshore e offshore.

Carlos Tooge é doutor em Química e diretor da Unidade de Negócios Oil & Mining Services da Clariant na América Latina.

TN Petróleo 77

indústria brasileira de petróleo e gás prepara-se para dar um grande salto – qualitativo e quantitativo – em suas operações offshore, rumo a uma ousada meta de mais que dobrar não somente a produção brasileira de 2 milhões de barris, mas também suas reservas provadas, hoje de 14 bilhões de barris. A Petrobras, uma das oito maiores companhias de capital aberto do mundo (com a quarta maior reserva entre as petrolíferas com ações em bolsa), em 2009 deu a partida na exploração do pré-sal da Bacia de Santos, com um teste de longa duração (TLD), realizado por um FPSO (Floating Production Storage and Offloading), batizado Cidade de São Vicente, na área de Tupi. Iniciado em maio de 2009, o TLD estava instalado a 300 km da costa do Rio de Janeiro, em águas de mais de 2.000 m de profundidade. Nessa mesma área, está o FPSO Cidade de Angra dos Reis, que começou a produzir em dezembro do ano passado, no hoje chamado piloto de Lula (nome que o campo recebeu quando foi declarada sua comercialidade). Com reservas estimadas em 5 a 8 bilhões de barris, Tupi configura-se, até hoje, como a principal descoberta nessa nova fronteira exploratória: os hidrocarbonetos (óleo e gás natural) estão há cerca de 5.000 m a 7.000 m de profundidade, abaixo de uma camada de sal que atinge até 2.000 m de espessura. A entrada em operação do piloto de Lula marcou também o incremento das atividades exploratórias na Bacia de Santos, onde as reservas estimadas do pré-sal já estariam entre 14,5 bilhões a 20 bilhões de barris, somando as reservas de Tupi (5 a 8 bilhões), Guará (1 a 2 bilhões), Iara (3 a 4 bilhões), Jubarte (1 a 1,5 bilhão no Parque das Baleias) e a descoberta de Franco (até 4,5 bilhões), pela Petrobras a serviço da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A aceleração nas atividades exploratórias na Bacia de Santos já começa a impactar fortemente a demanda por produtos e serviços, que devem vir aliados a uma logística complexa para atender às novas unidades, parte delas em locais mais afastados da costa brasileira. Dos US$ 224 bilhões do Plano de Negócios 2010-2014 da Petrobras – e que representam a média de US$ 44,8 bilhões por ano –, US$ 31,6 bilhões referem-se a novos projetos, dos quais 62% dedicados para a área de E&P (US$ 19,7 bilhões). O segmento de Exploração e Produção (E&P) receberá investimentos de US$ 118,8 bilhões, dos quais US$ 30,9 bilhões para o présal e US$ 77,3 bilhões para o pós-sal (em diversas bacias brasileiras).

Foto FPSO Rio das Ostras: Agência Petrobras

Tais recursos visam à descoberta e apropriação de reservas, maximizar a recuperação de petróleo e gás nas concessões em produção, além de desenvolver a produção do pré-sal da Bacia de Santos e intensificar o esforço exploratório nas outras áreas do pré-sal e em novas fronteiras no Brasil e no exterior. Boa parte desses recursos será utilizada na construção de navios, sondas e plataformas e aquisição e conversão de cascos – que representam uma das maiores carteiras da indústria naval hoje no mundo. Mas ainda é grande o volume de recursos que será usado na aquisição de uma infinidade de produtos e serviços que viabilizem todas as atividades inerentes à prospecção offshore de petróleo e gás natural. Com o incremento das atividades offshore, há expectativas de uma demanda crescente e em grandes volumes de produtos químicos, tanto nas etapas exploratórias, com numerosas sondas em atividades nos próximos cinco anos, como na fase de produção, com a instalação de sistemas de desenvolvimento dos campos. As atividades offshore dependem não apenas de planejamento e de toda uma complexa engenharia, adequada para cada etapa, mas também de distintos produtos e serviços. Na ponta dessa cadeia produtiva estão os químicos, utilizados desde a prospecção e perfuração dos poços até a produção comercial nas plataformas offshore.

Daí a expectativa de que a procura por químicos vá dobrar já nesses primeiros anos, quando será maior a atividade exploratória, que utiliza esses produtos na perfuração, completação e estimulação de poços. Embora tenham menor valor agregado, se comparados aos usados na fase de produção, são consumidos em grandes volumes e, devido ao rigor das condições do pré-sal, requerem tecnologia ainda mais avançada para que atinjam alto desempenho e baixo impacto ambiental.

TN Petróleo 77

indústria química

A demanda ainda será mais aquecida na área de químicos para a produção, com os TLDs, pilotos e novas unidades de produção que vão ser instaladas nos próximos anos. São necessárias soluções químicas para o tratamento primário dos módulos de processamento das plataformas, que separam o óleo, a água e o gás de uma única corrente (o óleo é escoado por dutos ou navios aliviadores, o gás por gasodutos e, futuramente, por sistemas de liquefação embarcados, e a água tratada é descartada ou reinjetada nos poços produtores). E ainda soluções específicas para a elevação do hidrocarboneto que está no reservatório, em grandes profundidades de água e substrato. Nesta etapa, embora em menor volume, são utilizados produtos de alta performance e valor agregado, como os desemulsificantes (que separam o óleo, a água e o gás em três correntes), os antiespumantes, que eliminam a espuma produzida nesse processo de separação. São essenciais ainda os químicos que inibem a corrosão, garantindo a integridade dos sistemas de produção, e os inibidores de parafinas, incrustação e hidratos, que possibilitam o contínuo fluxo do hidrocarboneto e afastam o risco de parada de produção. É nesse cenário que a Clariant Oil Services, fornecedora global de especialidades químicas e serviços integrados para o segmento de petróleo e gás, tem um papel importante a desempenhar, respaldada na experiência acumulada em quase 40 anos de parceria com a Petrobras. Para atender a este mercado, responsável por 17% de seu volume de negócios no Brasil, a empresa tem investido em pesquisa e desenvolvimento (P&D) de soluções eficazes e de menor impacto ambiental, para fazer frente aos desafios crescentes em águas profundas e, agora, na camada do pré-sal. Com plantas industriais em Suzano (a segunda maior unidade de produção da empresa no mundo), na Grande São Paulo, além de Resende e Duque de Caxias, no estado do Rio de Janeiro, a empresa consolidou algumas vantagens competitivas. Além de ter grande capacidade produtiva local – alinhada com a política de conteúdo nacional da ANP –, suas unidades estão posicionadas próximo às bases operacionais das bacias de Campos e de Santos. Única empresa do mercado brasileiro com tecnologia de aplicação e síntese química, com capacitação para desenhar moléculas que deem suporte às novas demandas tecnológicas da área do pré-sal, a Clariant atua hoje em todo o ciclo de vida do petróleo e gás – desde a exploração, extração, processamento, transporte, refino, até a recuperação de campos maduros. Com foco no suporte e desenvolvimento de tecnologias para E&P, a empresa criou soluções para atender aos desafios locais (desemulsificantes, biocidas, sequestrantes de H2S) que hoje já são comercializados em outros mercados, como Argentina, Colômbia, Escócia, entre outros. 44

TN Petróleo 77

Viabilizou ainda processamento de petróleo pesado, produzido em grande escala na Bacia de Campos, onde esse óleo é típico, com um pacote completo de químicos que permitiram a desidratação e facilitaram o escoamento desse óleo no campo de Marlim, através da FPSO Rio das Ostras. Os desafios offshore de uma bacia com mais de 30 anos de produtividade também levaram a empresa a desenvolver soluções específicas para a recuperação de petróleo em campos maduros: mais de cinco mil poços, em toda a América Latina, já utilizaram ou utilizam a tecnologia Liberate, taylor made para cada poço e campo. Trata-se de um pacote de químicos que reparam danos nos poços decorrentes de incrustação inorgânica, parafinas e alfaltenos, promovendo o aumento da produção e reduzindo a velocidade de declínio da curva produtiva. Outra tecnologia, de controle de produção de água, com produtos da linha Reltreat, reduziu muito os custos de produção. Atenta à rápida evolução do setor e à demanda crescente por soluções inovadoras, a Clariant Oil Services vem buscando desenvolver produtos com serviços agregados – inclusive no que se refere a Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) –, para as operações nos campo do pré-sal, bem como testar novas aplicações para itens de seu portfólio, respaldada em sua expertise mundial. A empresa já tem nova patente de processo de Squeeze inorgânico que prolonga substancialmente o tempo de vida do tratamento – solução que abrange também todo o projeto de injeção, desenvolvido pela Clariant. Essas decisões de investimento em P&D estão respaldadas na consulta aos principais players do mercado, para saber quais as suas reais necessidades – somente no ano passado foram realizados dois workshops sobre o pré-sal com a Petrobras. Daí a escolha do Rio de Janeiro para instalar um novo Centro de Excelência em Aplicações para América Latina da Clariant Oil Services. A localização fortalecerá a sinergia entre a Clariant, a UFRJ, a Petrobras e o próprio Cenpes, dentro de acordos tecnológicos que vão potencializar a capacidade e velocidade de desenvolvimento de soluções, com foco em cenários complexos como o do pré-sal. Esse centro será interligado à rede de P&D da empresa, que inclui os Centros Técnicos de Aberdeen, na Escócia, e de Houston, nos Estados Unidos. Além da geração de tecnologia, essa unidade abrigará um centro de treinamento para todos os colaboradores latino-americanos, incrementando e fomentando o crescimento sustentável através do desenvolvimento humano e tecnológico. Dessa forma, a empresa prevê ter a participação ainda mais forte em um mercado que terá, a partir de 2014, um novo salto tecnológico e de produtividade, com investimentos crescentes nas atividades de exploração e produção. A corrida do ouro negro do pré-sal, portanto, mal começou.

TN Petr贸leo 77

gás natural

No dia 13 de abril foi fundeada na Baía de Guanabara a Unidade de Manutenção e Segurança (UMS) Cidade de Quissamã, a mais nova plataforma de apoio à produção de petróleo e gás da Petrobras. A plataforma ficará localizada na Bacia de Campos.

Plataforma de serviço

TN Petróleo 77

Foto: Agência Petrobras

É a primeira vez que serão feitos, no Brasil, serviços de revitalização em navios de produção do tipo FPSO, sigla em inglês para Unidades Flutuantes de Produção, Armazenamento e Transferência. A conexão da UMS Cidade de Quissamã ao FPSO P-37 (primeiro a ser revitalizado) ocorrerá por meio de uma passarela eletro-hidráulica, que opera com movimentos telescópicos. Com essa tecnologia, os movimentos da embarcação são controlados por um sistema de posicionamento dinâmico, com sensores de orientação e sofisticado conjunto de propulsão, que permitem manter a UMS conectada a qualquer tipo de plataforma – fixa ou flutuante, sem a utilização de amarras e âncoras. Com a nova UMS, a Petrobras reforça as campanhas de manutenção iniciadas em 2006, quando colocou em operação a UMS Cidade de Armação dos Búzios, que já atuou nas plataformas de Garoupa, Pampo e Enchova. Atualmente, a UMS Cidade de Arraial do Cabo realiza campanha de revitalização na plataforma PCH-1, localizada no campo de Cherne. A Petrobras pretende ampliar ainda mais sua capacidade de produção com a incorporação de outras Unidades de Manutenção e Segurança ao longo deste ano. As UMSs fazem parte da estratégia de expansão da área de Exploração e Produção da companhia.

Tipo de plataforma: semissubmersível Comprimento total: 99 m Largura total: 36 m

UMS Cidade de Arraial do Cabo Tipo de plataforma: semissubmersível Comprimento total: 109 m Largura total: 36 m

Foto: TN Petróleo

ssa é a segunda plataforma desse tipo que chega à referida bacia, neste ano, com a missão de revitalizar as unidades marítimas da Petrobras, oferecendo apoio logístico, facilidades e acomodações para viabilizar os trabalhos a serem realizados nas plataformas. A embarcação dispõe de instalações e equipamentos que permitem às plataformas revitalizadas incorporar novas descobertas, nas áreas de produção já desenvolvidas, e prolongar em até 50% a vida útil de plataformas de produção. A primeira UMS foi a Cidade de Arraial do Cabo, que chegou à Bacia de Campos no primeiro trimestre deste ano. As UMSs podem ser comparadas a um estaleiro móvel. Com capacidade para levar até 400 pessoas, a embarcação conta com oficinas de fabricação, instrumentação e elétrica, guindastes, áreas de armazenamento, pintura e manutenção, caldeiraria, equipamentos de segurança, e com oito baleeiras com capacidade para 102 pessoas cada e sistemas de combate a incêndios. Além disso, há espaço também para descanso dos passageiros, com 130 cabines para acomodação da tripulação, instalações médicas, refeitório, academia, cinema, sala de jogos, sala de leitura e para café.

UMS Cidade de Quissamã

UMS Cidade Armação de Búzios Tipo de plataforma: semissubmersível Comprimento total: 87,7 m Capacidade: 1.000 toneladas de carga Altura: 42 metros Peso: 21,5 mil toneladas

Foto: Agência Petrobras

para a Bacia de Campos

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

por Rodrigo Miguez

TN Petr贸leo 77

dutos terrestres

Fazendo o

dever de casa O setor dutoviário tem um ‘dever de casa’ que deverá monopolizar as discussões operacionais neste ano: adequar a gestão de segurança operacional dos dutos terrestres ao novo Regulamento Técnico n. 2/2011 da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) – Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural/RTDT.

ara começar, as empresas operadoras deverão apresentar diversos documentos para a Agência, dentre eles, a avaliação preliminar do risco do duto ou trecho do mesmo conforme critérios estabelecidos pelo RTDT e o cronograma para implementação dos requisitos constantes da nova regulamentação. Com o objetivo de divulgar informações sobre o novo Regulamento, o Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT) e a Comissão de Transporte Dutoviário do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás

TN Petróleo 77

e Biocombustíveis (IBP) promoveram, em março, um workshop que contou com a participação de especialistas envolvidos na elaboração da norma. Realizado na sede do IBP, o evento contou com palestras informativas sobre as exigências do Regulamento e debates entre os participantes, dentre eles, Ana Beatriz Stepple da Silva Barros, superintendente de Comercialização e Movimentação de Petróleo, seus Derivados e Gás Natural, da ANP, e Marcelo Rennó, diretor de e Gás Natural da Transpetro. As exigências imediatas, os desafios para adequação da

Foto: Cortesia GDK

por Cassiano Viana

malha de dutos terrestres, a conscientização pública e a prevenção de danos causados por terceiros e o Programa de Gerenciamento de Integridade (PGI) foram alguns temas abordados no evento.

O que muda com o RTDT Publicada em fevereiro pela ANP, a resolução define, por exemplo, o prazo de 180 dias – contados a partir da data de sua publicação – para a entrega, por parte das empresas do setor, de

Foto: Divulgação

Em todas as fases, o RTDT estabelece os documentos, ações, procedimentos, planos e/ou programas mínimos de responsabilidade do

uma série de documentos que incluem um cronograma para o desenvolvimento dos requisitos constantes do RTDT. Os dutos deverão estar adequados ao Regulamento Técnico em até dois anos após sua publicação. A Regulamentação até então vigente era a Portaria ANP 170/98, que estabelece as condições básicas para obtenção das Autorizações de Construção e de Operação de dutos. Embora a Portaria 170 já previsse a fiscalização pela ANP e algumas exigências para a garantia da segurança operacional, esta possuía, até então, poucas referências para uma auditoria técnica consistente. “Já o RTDT estabelece de maneira objetiva os requisitos essenciais e os padrões mínimos de segurança operacional, em todas as fases do Ciclo de Vida do Duto (Projeto, Construção, Operação e Desativação), referenciadas às principais Normas Técnicas de engenharia, aceitas internacionalmente”, explica Oswaldo Inojosa, consultor do CTDUT. “Em todas as fases, o RTDT estabelece os documentos, ações, procedimentos, planos e/ou programas mínimos de responsabilidade do Transportador.” Para Inojosa, uma das principais exigências para a garantia

da Integridade Física das instalações é o Programa de Gerenciamento da Integridade (PGI), que estabelece os requisitos mínimos a serem atendidos para o Gerenciamento da Integridade, prevendo, entre outras, Avaliação de Risco, Avaliação da Integridade, Ações Mitigadoras, Gestão da Documentação e Gerenciamento de Mudanças.

Transportador. Oswaldo Inojosa, consultor do CTDUT

“Na área de proteção ambiental e de proteção às pessoas e comunidades, o RTDT dedica um capítulo específico, no qual estabelece a obrigatoriedade de desenvolver e implementar um Programa de Conscientização e Mobilização Pública, visando manter as autoridades públicas, empresas com potencial de risco para os dutos e comunidades

Em busca de melhores práticas Durante uma reunião da Comissão de Dutos do IBP, em 2005, destacou-se a necessidade de elaboração de um modelo de segurança operacional para as instalações de transporte dutoviário, chamando a atenção para o fato de o sucesso de suas ações dependerem da contribuição e participação de todos os agentes da indústria de petróleo e gás nacional que iriam ter suas atividades reguladas. Mais tarde, a Comissão indicou o CTDUT como entidade independente e representativa da Comunidade de Dutos, para coordenar o assunto, podendo recorrer aos seus associados para equacionar os recursos necessários à elaboração da proposta. O Acordo de Cooperação Técnica que viabilizou o RTDT foi assinado em dezembro de 2006, tendo prazo de cinco anos e o objetivo de desenvolver estudos e a atividades visando auxiliar, presente e futuramente, o aprimoramento das regulamentações de competência da ANP em questões

referentes à segurança operacional de instalações para movimentação de petróleo, seus derivados, gás natural e biocombustíveis. O CTDUT contribuiu com os estudos das melhores práticas internacionais para gestão da integridade de dutos e apresentou subsídios para a ANP na elaboração do Regulamento Técnico, bem como, juntamente com a Comissão de Transporte Dutoviário do IBP, promovendo o debate na comunidade dutoviária. “Após alguns anos sem que tivesse ocorrido alguma mudança significativa na regulamentação operacional de dutos, o RTDT certamente veio atender às expectativas da comunidade, sempre preocupada com a segurança do transporte dutoviário, colocando o Brasil em um patamar oficial de controle e segurança comparável com as nações que possuem grandes extensões de dutos terrestres”, afirma Raimar van den Bylaardt, presidente do CTDUT. TN Petróleo 77

dutos terrestres

de Inspeção e Manutenção dos Dutos e das Faixas e Registro do Histórico do Duto, entre outras. “O RTDT não pode ser apenas mais um regulamento ou lei, como é comum no Brasil. Quando ouvimos que o Brasil é o ‘país da impunidade’, sempre tem alguém próximo que complementa que não é por falta de leis e sim de fiscalização ou aplicação da lei”, avalia Julio Alonso, CEO e diretor da Asel-Tech. “O Regulamento ficou muito bom, pois foi elaborado por pessoas experientes e conscientes e trará enorme contribuição para

a redução dos danos ambientais decorrentes da operação de transporte por dutos”, afirma, acrescentando que o trabalho da ANP será fundamental para que os objetivos do Regulamento sejam alcançados. De acordo com Alonso, o Brasil é o segundo país do mundo a criar um regulamento para transporte de produtos por dutos (o primeiro foi o Peru, em 2007, que só está implementando as medidas agora), mas poderá ser o primeiro a implementar o regulamento e obter resultados práticos com relação à proteção ambiental. “Temos todas as condições para realizar essa missão e mostrar ao mundo o pioneirismo do Brasil”, diz. “Depende de nós”.

Contagem regressiva para a Rio Pipeline Para a comunidade dutoviária, 2011 marca a realização de mais uma Rio Pipeline Conference and Exposition, durante os dias 20 a 22 de setembro, no Centro de Convenções Sul América, no Rio de Janeiro. Realizado a cada dois anos desde 2005, na edição de 2009 o evento contou com a participação de 120 expositores, de 35 países, e atraiu o interesse de três mil visitantes nos três dias. “A participação na programação técnica na Rio Pipeline é fundamental para o desenvolvimento do setor no Brasil, seja pela atualização de conhecimentos, pelas discussões sobre tendências e expectativas da indústria, seja pela troca de experiências que propicia”, afirma Raimar van den Bylaardt, presidente do Conselho Executivo do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT). Levando em consideração o crescimento da indústria de transporte por dutos, que tem movimentando por ano, mais de US$ 50 bilhões no mundo, o evento é de extrema importância. No Brasil, estima-se, até 2013, investimentos na ordem de US$ 8 bilhões previstos para projetos de expansão da malha de dutos.

Edições anteriores? CLIQUE!

www.tnpetroleo.com.br

TN Petróleo 77

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

vizinhas às faixas, informadas e sensibilizadas em relação aos riscos inerentes à operação dos dutos”, destaca. O RTDT exige também que o transportador tenha um Plano de Resposta a Emergência, prevendo treinamento de equipes, envolvimento dos órgãos públicos e das comunidades. Além disso, no capítulo referente a Operação, Inspeção e Manutenção, o RTDT enumera em torno de 20 exigências de documentação, procedimentos, planos e programas para garantia da integridade e segurança operacional do duto, tais como Manual de Operação, Programa de Manutenção e Calibração, Procedimentos Críticos de Operação, Programas

TN Petr贸leo 77

cana-de-açúcar

Inovação no setor de

açúcar e etanol Acordo de cooperação técnica entre o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e a Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), para execução do Plano Conjunto de Apoio à Inovação Tecnológica Industrial dos Setores Sucroenergético e Sucroquímico (Paiss), vai contribuir para maior capacidade de coordenação no apoio aos por Maria Fernanda Romero investimentos à inovação na indústria processadora de cana-de-açúcar.

TN Petróleo 77

Foto: Divulgação

Da esquerda para direita: o ministro da Ciência e Tecnologia, Aloísio Mercadante; Luciano Coutinho, presidente do BNDES e Glauco Arbix, presidente da Finep.

Foto: Cortesia UNICA

objetivo do programa, que contará com R$ 1 bilhão para o período 2011-2014, é fomentar projetos que visem o desenvolvimento, a produção e a comercialização de novas tecnologias industriais destinadas ao processamento da biomassa proveniente da cana-de-açúcar. Os recursos serão liberados entre 2011 e 2014, dentro das linhas e programas já existentes nas duas instituições. Os investidores poderão obter financiamento dentro das diversas linhas e programas do BNDES e da Finep, de acordo com as características dos projetos, incluindo participação societária por intermédio da BNDESPAR. “O acordo é um esforço conjunto das duas instituições de enfrentar o desafio tecnológico dos biocombustíveis de segunda geração, para manter nossa liderança e colocar o país mais próximo da fronteira de criação tecnológica de pesquisas nestas áreas”, indicou o presidente do BNDES, Luciano Coutinho. O programa contará com três linhas temáticas: o bioetanol de segunda geração; novos produtos de cana-de-açúcar, incluindo o desenvolvimento a partir da biomassa da cana por meio de processos biotecnológicos; e gaseificação, com ênfase em tecnologias, equipamentos, processos e catalisadores.

O acordo entre BNDES e Finep para a criação do Paiss também visa estimular a obtenção de produtos de maior valor agregado, que podem ser obtidos a partir da biomassa da cana, como por exemplo, os combustíveis de maior conteúdo energético (diesel, gasolina, querosene de aviação) ou mesmo intermediários químicos com aplicações industriais diversas. “As pesquisas nas áreas de segunda geração permitem que cheguemos em até 50% do aumento no incremento de competitividade ao ano, o que significa um salto de qualidade gigantesco. Logo, temos que investir nisso e acredito que este

acordo irá impulsionar a pesquisa e o desenvolvimento nessas áreas de segunda geração no país”, explica o presidente da Finep, Glauco Arbix. Segundo o ministro da Ciência e Tecnologia, Aloísio Mercadante, que esteve presente no evento de assinatura do acordo entre as instituições, o programa sucroalcooleiro brasileiro é de extrema importância no mundo, que busca uma matriz energética mais limpa. De acordo com ele, no programa sucroalcooleiro, o Brasil lidera não só o mercado, mas também as pesquisas. “É necessário buscar soluções tecnológicas e maior eficiência no setor. No Brasil, temos alternativa em hidroenergia”, complementa. A carteira conjunta de projetos de inovação na cadeia de produção de etanol e derivados do BNDES e da Finep soma R$ 413,5 milhões. O banco é responsável por R$ 169,1 milhões, e a Finep, por R$ 244,4 milhões. Ou seja, o novo programa torna disponível mais do que o dobro do volume de recursos já disponíveis.

TN Petr贸leo 77

empresas

BP volta a

operar no Brasil por Maria Fernanda Romero

A petrolífera britânica British Petroleum (BP) recebeu em maio da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a aprovação final para concluir a aquisição dos ativos da americana Devon no Brasil. Com isso, a BP passa a controlar dez blocos de exploração e produção, sendo quatro deles no pré-sal. O trâmite da aquisição levou cerca de15 meses, interrompido pela ANP em função do acidente no Golfo do México.

TN Petróleo 77

Foto: Divulgação

BP terá participação em oito blocos nas bacias de Campos e Camamu-Almada, em lâminas d’água entre 100 e 2.780 m de profundidade, bem como duas concessões em terra na Bacia do Parnaíba. Os blocos na Bacia de Campos incluem quatro descobertas – Campo de Xerelete e Wahoo, Itaipu e Fragata na camada pré-sal – além do Campo de Polvo, o qual produz hoje 25 mil barris de óleo por dia. Para aumentar ainda mais a produção no Brasil, o presidente da BP no país, Guillermo Quintero, em encontro com jornalistas no Rio, disse que a empresa não veio ao Brasil apenas para continuar o que a Devon já começou. A BP considera o país estratégico e quer intensificar sua participação em mais blocos de petróleo. “Não podemos revelar os nomes por questões estratégicas, mas temos em andamento duas ou três negocições de farm-in (processo de entrada nos blocos)”, disse Quintero. O executivo afirmou que os funcionários da Devon no Brasil serão empregados pela BP após a conclusão do acordo, que ainda depende

da autorização dos órgãos reguladores.

Brasil é prioridade Segundo Quintero, com a aquisição da carteira da Devon, a BP vai aumentar a capacidade de produção no Brasil para mais de 100 mil barris. “Esperamos aumentar significativamente essa cifra. Achamos que na segunda metade dessa década vamos ampliar nossa produção”, ressaltou. De acordo com o executivo, o bloco de Polvo, na Bacia de Campos, é o único que já está em plena atividade, com uma produção de 25 mil barris de petróleo ao dia. Quintero reve-

lou que a prioridade da empresa no Brasil são blocos em mar e em águas profundas, mas não descartou o interesse em áreas em terra. “Estamos interessados na próxima rodada da ANP, vendo oportunidades de farm-in e (interessados) em outras áreas do pré-sal”, acrescentou. Quintero afirmou ainda que a BP pretende criar no Brasil uma empresa para recrutar profissionais e treiná-los. “Queremos também criar boas alianças com as universidades e centros de pesquisa e tecnologia”, ressaltou.

Sísmica 3D e nova sonda Na coletiva, o presidente da BP no Brasil indicou ainda que a empresa está contratando sísmicas para estudar melhor as áreas que adquiriu da Devon na Bacia do Parnaíba, e deve contratar também estudos para a área de Polvo. Quintero indicou que a BP está finalizando os últimos detalhes para que uma nova sonda de perfuração, a Deep Ocean Clarion, inicie em maio a viagem para o Brasil, de forma a iniciar as operações em Itaipu dentro de um mês e meio. A unidade está no Golfo do México e vai se juntar à Deep Water Discovery, que já opera no país. Segundo ele, a referida sonda é de sexta geração e contará com inovações de segurança.

Segurança reforçada

Etanol Em abril, a BP ampliou a presença no setor de biocombustível no Brasil

Operados pela BP BP e outras operadoras

Foto: Divulgação

Questionado sobre as implicações de segurança nas operações brasileiras, Quintero lembrou que a BP tem por objetivo recuperar a imagem anterior ao acidente através de ações práticas que demonstrem a melhora dos procedimentos. “É importante para a BP recuperar a confiança do mundo e da sociedade. A melhor forma de fazer isso é por meio de ações e não de palavras”, salientou. O executivo lembrou que agora há dentro da empresa um grupo especializado em risco (chamado Safety and Operation Risk), que pode intervir em qualquer operação que seja considerada aquém do ideal de segurança. “Nós nos preparamos por um ano para este momento. Pusemos muita ênfase na análise de riscos e como implantar ação no Brasil para mitigar riscos”, garantiu Quintero, descartando que tenha havido realocações de recursos no Golfo do México para priorizar outras áreas, como o Brasil, por exemplo. “O Golfo continua sendo nossa principal área de atuação e não existe possibilidade de haver esta transferência de recursos. Mas o Brasil deve ganhar cada vez mais importância em nosso portfólio mundial”, concluiu.

com a aquisição do controle majoritário da Companhia Nacional de Açúcar e Álcool (CNAA). A empresa pagou perto de US$ 680 milhões para adquirir 83% das ações e refinanciar 100% das dívidas de longo prazo da mesma. A BP é agora responsável pela operação de duas usinas de etanol localizadas em Ituiutaba (Minas Gerais) e Itumbiara (Goiás), com capacidade atual para processar 5 milhões de toneladas de cana-de-açúcar por ano.

SUPORTE REGULATÓRIO

Empresas estrangeiras envolvidas na implantação de grandes empreendimentos no Brasil podem enfrentar alguns impasses devido ao desconhecimento das leis e normas locais. Para minimizar estes impactos, a Forship oferece suporte técnico integrado relacionado às diversas fases do empreendimento: projeto, suprimento, construção, comissionamento, importação e liberação para entrada em operação.

Sem comentar muito sobre o assunto, Quintero disse, na coletiva, que a BP visa estar na liderança do processo de produção de etanol no país até o fim da década. Para a área de downstream (que envolve atividades de refinação e logística, entre outras) o executivo descartou planos no curto prazo. “A empresa poderá vender sua produção tanto no mercado interno quanto externo”, finalizou.

Dentre os serviços e produtos regulatórios oferecidos pela Forship destacam-se: • Diretrizes gerais para atendimento aos requisitos regulatórios brasileiros • Agenda de atividades regulatórias • Matriz de responsabilidades para requisitos regulatórios • Procedimentos operacionais para atendimento a aspectos regulatórios • Revisão de documentação técnica de projeto, suprimento e construção • Suporte a especificação e aquisição de materiais e equipamentos • Respostas a questões técnicas relativas a aspectos regulatórios • Tradução e interpretação de legislação e normas brasileiras • Inspeções em instalações físicas • Fornecimento de profissionais qualificados para NR-10, NR-13, REPETRO e outras atividades específicas • Suporte a questões de conteúdo local TN Petróleo 77

eventos Cobertura OTC 2011

29 anos A maior edição dos últimos

por Maria Fernanda Romero

TN Petróleo 77

Sob o impacto da morte do terrorista Osama Bin Laden e expectativas sobre como o mercado vai se comportar diante do acontecimento, a Offshore Technology Conference (OTC), maior evento mundial do setor de petróleo foi realizada mais uma vez em Houston, no Texas. Mais de 2.500 companhias apresentaram as mais recentes técnicas, serviços e equipamentos para a indústria de exploração e produção de petróleo e gás. Essa foi a maior feira dos últimos 29 anos de OTC. O evento teve a participação de 306 novas empresas e marcou a estreia do Egito, Hong Kong, Indonésia e Filipinas como expositores. Foram recebidas, no total, 78.150 pessoas, 8% a mais que no ano passado e a venda dos espaços para exibição foi a maior desde 1982. TN Petróleo 77

pesar do tema da conferência deste ano ter sido ‘Diversidade em energia, pessoas e recursos’, com grande enfoque em educação e pesquisa e desenvolvimento, o evento reiterou o debate sobre o Golfo do México, intensificando o tema da segurança offshore. Em 2010, o clima era de apreensão devido à explosão da plataforma de exploração Deepwater Horizon, a serviço da British Petroleum (BP), no Golfo do México. Hoje, depois de um ano do acidente, com as perfurações retomadas na região, o debate da conferência foi uma resposta da indústria, e as alterações operacionais após o derrame ocorrido. O foco principal foi o impacto sobre a perfuração em águas profundas do acidente no Golfo do México, com 11 sessões de apresentação do governo e líderes de energia discutindo as lições. Durante a feira, foram apresentados 300 papers técnicos pelas empresas participantes. Susan Cunningham, atual chairwoman da OTC, afirmou que o evento deu oportunidade para a indústria, mais integrada, consolidar as lições aprendidas com o acidente. “Foram apresentadas muitas tecnologias voltadas para a segurança e meio ambiente, como sistemas de filtração, de detecção de lama, problemas com BOP. Naturalmente, foi dada prioridade a essas tecnologias. A tendência é que isso valha para a próxima edição do evento”, avalia a executiva. De acordo com Stephen Graham, diretor da Society of Petroleum Engeneers (SPE) para as Américas, o programa técnico da OTC 2011 foi um dos melhores já produzidos. Questões relacionadas à avaliação de risco, segurança da perfuração, desenvolvimento energético

TN Petróleo 77

Foto: Divulgação OTC 2011

eventos

e respostas para vazamentos no desenvolvimento de futuros projetos de óleo e gás foram os temas abordados nas sessões técnicas. O programa técnico contemplou ainda novos temas como: recuperação avançada de petróleo (EOR), evolução do gás de xisto e arqueologia marinha. A novidade deste ano foi a OTC Parkway, abrangendo do Reliant Center ao Reliant Arena, o que aumentou o espaço de exposição ao ar livre. O evento contou com 2.520 empresas de 40 países, incluindo 306 novos expositores, em 2011, e acrescentou expositores do Egito, Hong Kong, Indonésia e Filipinas. “O crescimento do evento reflete a recuperação econômica, bem como a importância do desenvolvimento global de recursos offshore para atender à demanda mundial de energia. Esta é uma indústria que se levanta e atende a desafios incríveis, e as melhores mentes de todo o mundo reúnem-se neste evento compartilhando conhecimento para aprender sobre os avanços tecnológicos e abordagens inovadoras para resolver os problemas e discutir questões importantes que afetam o planeta inteiro”, pontua Cunningham. Ela lembrou o crescimento da OTC, com duas novas conferências a serem realizadas: a OTC Brasil, este ano; e a OTC Arctic, em 2012. A primeira será realizada em outubro no Brasil e tem por obje-

tivo tratar dos projetos globais em águas profundas com uma ênfase especial sobre o Brasil. E a segunda, está marcada para fevereiro de 2012, em Houston, focando nas tecnologias offshore e onshore de exploração e desenvolvimento do Ártico. E ressaltou, ainda, que a próxima OTC em Houston já tem data marcada, será nos dias 30 de abril a 3 de maio de 2012, novamente no Reliant Park. Durante o jantar inaugural da OTC, realizado no domingo no centro de convenções George Brown, um dia antes do evento começar, Susan Cunningham juntamente com o conselho de administração da OTC, anunciaram uma contribuição de U$ 200 mil para apoiar os projetos de restauração costeira da Fundação Golfo do México. O encontro reuniu mais de mil participantes da OTC, líderes da indústria e autoridades locais. “Nossa indústria tem um impacto profundo sobre as pessoas, sem dúvida mais do que qualquer outra indústria. Isso significa que temos profunda responsabilidade quanto ao impacto que temos sobre as comunidades nas quais operamos. O sucesso desse esforço depende da generosidade de vocês, nossos apoiadores. Agradecemos por seu apoio generoso, que está permitindo uma significativa doação que vai ajudar o Golfo do México a se recuperar e prosperar ”, disse Cunningham, na ocasião.

a maior edição em 29 anos

A Fundação Golfo do México promove e facilita a conservação da saúde e da produtividade na região e seus recursos. Por meio da educação, sensibilização da opinião pública, pesquisa e programas de liderança, a Fundação está trabalhando para manter um equilíbrio sustentável nos setores de saúde e produtividade do Golfo.

OTC 2011 em números

OTC Brasil

Estande Petrobras .................200 m²

Área do Pavilhão Brasil ..........511 m² Empresas ......................................... 36

20º Congresso Mundial de Petróleo participa da OTC 2011 Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

Anunciada na OTC do ano passado, a OTC Brasil, que será realizada de 4 a 6 de outubro, no Riocentro, Rio de Janeiro (RJ), já conta com mais de 250 expositores inscritos. Segundo a organização do evento, ao todo eles já receberam 600 trabalhos, que serviram de base para a elaboração de 24 sessões técnicas. Dentre os temas já definidos estão diversos itens relacionados ao pré-sal, como exploração de reservatórios carbonáticos, pro-

Área total .............................56 mil m² Empresas ....................................2.520 Países participantes ...................... 40 Novos expositores ....................... 306 Visitantes ...................................78.150

redução de módulos de processo em unidades flutuantes. “Há um grande interesse por parte da indústria no evento, em função das oportunidades abertas com as descobertas no pré-sal e as regras de conteúdo local. Estamos conversando muito com brasileiros para focar no que o país realmente precisa em tecnologia”, afirmou a chairman Susan Cunningham.

cessamento submarino em dutos, integridade de risers flexíveis e

Como de costume, aproveitando a oportunidade de encontrar milhares de representantes e líderes da indústria de óleo e gás de todo o mundo, a equipe do World Petroleum Council (WPC), que organiza anualmente o Congresso Mundial de Petróleo, esteve presente na OTC com um estande para promover e atualizar o 20º WPC, que pela primeira vez será realizado no Oriente Médio.

eventos

Segundo Issa Al-Ghanim, presidente da comissão organizadora do WPC, a expectativa para o congresso deste ano é reunir cerca de quatro mil participantes, 600 meios de comunicação e 550 expositores. Sobre o mercado de petróleo e gás no Catar, Issa Al-Ghanim conta em entrevista exclusiva à TN Petróleo que o país é muito conhecido por ser um dos maiores fornecedores de gás natural. “O Catar não produz muito petróleo, em compensação é um grande exportador. Exportamos fertilizantes, produtos químicos, produtos siderúrgicos e principalmente petróleo e gás para três continentes: Ásia, Europa e América do Norte”, diz. Para o representante da WPC, o Catar mantém uma relação de integração interessante com o Brasil. “A relação do Brasil com o Catar é

histórica e estratégica para nós. Mantemos uma cooperação muito produtiva com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e a Petrobras”, afirma. Para ele, a participação brasileira no 20º congresso é muito importante, pois o país é uma vitrine para o congresso. “O congresso deste ano contará com muitos participantes brasileiros. Estão todos ansiosos para aprender mais sobre o mercado brasileiro de petróleo e gás e o pré-sal do ponto de vista técnico, financeiro, ambiental e social. A Petrobras sem dúvida está fazendo um trabalho brilhante e queremos saber mais”, indicou Issa Al-Ghanim.

O Brasil sediou a 17ª edição do congresso, em 2002, quando o WPC foi realizado em paralelo à Rio Oil & Gas. Na edição deste ano, o diretor de exploração e produção da Petrobras, Guilherme Estrella, receberá o WPC’s prestigious Dewhurst Award, prêmio que reconhece nomes importantes da comunidade científica e tecnológica da indústria do petróleo mundial. Estrella será contemplado pelo seu trabalho com as descobertas do pré-sal em águas profundas no Brasil. O 20º Congresso Mundial de Petróleo já está ocupando mais de 80% do espaço de exposição do evento e conta com grandes expositores, dentre eles: Exxonmobil, Oxy, Petrobras, Shell, Schlumberger, Total, Weatherford etc. Temas como operações onshore e offshore de gás natural e novas energias ligadas à gestão

Cort Cooper, especialista em meteorologia e oceanografia da Chevron, uma das líderes mundiais entre as empresas de energia, recebeu o prêmio OTC Distinguished Achievement Award 2011. Cooper foi premiado por seu trabalho pioneiro na investigação metereooceanográfica e sua liderança no esforço conjunto com a indústria para enfrentar os desafios oceanográficos. O trabalho de Cooper abrange pesquisas que identificam uma ligação entre a severidade dos furacões e o ciclo atual no Golfo do México, investigando as causas recentes dos furacões, incluindo os possíveis impactos do aquecimento global, e avaliação das condições metero-oceanográficas, durante o furacão Ivan. Em reconhecimento ao projeto de vigilância sísmica de reservatório feito na Noruega, a BP recebeu um prêmio; e a ExxonMobil também foi premiada pelo desenvolvimento e 60

TN Petróleo 77

Fotos: Divulgação OTC 2011

OTC Distinguished Achievement Award 2011

Acima: representantes das empresas premiadas com o Spotlight on New Technology. Ao lado: Cort Cooper, especialista em meteorologia e oceanografia da Chevron, recebe o prêmio OTC Distinguished Achievement Award 2011 das mãos de Susan Cunningham, atual chairwoman da OTC.

implementação do projeto em águas profundas no bloco 15 de Angola. E mais: pelo oitavo ano, a OTC premiou tecnologias inovadoras que já estão fazendo a indústria

mais eficiente. Foram 15 inovações tecnológicas e entre as empresas premiadas estiveram a Baker Hughes, Canring Drilling Technology, Halliburton, MyCelx Technologies Corp., National Oilwell Varco, SBM Offshore, Schilling Robotics, Schlumberger, Techni, Twin Filter BV e Weatherford International.

a maior edição em 29 anos

sustentável da indústria de petróleo serão abordados no evento, que é realizado durante cinco dias.

Castrol apresenta lubrificantes e soluções para óleo e gás

SPT Group comemora 30 anos do software Olga

A Castrol Offshore, divisão da empresa Castrol, companhia de lubrificantes da BP, levou à OTC 2011 sua linha de produtos para produção (surface e subsea), perfurações offshore e subsea e destacou sua linha inovadora e ambientalmente sustentável, o Castrol GreenField. Os produtos foram desenvolvidos para ajudar a indústria a reduzir o impacto ambiental e são importantes para garantir maior segurança a incontáveis aplicações na indústria, em unidades móveis de perfuração, instalações de produção fixas, flutuantes e subsea, embarcações

de abastecimento e navios de apoio especializado. Para Carmen Pino, diretor regional de vendas das Américas, Oriente Médio e Ásia da Castrol Offshore, o evento é uma exposição muito importante para a empresa no mercado. “A OTC é um evento grandioso e facilita muito nossos contatos com o mercado mundial. Sempre participamos e acreditamos que estar aqui faz a diferença nos nossos negócios”, conta. Atuando no Brasil há dez anos, a empresa fornece produtos da linha para as áreas offshore e subsea e parte agora para expandir seu portfolio Offshore. De acordo com Pino, a Castrol participa atualmente de projetos com a Petrobras, especialmente no Espírito Santo onde fornece seus produtos subsea e lubrificantes naval e industrial.

dente da BP no Golfo do México mencionou 52 vezes o Olga como uma eficiente ferramenta para detecção de vazamento em dutos”, indicou Aubert. De acordo com o executivo, o Brasil é um mercado muito produtivo para essa ferramenta devido às atividades offshore e de águas profundas. Segundo ele, a Petrobras faz parte do banco de

dados do Olga, sendo um cliente estratégico para a empresa: “Eles aprovaram nossa solução e treinam uns 30 engenheiros por ano para aplicá-la. Atualmente a versão online do Olga é usada pela Petrobras na plataforma de Mexilhão”, revela. Em setembro do ano passado, a empresa abriu seu primeiro escritório no Brasil, no Rio de Janeiro.

Durante a OTC 2011, a norueguesa SPT Group realizou um almoço comemorativo dos 30 anos do Olga, um software de simulação de fluxo em regime transiente de vazão que detecta vazamento em dutos. Christian Aubert, vice-presidente sênior de marketing do SPT Group, conta que o software possui mais de 500 licenças em todo o mundo e que só a Petrobras já adquiriu cerca de quase 30 delas. “Durante estes 30 anos, aprimoramos e expandimos o Olga para atender cada vez mais eficientemente o mercado”, complementa Aubert, assegurando que o banco de dados multifásico é atualizado anualmente e hoje é considerado o maior do mundo nesse segmento. O executivo ressaltou ainda que o software foi mencionado no relatório da companhia petrolífera britânica BP (British Petroleum). “O relatório de recuperação do aci-

edra

eventos

Foto: Divulgação OTC 2011

Cobertura OTC 2011 – Petrobras

Petrobras:

no reinado

do pré-sal A

inda muito atraente para o setor, o pré-sal, uma das maiores reservas do mundo, continua sendo a protagonista do mercado brasileiro e o grande atrativo da Petrobras, que é constantemente monitorada por toda a indústria interessada em participar do seu processo exploratório. Mais uma vez, a coletiva brasileira, realizada na tarde do segundo dia da OTC, lotou a sala de imprensa reservada para o evento. Participaram o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo, acompanhado do gerente executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras

TN Petróleo 77

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

Diante dos olhares atentos dos estrangeiros, acompanhando o desenvolvimento das reservas do pré-sal no Brasil, a Petrobras mais uma vez atraiu atenções na OTC 2011 com os projetos de desenvolvimento do pré-sal. Este ano, a estatal destacou a produção em escala comercial nos campos do pré-sal, iniciada no final do ano passado e abordou os projetos que tem nos Estados Unidos, em especial o campo de Cascade e Chinook, no Golfo do México.

José Formigli, gerente executivo do pré-sal e o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo

(Cenpes), Carlos Tadeu Fraga; o gerente executivo do pré-sal, José Formigli; a gerente executiva de Engenharia de Produção, Solange Guedes; e o presidente

da Petrobras America, Orlando Azevedo. Os executivos da estatal brasileira falaram sobre o desenvolvimento das reservas do pré-sal,

com destaque para o teste de longa duração (TLD) do campo de Lula, os projetos de exploração para as áreas adquiridas pela cessão onerosa e a estratégia para contratação das 28 sondas previstas no programa de perfuração de longo prazo da estatal. Também foram abordados os projetos de investimento em redes de pesquisa com universidades brasileiras e a instalação de centros tecnológicos de empresas fornecedoras de bens e serviços. O movimento consolida um polo de inteligência offshore em torno do Cenpes, no Rio de Janeiro. Na coletiva, os executivos da Petrobras traçaram ainda um panorama do aprimoramento dos mecanismos de prevenção e contenção de vazamentos de petróleo, da participação da Petrobras no Grupo de Resposta Global da Indústria, da Associação Internacional de Produtores de Petróleo e Gás (OGP), e da contratação, no Golfo do México, dos serviços da Marine Well Containment Company (MWCC).

Sessões técnicas Os trabalhos técnicos apresentados pelos executivos da

Petrobras no evento abordaram a grande experiência da estatal em projetos em águas ultraprofundas, com artigos sobre os desafios de perfuração no Mar Negro, o projeto de riser híbrido autossustentado (FSHR) da plataforma P-52, no campo de Roncador (Bacia de Campos), e a construção de trechos com inclinação em poços direcionais em camadas de sal. Os trabalhos trataram ainda da gestão da integridade das unidades de exploração e produção, os impactos da tecnologia sísmica na produção dos campos brasileiros e o gerenciamento da produção excessiva de água em campos maduros.

Exposição O estande da Petrobras foi, mais uma vez, um dos mais visitados da OTC. Mais de quatro mil pessoas circularam pelo espaço, que ocupou uma área de 200 m² e exibiu uma estrutura vertical de 10 m de altura, reproduzindo, em escala, a profundidade da água do mar e as camadas geológicas do pós-sal, sal e pré-sal. A estatal levou cerca de 80 profissionais para o evento deste ano.

Pré-sal e mais pré-sal Durante a coletiva, Gabrielli informou que a Petrobras deverá lançar ainda neste ano licitação para a compra de quatro navios-plataforma do tipo FPSO para operar áreas da cessão onerosa. “A primeira área a receber o FPSO será Franco, localizado em torno do campo de Lula, na Bacia de Santos. A expectativa é de que a área comece a produzir em 2015”, indicou. Franco será a principal área de exploração, respondendo por 3.058 bilhões dos 5 bilhões de barris de óleo equivalente repassados pelo governo durante o processo de capitalização da estatal. O gerente executivo da área de exploração e produção da Petrobras para o pré-sal, José Formigli, afirmou que a estatal será capaz de reduzir em até 45% seus custos com o desenvolvimento da área do pré-sal da Bacia de Santos em relação ao que estava programado inicialmente. De acordo com o executivo, a redução dos custos é ainda maior do que a anunciada pela empresa há um ano, em pelo menos dez pontos percentuais. “Essa

TN Petróleo 77

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

eventos

redução ocorreu devido a melhorias logísticas que estamos atingindo com projetos de instalação de hubs para receber os trabalhadores que vão atuar na plataforma e também para o transporte de óleo”, disse. Segundo o gerente do pré-sal, também houve maior conhecimento da estrutura geológica, o que permitiu reduzir o custo individual de cada poço perfurado no local. Questionado sobre os preços da gasolina, Gabrielli disse acreditar ser “muito cedo” para elevar os preços, ainda que a empresa possa ser obrigada a importar combustível para revender abaixo do custo para atender à demanda interna. “Não repassamos ao mercado brasileiro variações de curto prazo dos preços internacionais do petróleo. Nossa política é de longo prazo e ainda é muito cedo para decidir o que fazer”, indicou. Para o executivo, as refinarias da Petrobras no Brasil estão operando próximo da capacidade total, forçando a empresa a comprar combustível no exterior e com os limites de preços impostos pelo governo, impedindo que repasse todo o custo aos consumidores. A estatal não deve aumentar muito sua capacidade domés64

TN Petróleo 77

tica de refino até que complete uma nova unidade em 2013. “As refinarias da Petrobras suprem a maior parte da demanda nacional por gasolina, com as importações representando apenas uma ‘pequena’ proporção”, disse. Em abril, a Petrobras importou 1,5 milhão de barris de gasolina, com o crescimento econômico elevando a demanda por combustíveis.

E&P nos Estados Unidos Outro assunto abordado na coletiva foram os investimentos e projetos da estatal nos Estados Unidos. Com 187 blocos exploratórios na parte norte-americana do Golfo do México e atuando como operadora em 125 deles, a Petrobras estimou investir mais de US$ 4 bilhões nas atividades de exploração, produção e refino dos Estados Unidos para o período 2010-2014. Além disso, Gabrielli lembrou que a Petrobras é operadora do projeto Cascade e Chinook, em águas ultraprofundas, no Golfo do México. Nesse projeto, a estatal além de instalar o primeiro navio-plataforma do tipo FPSO (unidade flutuante de produção, estocagem e escoamento) no Golfo, introduz inovações como o transporte de petróleo por navios

aliviadores, o uso de bombas submersas e de risers híbridos autossustentáveis.

Cenário em óleo e gás Convidado pela terceira vez, o presidente da Petrobras discursou durante almoço da Câmara Brasil-Texas de Comércio (Bratecc, na sigla em inglês) para executivos líderes do mercado de petróleo e gás. E falou para mais de 200 executivos, apresentando as oportunidades e desafios do setor de petróleo e gás. “A Petrobras se baseia fortemente em suas operações em águas profundas e áreas offshore. Isto exige maior responsabilidade quanto a segurança e inovação. Logo, devemos ser inovadores e conservadores. É um desafio”, disse. O presidente da estatal também falou sobre a participação da Petrobras no pré-sal, como a primeira empresa no mundo a encontrar e produzir petróleo e gás abaixo da camada de sal. Ele apresentou, ainda, os grandes investimentos da empresa em pesquisa e desenvolvimento.

Estratégia tecnológica O gerente executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), Carlos Tadeu Fraga, apresentou a estratégia tecnológica da estatal em evento promovido pela Bratecc. Fraga informou que a Petrobras tem foco em três pilares: expandir limites, diversificar sua matriz e ampliar sustentabilidade. A companhia investiu cerca de US$ 700 milhões na expansão de redes de pesquisa e desenvolvimento no Brasil. “Não existe pesquisa e desenvolvimento de qualidade sem pessoal qualificado. Construímos, no Brasil, instalações de nível mundial

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

Orlando Azevedo, presidente da Petrobras America; Solange Guedes, gerente executiva de Engenharia de Produção e Carlos Tadeu Fraga, gerente executivo do Cenpes

para as nossas universidades”, disse Fraga. “Em complemento, estamos trabalhando mais perto com nossos principais fornecedores no Brasil. É uma grande oportunidade”. O gerente apresentou um panorama da nova geração de tecnologias a ser desenvolvida no Brasil, incluindo perfuração a laser e dispositivos de processamento submarino. Os novos projetos estão incluídos na atualização do Procap (Programa de Desenvolvimento Tecnológico de Sistemas de Produção em Águas Profundas), lançado em 1986 para desenvolver tecnologias de produção de petróleo e gás offshore. “Estamos olhando para fronteiras exploratórias cada vez mais profundas”, disse. “Temos metas muito claras de longo prazo e metas intermediárias, porém, mais importante do que o trabalho que vamos fazer, é ‘como’ iremos fazer”, completou o executivo.

Histórico do pré-sal Para atualizar a OTC sobre a produção do pré-sal, José Formigli participou de um almoço, quando apresentou aos participantes da conferência os avanços mais recentes no desenvolvimento da produção no pré-sal.

Formigli apresentou os principais marcos da fase de exploração e avaliação do pré-sal e destacou os resultados obtidos pelo Teste de Longa Duração (TLD) de Jubarte, na Bacia de Campos, pelos TLDs de Lula e de Guará, ambos na Bacia de Santos, e pelo projeto piloto de Lula. Falou, ainda, sobre a declaração de comercialidade dos campos de Lula e Cernambi. “O pré-sal já nos trouxe resultados materiais concretos. Hoje, estamos produzindo mais de 100 mil barris de petróleo por dia no pré-sal das bacias de Campos e Santos”, afirmou. Até 2020, a produção destas áreas deve corresponder a um quarto do total produzido pela Petrobras. Na apresentação, o executivo listou ainda as tecnologias de última geração que estão sendo concebidas para viabilizar o desenvolvimento da produção. Entre as inovações, ele destacou a utilização de nanopartículas, que, injetadas no reservatório, poderão monitorar o fluxo de petróleo, além de novas soluções de processamento submarino e perfuração a laser. Formigli considera que, até 2015, a Petrobras e seus parceiros pretendem investir US$ 73 bilhões no pré-sal da Bacia de Santos. TN Petróleo 77

eventos Cobertura OTC 2011 – Pavilhão Brasil

prospecta bons negócios Mercado brasileiro

Há exatos 12 anos, desde quando foi organizado, o Pavilhão Brasil é um dos espaços mais concorridos da OTC, principalmente nos últimos cinco anos, devido ao grande crescimento do mercado brasileiro em óleo e gás. Nesta edição, o Pavilhão contou com 33 expositores de seis estados e apresentação de 44 produtos e 37 serviços. Composta por cerca de 1.500 integrantes, a delegação brasileira foi a terceira maior presente ao evento até hoje.

Reliant Park recebeu pelo décimo segundo ano consecutivo o pavilhão brasileiro coordenado pelas duas principais entidades do setor, o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip). Como desdobramento do Projeto Oil Brazil – que conta com o financiamento da Agência Brasi-

TN Petróleo 77

leira de Promoção de exportações e Investimentos (Apex) e coordenação da Onip, o Pavilhão tem por objetivo incrementar exportações e dar maior visibilidade aos fornecedores nacionais de bens e serviços. Este ano, o espaço ocupou

uma área de 511 m² no Pavilhão principal da feira. De acordo com a Onip, a delegação brasileira, composta por cerca de 1.500 integrantes (contra 1.270 em 2010 e 883, em 2009) foi a terceira maior presente ao evento, atrás apenas de Reino Unido e China. Segundo Bruno Musso, superintendente da Onip, nos últimos anos é possível perceber os reflexos do

PAVILHÃO BRASIL OTC 2011

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

Entidades ANP; IBP; Onip; Abemi; Rio Negócios

bom momento do Brasil no cenário mundial, em função das descobertas de petróleo nas áreas do présal. O que acabou aumentando o interesse por maior conhecimento sobre a experiência brasileira no setor de petróleo. “Acredito que a feira é uma possibilidade para as empresas aproveitarem este encontro para estabelecer novos contatos e possibilidades no mercado externo. Além disso, é também um bom momento para a busca por parcerias tecnológicas, e a OTC é um dos melhores ambientes no mundo para explorar esse tipo de estratégia”, conta. Sobre a entrada de novas empresas e o crescimento da participação brasileira no evento, o secretário executivo do IBP, Álvaro Teixeira, diz: “Este aumento sistemático da participação de empresas nacionais mostra não só o potencial exportador dos fornecedores, mas o interesse que despertam no comprador e parceiros estrangeiros pelo Brasil, que atual-

Empresas Altona; Altus; Automind; Chemtech; Coester; Device; FAP; Flexomarine; Grupo GP; Grupo IFM; Jaraguá; Keppel Fels; Kromav; LabOceano; Lupatech; MCS; Maxen; Metroval; Oceânica; Orteng; Poland; Protubo; Radix; Sacor; Schulz; Stemac; Subsin; T&B Petroleum Magazine (TN Petróleo); Tomé Engenharia; Usiminas; Vanasa; WBS; WEG mente é uma referência mundial do setor offshore de petróleo e gás.” O gerente de projeto da Agência Brasileira de Promoção de Exportação e Investimentos (Apex), Márcio Almeida, que acompanhou a grande movimentação do evento e principalmente dos estandes do Pavilhão Brasil, lembrou que este ano foram feitas mudanças nos estandes brasileiros, o que proporcionou mais conforto aos expositores e uniformizou a comunicação visual. De acordo com Almeida, no próximo ano a área do Pavilhão deve aumentar. “Além disso, a Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq) e o Programa de Internacionalização da Cadeia Produtiva de Petróleo e Gás (ProInter), que este ano não ficaram no Pavilhão Brasil, vão se aproximar mais”, complementou.

Negócios estratégicos Para a Metroval, especializada em soluções de controle de fluidos,

o objetivo da participação na feira é rever parcerias estratégicas nos Estados Unidos e outros países da América Latina, onde a empresa tem representantes, e se aproximar de parceiros estratégicos. Pa r a Pa o l o Fiorletta, diretor da Metroval, a OTC é uma sala de reunião na qual a empresa tem acesso a muitos contatos ao mesmo tempo, o que, em sua opinião, seria impossível agendar num prazo tão curto de tempo. A Metroval, que participa do evento pelo seu quinto ano, também presta serviços na área de atendimento offshore e calibração de sistemas. Fiorletta conta que a Metroval está constantemente envolvida em projetos de medição, mas destaca o projeto inovador em injeção química da P-63. “Estamos trabalhando no sistema de injeção química da plataforma. O projeto é pioneiro do ponto de vista de solução técnica. Assinamos no ano passado e entregaremos em junho”, afirma. A empresa possui um laboratório de calibração de última geração, um dos mais modernos da América Latina – e foi o primeiro a trabalhar com água e hidrocarboneto no Brasil. O executivo ressaltou também uma importante realização da empresa em inovação metrológica no projeto da plataforma Cherne 1 (PCH1). “Neste projeto atendemos a um requisito da portaria 64 do Inmetro, que é a verificação inicial de sistemas de medição. Este é o primeiro projeto no Brasil que atende à legislação completamente”, afirmou.

Engenharia brasileira Pelo sexto ano participando do evento, a nordestina WBS, empresa de engenharia e gestão de projetos, marcou presença na OTC registrando grande número de contatos em seu estande. “Na feira, conseguimos prospectar muitos negócios. Além disso, TN Petróleo 77

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

eventos

achei a participação brasileira bem expressiva este ano no evento. A cada ano a feira está melhor”, comentou Alberto Freitas, gerente comercial e geral de EPC da WBS. Segundo ele, a empresa detém contratos de engenharia com a Petrobras em várias unidades operacionais, e ressaltou que a WBS fechou seu primeiro contrato EPC com a Petrobras para a Refinaria de Manaus (Reman).

“Vamos construir uma unidade de tratamento caústico regenerativo de querosene de aviação. A Reman produz hoje 60% do querosene de aviação para atender à região, porém ela quer autonomia, então este contrato é para atingir os 100% de produção”, explica Freitas. Dentre outros projetos, a WBS tem ainda sete contratos com a Petrobras para a Refinaria Abreu Lima (Renest). “Temos cinco contratos já assinados e dois que já ganhamos, mas ainda não assinamos. Teremos uma atuação bem representativa,

na qual forneceremos serviço de apoio técnico e fiscalização à Petrobras”, informa. A empresa trabalha ainda com a Dow Química, Camargo Corrêa e Transpetro. De acordo com Freitas, atualmente a WBS está fazendo uma pesquisa de mercado para ampliar seus negócios com parceiros representativos da indústria nacional, da construção e da produção. “Queremos que nosso portfólio tenha outros nomes. Isso criará um equilíbrio dos negócios da Petrobras com outros parceiros também”, conclui.

Advogado especialista em pré-sal integra delegação brasileira na OTC A convite do Departamento de Comércio do Governo Americano, o advogado, especialista em pré-sal, professor Cláudio Araújo Pinho, integrou a delegação brasileira participante da Offshore Technology Conference/OTC e aproveitou para realizar diversos compromissos naquele país. “Além de participar da feira, o objetivo foi conhecer a programação e fazer um networking com alguns professores”, conta Cláudio Pinho que participou da OTC pela primeira vez. E observou: “A quantidade de brasileiros vem aumentando, primeiro por ser um encontro que engloba empresas de todo mundo. Segundo (e isso é o principal), por reunir aquelas interessadas em ingressar no mercado do pré-sal e que prospectam potenciais parceiras

TN Petróleo 77

para atuar no Brasil, de forma a atender os requisitos de conteúdo nacional.” Pinho, que vai lecionará no curso de pós-graduação de direito internacional em uma universidade norte-americana, ministrou palestra no Banco Mundial para todo o segmento africano, enfatizando o que eles podem aprender com a experiência brasileira do pré-sal. “As principais dúvidas são saber por que o pré-sal brasileiro tem chamado a atenção dos investidores e se é possível que o pré-sal africano tenha o mesmo sucesso.” De acordo com Claúdio, para as grandes empresas estrangeiras o importante é que se tenha uma regra clara aliada à intenção de adquirir o excedente do petróleo, seja num modelo de partilha da produção, seja num modelo de concessão. Cláudio é autor do livro Pré-sal: história, doutrina e comentários às leis, primeira obra jurídica dedicada exclusivamente ao pré-sal.

a maior edição em 29 anos

“Participamos do evento há mais de dez anos e achamos esta edição muito produtiva. A localização do Pavilhão Brasil ajuda muito a visitação do estande e nossa visibilidade na feira”, considerou o engenheiro de vendas da gaúcha Coester Automação, Régis Somensi. A empresa, fornecedora de atuadores e conectores elétricos, levou à feira seu mais recente lançamento de atuadores da linha Split, que é considerado significativo em termos de inovações, pois podem desconectar equipamentos em área classificadas sem derrubar a rede. Somensi assegura que o produto já é utilizado por grandes empresas como a Petrobras e a Braskem. “Já fornecemos nossa linha Split para grandes projetos, como o da malha de gasodutos do Nordeste (PilarIpojuca), da Petrobras, para o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e para a planta de eteno verde da Braskem, que está instalada no Polo Petroquímico de Triunfo, no Rio Grande do Sul”, disse. O engenheiro da Coester conta que a empresa ainda não fornece para os Estados Unidos, somente para países da América Latina. Ele ressalta que a

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

Automação com inovação

Lia Medeiros, Luiz Felipe Pinaud, Dagmar Brasílio e Benício Biz, da TN Petróleo, recebem a visita dos presidentes da Petrobras e Petrobras America, José Sergio Gabrielli e Orlando Azevedo, respectivamente.

importância da participação na feira, dentre outras, é essa facilidade de em contato com futuros parceiros.

Parceria em cladeamento Com grandes expectativas para 2011 devido à prospecção de novos negócios, a Protubo, especializada em engenharia de tubulações, levou à OTC deste ano seus principais serviços. A empresa deu ênfase à parceria fechada no ano passado com a multinacional Cladtek para implantação de máquinas para cladeamento de tubos em sua planta, que está permitindo a empresa estar envolvida em diversos projetos. Sergio Oliveira, diretor de negócios da Protubo, conta que no ano passado a empresa finalizou a negociação de um contrato de quatro anos com a Cameron para fornecer matéria-prima (tubos), serviço de

cladeamento e fabricação de curvas para atender, inicialmente, ao projeto denominado ANM Global que tem uma encomenda da Petrobras de 138 árvores de natal molhada. “Este foi o primeiro contrato, no qual estamos efetuando o cladeamento dos tubos nas instalações da Protubo com a tecnologia Cladtek, produzido e inspecionado por brasileiros”, indica. O executivo explica que o cladeamento, tecnologia inédita no Brasil, consiste no revestimento de tubos de aço com ligas metálicas resistentes à corrosão. Para o fornecimento deste serviço, a Protubo também fechou recentemente contrato com a FMC Technologies.

metalcoating TN Petróleo 77

eventos

Oliveira ressaltou ainda que no final do ano passado a Protubo efetuou seu primeiro projeto internacional com a Chevron e a GE Oil & Gas para a fabricação das curvas que serão usadas em um campo de exploração de gás natural na Austrália. “O projeto é denominado Gorgon Project, e nele estamos produzindo ao longo deste primeiro semestre de 2011 em torno de 600 curvas em diversos diâmetros e materiais. Estamos curvando e cladeando os tubos aqui no Brasil e iremos entregar daqui a três ou quatro meses”, informou. Com uma atuação cada vez mais globalizada, a Protubo, que participa há seis anos do evento, realizou importantes contatos nesta edição da feira. “Nesta OTC tivemos grande visitação em nosso estande, inclusive recebemos algumas cotações de negócios durante a feira”, afirmou o representante da empresa.

Apresentação ao mercado mundial “A feira nos proporciona maior visibilidade e proximidade com empresas estrangeiras”, aponta o diretor da divisão de engenharia em óleo e gás da Tomé Engenharia, Sandro Kozio. De acordo com ele, a empresa que participa do evento pelo seu terceiro ano teve por objetivo, nesta edição da OTC, “buscar parceiros internacionais sem esquecer de respeitar o conteúdo local”. Sem entrar em detalhes, Kozio disse que a Tomé Engenharia esteve em contato com grandes empresas durante a feira e recebeu a visita de três fornecedores estrangeiros em seu estande. E contou que a empresa aproveitou a oportunidade de estar em Houston para realizar visitas técnicas aos estaleiros da região. Segundo Kozio, a Tomé Engenharia está trabalhando hoje em três grande projetos, com esquema de contratos de EPC. São eles: a construção do parque de tancagem da 70

TN Petróleo 77

Renest (Refinaria Abreu e Lima), em Pernambuco; a carteira de gasolina na Refinaria Landulpho Alves (RLAM), em Candeias na Bahia; e carteira de gasolina com a Rio PBC, em consórcio com a Tecnhip. Estar em contato com clientes do Brasil e prospectar possíveis negócios com parceiros internacionais é um dos principais objetivos da participação do Grupo GP na OTC. A empresa, especializada em tratamento de superfícies, participa pelo segundo ano consecutivo do Pavilhão Brasil, mas desde 2001 marca presença como visitante. “Trabalhos com serviço, assim é mais complicado exportar. Então a ideia é estar na feira para ser visto pelas empresas que tenham a intenção de entrar no mercado brasileiro. Na feira conseguimos contactar as empresas que já fornecemos”, explica o superintendente do Grupo GP, Bruno Varela. O Grupo GP apresentou em seu estande sua variada linha de revestimento tanto da parte eletrolítica química quanto para a parte de metalização. “Entretanto este ano demos maior ênfase no revestimento de fixadores, principalmente com a liga de zinco níquel e cádmio, porque é um segmento no qual a exigência de qualidade não era muito grande nos últimos dois anos, mas hoje em dia cresceu muito, proporcionando mais segurança e um revestimento de maior qualidade”, completou Varela.

De olho na internacionalização A Lupatech, fabricante de válvulas industriais, equipamentos para o setor de petróleo e gás e líder na América Latina na instalação de revestimentos anticorrosão em tubulações, registrou mais um ano de participação no Pavilhão Brasil da OTC com grande movimentação em seu estande e procurada por diversas empresas estrangeiras com interesse em entrar no mercado brasileiro.

“A a visibilidade na feira ajuda a intensificar a internacionalização da empresa. No momento, estamos em fase inicial de buscar parcerias e identificar novos mercados no Oriente Médio, América do Sul e índia”, informou Adhemar Freire, gerente de Desenvolvimento de Negócios Internacionais da Lupatech. O executivo afirma que, atualmente, a empresa trabalha no projeto das plataformas semissubmersíveis da Petrobras, que contemplam a prestação de serviços marítimos de intervenção e recuperação de poços e aluguel de plataformas semissubmersíveis. Freire lembra também a parceria com a norueguesa Eide Marine para o afretamento de duas embarcações da empresa para intervenções em poços de petróleo da Petrobras.

Tecnologia submarina Na OTC deste ano a Chemtech, empresa do grupo Siemens líder em soluções de engenharia e TI, pela oitava vez presente ao evento, apresentou seu portfólio completo na área offshore, além de novidades de pesquisa e desenvolvimento e do novo portfólio da empresa na área de consulting. “Durante a feira, mostramos a nossa integração com a Siemens Consulting e o recente sucesso do nosso projeto junto à KBR, uma companhia mundialmente reconhecida no segmento de petróleo & gás”, ressalta o diretor-geral da Chemtech, Daniel Moczydlower. Para a área de P&D, o grande destaque da empresa foram as soluções Subsea Power Grid. “A tecnologia consiste em uma rede elétrica submarina, que permitirá a produção e processamento de óleo e gás a partir

a maior edição em 29 anos

de módulos instalados a até 3.000 m de profundidade. Já na área de consulting, a Chemtech apresenta três novos softwares: o OGM, Ultrapipe e o PS PPM”, afirma o executivo.

Tecnologia de automação Estar presente em um evento internacional para divulgar seus produtos e serviços é estratégico para a Altus, especializada em automação industrial, há dois anos participando da OTC. “Este ano, o destaque no estande da empresa foi a nova geração de controladores da Série Nexto, produto novo destinado à automação de plataformas. Apresentamos ainda na feira toda a capacitação da Altus em prover soluções para automação de plataformas”, apontou Nelson Felizzola, diretor comercial da Unidade de Óleo e Gás da empresa, que hoje tem contratos com a Petrobras na Bacia de Campos e plataformas novas.

Kromav fecha contrato com o estaleiro Inhaúma A Kromav, especializada em projetos e serviços de engenharia, informou durante a OTC que assinou um

contrato no dia anterior ao início da feira para a revitalização do estaleiro Inhaúma, que ocupará as antigas instalações do Ishibrás, arrendado pela Petrobras no bairro do Caju, zona portuária do Rio de Janeiro. “Vamos fazer novos arranjos de leiaute para os galpões de máquinas e equipamentos do estaleiro e fabricação de tubulações. Vamos entregar em três meses”, disse Ricardo Vahia, diretor da Kromav. Participante do evento há 11 anos e há três anos como expositora no Pavilhão Brasil, a empresa detém projetos com o Cenpes (Centro de Pesquisas da Petrobras) para o fornecimento de serviços técnicos para projetos básicos de engenharia do empreendimento. Dentre outros projetos, está atualmente trabalhando no consórcio Promon/MCE, para a construção de uma jaqueta que será utilizada como módulo de operação de PIGs (MOP-1), na Bacia de Campos, na qual já participou do projeto básico.

A empresa tem ainda um contrato com o Cenpes para o fornecimento de serviços técnicos para projetos básicos de engenharia do empreendimento. “Estamos desenvolvendo ainda três projetos em paralelo, sendo dois FPSOs – um para Cernambi e outro para a cessão onerosa de Franco.” E aponta outros: “Trabalhamos numa unidade de compressão de CO2 onshore para Miranga; terminamos o projeto de Siri, que provavelmente vai ser colocado em licitação; e finalizamos o projeto básico da P-58, o qual foi vencido pela Queiroz Galvão e agora está em construção”, finaliza.

Radix leva estudantes pernambucanos à OTC A Radix, empresa de soluções de engenharia e TI, levou estudantes brasileiros para esta edição da OTC. Através do concurso ‘Óleo e Gás – Usando a tecnologia a favor do ser humano’, a empresa motivou os estudantes de graduação em enge-

NOSSA ENERGIA MOVE SUA EMPRESA. SOTREQ. SOLUÇÕES PARA O MERCADO DE PETRÓLEO.

Com forte presença no mercado, a Sotreq oferece projetos customizados conforme a demanda de seus clientes, colocando à disposição o mais completo pacote de soluções. • Fornecimento de motores e grupos geradores Caterpillar e MaK para aplicação em geração de energia principal, auxiliar e de emergência em sondas de perfuração e FPSO’s, compressão de gás e combate a incêndio de emergência. • Suporte técnico nas especificações dos equipamentos, acompanhamento no desenvolvimento de projeto e comissionamento dos motores e grupos geradores.

sotreq

• Diversificado canal de distribuição de peças (Caterpillar e MaK) - estoques locais (nacionalizados/entrepostado) e vendas diretas do exterior. • Disponibilidade de técnicos treinados e especializados.

UN Petroleo & Marítimo: +55 21 2107 2100 +55 22 2105 7900 petroleoemaritimo@sotreq.com.br

Interativa 0800 022 0080 www.sotreq.com.br

2008 Caterpillar - Todos os direitos reservados CAT, Caterpillar, suas respectivas marcas e o padrão “Amarelo Caterpillar”, assim como sua identidade corporativa e de produto usadas aqui são marcas registradas Caterpillar e não podem ser usadas sem permissão

TN Petróleo 77

eventos

nharia a desenvolverem um projeto sobre os aspectos sociais e ambientais da indústria do petróleo, levando em conta o estudo técnico e incentivando a pesquisa e a observação da indústria petrolífera. Os estudantes vencedores puderam conhecer ainda a Universidade do Texas. A equipe vencedora estava composta pelo professor José Marcos Francisco da Silva e pelos alunos Marco Antonio Santos Guimarães de Fontes e Thiago Cleyandson Rodrigues Alves, do curso de Engenharia Química da Universidade Federal de Pernambuco. O vídeo chama-se HQ trata do sequestro de CO2, uma animação em stop motion feita com desenhos e fotografias. A empresa convidou 24 universidades parceiras a formarem equipes compostas de dois alunos do curso de engenharia e um professor orientador da mesma universidade. Cada equi-

pe produziu um vídeo de até cinco minutos sobre o tema do concurso e estes foram publicados na fanpage da Radix no Facebook. Luiz Eduardo Rubião, diretor da Radix, informou que a empresa apresentou pela primeira vez no evento as soluções e serviços para o mercado offshore. “Desenvolvemos sistemas da informação e TI Industrial desde a sua arquitetura e modelagem até a homologação e comissionamento da solução, e é um pouco disso tudo que vamos apresentar no nosso estande”, indicou. A base do portfólio da Radix são os serviços de engenharia e software que interagem entre si aliando o conhecimento de processo ao de desenvolvimento de software, com áreas de atuação variadas, desde o design conceitual até a engenharia de detalhamento de unidades greenfield e otimização/modernização de unidades brownfield.

Rio de Janeiro na OTC A cidade do Rio de Janeiro participou pela primeira vez da Offshore Technology Conference. O município

Oportunidades na mesa Foro de Energia Brasil-EUA realiza café da manhã com líderes do setor de energia Antes do início da OTC, o US-Brazil Energy Forum (Foro de Energia BrasilEUA) realizou, em Houston, seu primeiro café da manhã dos líderes do setor de energia. Essa é a primeira iniciativa do gênero em solo norte-americano voltada para a promoção do relacionamento B2B com empresas brasileiras nessa área. Com o objetivo de promover os relacionamentos entre a indústria internacional de energia e o Brasil, o fórum pretende aproximar empresas e entidades governamentais do Brasil, Estados Unidos, e outros países, para 72

TN Petróleo 77

o desenvolvimento de parcerias comerciais no setor de energia. “Agregamos valor a associações e grupos brasileiros que buscam parcerias com players globais, bem como a empresas internacionais que queiram atuar no Brasil”, comentou o presidente do USBrazil Energy Forum, Jon P. Vague. O fórum premiou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a Petrobras e o Consulado Geral do Brasil nos EUA por estimular e preservar relações industriais no setor de energia entre os dois países. Das instituições brasileiras presentes ao evento estavam o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai), a Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi) e o

foi representado pela agência oficial de promoção de investimentos, Rio Negócios, e foi a única cidade do Brasil presente na feira. Durante a OTC, foi assinada a filiação da cidade do Rio de Janeiro à World Energy Cities Partnership, associação das cidades capitais da energia. Com isso, o Rio passa a fazer parte do seleto grupo de cidades que são os principais centros de desenvolvimento em tecnologia de petróleo, como Dubai, Houston, Calgary, Dammam e Doha. “A visita a Houston representa uma postura mais agressiva da cidade em captar negócios alinhados à sua vocação. Nos próximos anos, a ideia é que o Rio se consolide como a capital da energia e tanto a Prefeitura do Rio quanto a Agência Rio Negócios estão trabalhando para isso”, comentou o diretor executivo da agência, Marcelo Haddad. Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Empresas como Schlumberger, Cameron, Shell, Dow Chemicals, Devon e Odebrecht, além de sete consulados gerais, quatro delegações de negócios e diversas câmaras de comércio norte-americanas também participaram do encontro. Levantamento – Durante o evento, o Foro de energia Brasil-EUA apresentou um levantamento no qual foi identificado que a indústria de equipamentos e serviços da região do Texas e Louisiana deverá faturar cerca de US$ 25 bilhões no mercado brasileiro de energia nos próximos cinco anos. Segundo o estudo, isso corresponde a 10% dos investimentos previstos para o setor no país, no valor de US$ 250 bilhões. Pelo levantamento, do investimento total, US$ 150 bilhões serão destinados à contratação de peças, equipamentos e serviços, dos quais US$ 100 bilhões serão fabricados no Brasil e US$ 50 bilhões, importados.

a maior edição em 29 anos

TecnoFink fecha acordo com grupo de Cingapura A TecnoFink, especializada em manutenção industrial, fechou durante a OTC 2011, acordo de US$ 600 mil com um grupo de Cingapura, pela licença do produto OxiFree, que protege peças metálicas da corrosão por até 30 anos, de forma inédita no mundo. De acordo com o diretor do grupo Tecnofink, Thomas Fink, a expectativa, após a negociação, é entrar em um mercado de construção de novas plataformas, não só de encomendas da Petrobras para o Brasil, mas também para outros países.

Em 2010, a empresa negociou mais de cinco toneladas do produto, que já é comercializado para o Chile, Estados Unidos, Indonésia, Inglaterra, Holanda, Nigéria e Gana, além do Brasil; e, ainda este ano, deverá chegar ao Peru, Bolívia e África do Sul. O produto foi desenvolvido com o conhecimento de que a Petrobras sofria com a corrosão em flanges, parafusos, válvulas e pontos com frestas nas plataformas em alto-mar. A TecnoFink está presente em todas as plataformas da Petrobras com seu produto e as duas empresas já negociam contratos para aplicação de mais de 5 mil kg do OxiFree para as novas plataformas da estatal em Cingapura, que devem começar a operar em 2013.

Para poder ser utilizado pela estatal, o OxiFree foi submetido por 11.688 horas ao teste de névoa salina (ASTM B 117) da Petrobras, aprovado em campo e através do Cenpes, que qualifica o material de fornecedores. O produto foi aplicado sobre um flange e mostrou que, num prazo de duas mil horas em salt spray, o metal não foi atacado pela corrosão. Este ano, a Tecnofink participou, pela segunda vez consecutiva da OTC, mas como membro da Delegação Brasileira da Câmara Americana de Comércio, o diretor da TecnoFink já havia participado da OTC durante dez anos. “Além da grande exposição de nossa marca, essa feira ainda possui um público de excelência para os negócios”, comemora. A empresa informou que já reservou espaço para a edição de 2012.

Como principal ferramenta para atrair novos investimentos para o setor, a equipe da Rio Negócios teve em mãos um estudo sobre oportunidades de investimentos na cadeia de óleo e gás feito pela consultoria Booz&Co. O estudo aponta mais de 32 novas oportunidades de negócios no setor na cidade, tendo em vista sobretudo as atividades do pré-sal. Pela análise da Booz, o setor pode injetar mais de R$ 3 bilhões na economia carioca, além de criar cerca de 4.500 novas oportunidades de trabalho nos próximos cinco anos. Os projetos previstos deverão, ainda, atrair outros segmentos com elevado impacto econômico.

Entre os principais ativos da cidade estão a presença dos centros de decisões do setor, como a sede da Petrobras, Onip, IBP, ANP, a liderança que o Rio tem em inovação, concentrando os principais centros tecnológicos e universidades com longa tradição no setor, a oferta de mão de obra qualificada para a cadeia e a geografia privilegiada, como acesso ao mar e próximo às bacias produtoras, Santos e Campos. Extra feira, a equipe da Rio Negócios também cumpriu uma série de agendas com grandes investidores em Nova York e Washington. Nesses encontros, o tema foi além de ener-

gia, com foco também nas oportunidades relativas à infraestrutura e aos serviços que serão demandados pelos grandes eventos esportivos que a cidade vai receber nos próximos anos – Copa e Olimpíada. A Rio Negócios teve ainda reuniões com dez empresas, como Baker Hughes, FMC, Oceaneering, Dresser-Rand, Emerson, Weatherford, Cameron, e outras. Parte das agendas foi organizada em parceria com Brazil-Texas Chamber of Commerce e Brazil-US Business Council, canal institucional que abre ainda mais o acesso a novos mercados nos Estados Unidos.

Fabricando quem fabrica o Brasil • Manifolds submarino • PLET’s • PLEM’s • SKIDs para válvula ESDV • Bases guia de perfuração

• Estacas torpedo • Estacas de sucção • MCV’s • Componentes para Árvore de Natal Molhada e Seca

• Componentes caldeirados e usinados para linhas flexíveis

Fábrica I: CONTAGEM Rua Haeckel Ben Hur Salvador, nº 1333, Cinco CEP 32010-120 • Contagem • MG • Brasil Tel.:/Fax (55 31) 3359-5555 / 3359-5535 Fábrica II: VESPASIANO Avenida das Nações, nº 999, Distrito Industrial CEP 33200-000 • Vespasiano • MG • Brasil Tel.:/Fax (55 31) 2103-7575

eventos Cobertura OTC 2011 – Confraternizações

Um brinde aos

negócios Além de todas as reuniões e compromissos fora da feira, a maratona de coquetéis, jantares e confraternizações são também uma rotina, no calendário dos participantes da OTC todo ano, para muitos uma das mais esperadas. São diversas as comemorações que se valem do encontro de inúmeros empresários em Houston para intensificar a integração e até mesmo reencontrar e conhecer parceiros e contatos.

ão importante quanto os debates no Reliant Center, os coquetéis, recepções e atividades extra feira continuam sendo um dos pontos altos da OTC, pois se caracterizam como porta para muitas possibilidades de negócios e parcerias entre os principais agentes da indústria petrolífera mundial, participantes do evento. O primeiro foi a confraternização da Vicinary Cadenas e Lupatech CSL. Bem diferenciado este ano, o encontro aconteceu no sábado, dois dias antes da OTC, no Karamu Outpost, área do zoológico de Houston, em um ambiente bem informal e divertido. Como de costume, na programação da delegação brasileira há

TN Petróleo 77

mais de dez anos, foi realizado no domingo, véspera do início da feira, o tradicional churrasco de boas-vindas aos brasileiros na acolhedora residência de Fernando e Rosa Frimm, no bairro de White Wing Lane, patrocinado pelo ABS-Rio, pela SBM/GustoMSC e pela Oildrive. O churrasco começou a partir do encontro, em 1994, de três engenheiros navais, amigos há mais de 15 anos, ex-companheiros da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (USP): Fernando Frimm, que trabalha na SBM Offshore, e João Mário Fuzetti, da Saipem, que viviam em Houston, e José Carlos Ferreira, da subsidiária brasileira do grupo ABS. O bate-papo

Os anfitriões: Fernando e Rosa Frimm.

entre amigos acabou se tornando a mais tradicional e informal reunião fora da agenda oficial da OTC, hoje até disputada por parceiros internacionais. “O churrasco é uma oportunidade excelente de reencontro entre os brasileiros que moram aqui e os que vêm para a feira. Muitas vezes não temos tempo para manter esse relacionamento e, no churrasco, temos esta oportunidade num clima muito descontraído”, conta João Carlos, gerente geral da ABS no Brasil. Logo no primeiro dia da OTC, a Petrobras reuniu mais de 300 convidados no seu coquetel de abertura, dentre eles executivos da estatal no Brasil e na

Fotos: Banco de Imagens TN Petróleo Fotos: Banco de Imagens TN Petróleo

Presença feminina no Churrasco dos Brasileiros.

Detemos o título de qualidade em equipamentos para GLP no Brasil. Agora, essa excelência é empregada em produtos e serviços destinados ao Petróleo.

Jair Matos, Brasilamarras e as equipes da TN Petróleo e do IBP em evento no Karamu Outpost, dentro do Zoo de Houston.

América, além de representantes das principais companhias offshore do mundo, na romântica mansão Bayou Bend Collection and Gardens, em Westcoast Street, vinculada ao Museu de Belas Artes. No segundo dia, a Global Industries comemorou mais uma participação no evento com

um coquetel no hotel Houstonian, reconhecido como um dos melhores hotéis de Houston. Na mesma noite, a Keppel Offshore & Marine realizou seu tradicional coquetel no Intercontinental Houston. E na quarta-feira à tarde, no Reliant Center, foi realizado o tão esperado coquetel do Pa-

• Separadores bifásico e trifásico • Filtros de processo • Vasos de pressão • Tanques de armazenamento • Caldeiras aquatubulares e flamotubulares • Bombas • Compressores Entre outros.

55 XX (19) 3797-5600 55 XX (19) 3797-5629 TN Petróleo 77 75 www.egsa.com.br

eventos

Fotos: Banco de Imagens TN Petróleo

1 – Iñigo e Javier Vicinay, Brasilamarras. 2 – Adilson Corrêa, Lewis Centanni, José Abu-Jamra, Alexandre Abu-Jamra, CSL e Ciro Batilana, Lupatech. 3 – Recepção no evento da Petrobras. 4 – A mansão Bayou Bend Collection and Gardens, onde aconteceu o evento. 5 – Marissa Graça, Big One; José Sergio Gabrielli e Hugo Repsold, Petrobras; Nelson Leite, FMC Technologies; Solange Guedes, Petrobras e José Mauro Ferreira, FMC Technologies. 6 – Isabel Bartholomeu, Silvana de Oliveira e Márcio Adler, Continental; e Ciro Ribeiro, Petrobras. 7 – Jacob Polderman e Mike Manning, representantes da Republic of the Marshall Islands Maritime & Corporate Administrators; José Carlos Ferreira, João Carlos Pacheco e Dave Forsyth, ABS.

vilhão Brasil, promovido pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis), Onip (Organização Nacional da Indústria do Petróleo) e Apex-Brasil. Na mesma data, à noite, novamente no Houstonian, os organizadores do World Petroleum Congress (WPC), após um 76

TN Petróleo 77

7 breefing para jornalistas sobre o evento no Catar, promoveram um jantar. Mantendo a tradição, ainda quarta-feira, o ABS recebeu seus convidados no Hotel Derek, um espaço sofisticado, próximo à Houston Galleria. Dentre outras empresas que promoveram jantares e coque-

téis durante a OTC 2011 estão a Griffin Américas, juntamente com a Etihad Airways (no Smith & Wollensky), a Aligh (no Hugo’s Restaurant) e a UPC Interpipe (no The Westin Oaks). Um toque informal nesse grande evento, no qual os negócios podem acontecer em clima de descontraída confraternização.

TN Petr贸leo 77

eventos Prévia Brasil Offshore 2011

O maior evento da

oil town

brasileira

Depois de bater recorde na produção média diária de petróleo em 2010, com mais de dois milhões de barris, o Brasil precisa preparar-se para atender às perspectivas de crescimento do setor, especialmente com a futura produção do pré-sal. por Cassiano Viana

ealizada a cada dois anos em Macaé (RJ), base das operações da Petrobras na Bacia de Campos e responsável por 85% da produção de petróleo e 47% da produção de gás natural do país, a Brasil Offshore 2011, que acontece de 14 a 17 de junho, promete bater todos os recordes das edições anteriores, garantindo que os profissionais do setor estejam sintonizados às novas tecnologias e desafios da indústria offshore. Organizada e promovida em conjunto pela Reed Exhibitions Al-

TN Petróleo 77

cantara Machado, pela Prefeitura Municipal de Macaé, pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e pela Society of Petroleum Engineers (SPE, Sociedade de Engenheiros de Petróleo), a Brasil Offshore é o terceiro maior evento de petróleo e gás do mundo. Em 2009, reuniu 636 expositores nacionais e estrangeiros e recebeu mais de 49 mil visitantes. A expectativa dos organizadores é de que a sexta edição receba 670 expositores e mais de 50 mil profissionais do setor. Paralelo à feira, é realizada a Conferência Internacional da In-

dústria de Petróleo e Gás. Seu conteúdo focará os principais aspectos relacionados ao desenvolvimento em águas profundas, projeto e gerenciamento de campos, construção de poços, FPSO & Semissubmersíveis, gerenciamento da produção e de reservatórios e, obviamente, os desafios do pré-sal. No ano passado, a Conferência apresentou 48 trabalhos técnicos oriundos da Offshore Technology Conference (OTC). Em 2011, foram inscritos 258 trabalhos de mais 30 países, o que representa um crescimento superior a 100% no número de

Fotos: Banco de Imagens TN Petróleo

apresentações em debate. Também no ano passado, a Feira aumentou em 15% sua área em relação à última edição, somando quase 31 mil m². Neste ano. serão 35 mil m².

Indústria mundial (muito) bem representada Dos fabricantes de equipamentos, acessórios e peças para sondagem, perfuração e extração,

aos fornecedores de produtos químicos, passando por serviços de comunicação, catering, helicópteros e embarcações de serviço, serviços de construção e reparos navais e manutenção em geral, todos os setores da cadeia produtiva da indústria de óleo e gás, naval e offshore estão muito bem representados na Brasil Offshore deste ano. No Pavilhão principal, além do estande da Petrobras, destacamse os da Usiminas, da construtora

Mendes Junior, da Apolo Tubulars e da UTC Engenharia, logo na entrada do Pavilhão. Outras empresas que estão no espaço são: Schlumberger, Converteam, Baker Hughes, Weatherford, FMC, Protubo, Maxen, grupo Lupatech, Odebrecht, V&M do Brasil, Aveva, Tenaris Confab, GE Oil & Gas, Fluxo, NHJ Container, Teadit e Estaleiro Mauá. Atuando mundialmente na área de vedação e isolamento, o destaque da Teadit para essa edição da Brasil Offshore são os Suportes de Mola Termatic, tecnologia desenvolvida para sustentar o peso de tubulações e equipamentos. Além disso, a empresa estará divulgando sua área de Serviços Técnicos em Plataformas. A Aveva terá como destaque a integração dos sistemas EDS (Engineering Design Systems) e a interoperabilidade de dados oferecidas nas suas soluções Aveva Plant – com foco na integração entre as fases de engenharia básica, detalhamento e gerenciamento de projetos – e Aveva Net – interoperabilidade de dados através de uma ferramenta que segue os padrões exigidos pela norma ISO 15926 –, respectivamente. A Maxen, ex-Mercotubos, empresa brasileira que atua há mais de dez anos no mercado de produtos e serviços para o setor de óleo e gás vai trazer ao mercado a nova marca, anunciada no início de abril. Pelo quinto ano consecutivo na Brasil Offshore, a Fluxo Soluções Integradas apresentará nessa edição suas soluções de automação para plataformas offshore. Este ano, o estande da Fluxo, em parceria com a Emerson Process Management, irá apresentar o novo transmissor Wireless 708, para monitoração acústica de purgadores e válvulas de pressão de alívio TN Petróleo 77

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

eventos

e a tecnologia WirelessHART que proporciona redução do peso nas plataformas, através de dispositivos alimentados por baterias de longa vida útil e que podem ser utilizadas em áreas classificadas. Já o estande da NHJ do Brasil irá destacar seu MTA (Módulo Temporário de Acomodação) e Módulos Habitáveis, dois produtos de grande aceitação no mercado offshore para solução de espaço. Fornecendo serviços de engenharia e construção, tecnologias, soluções de produtos e de campo para a indústria de petróleo e gás, todos os negócios da norueguesa Aker Solutions no Brasil estarão representados em seu estande na feira de Macaé: Subsea, Well Services,

Process Systems, Field Development, Aker Oilfiel Services, Drilling Systems e Pusnes. O estande terá 50 m² e estará posicionado ao lado do estande da Petrobras. Além do Pavilhão Principal, foram montadas quatro tendas para abrigar um crescente número de empresas interessadas em apresentar suas ferramentas estratégicas para atividades em águas cada vez mais profundas e na região do pré-sal. Na Tenda 1, destaque para o pavilhão da Alemanha e para o estande da Coppe/UFRJ. Na Tenda 2, destaque para o pavilhões da França, Dinamarca e EIC e para os estandes da Technip, Schulz, WEG e Wartsila, além dos estandes do IBP, da Organização Nacional Indústria do Petróleo (Onip) e da revista TN Petróleo. Na Tenda 3, destaque para o estande da Amcham Brasil/RJ e das empresas Soenergy e Tomé Engenharia. Na tenda 4, destacam-se os estandes da Forship, Metalcoating, Eagle Burgmann, Goodyear, Mills Engenharia, SH Formas e Cameron/Vescon.

Pavilhões internacionais De olho no crescimento da economia brasileira, nos projetos da indústria de petróleo no país e dispostas a não perder oportunidades,

Rodada de Negócios A tradicional Rodada de Negócios promovida pela Onip e pelo Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) será realizada mais uma vez na Brasil Offshore. Em 2009 a Rodada registrou um recorde: foram realizadas cerca de 700 reuniões entre 17 âncoras e 170 fornecedores, gerando uma expectativa de negócios de R$ 97 milhões. O Encontro de Negócios (Eneg), realizado pela primeira vez na Feira, 80

TN Petróleo 77

totalizou na última edição do evento, 300 reuniões, com previsão de gerar um volume equivalente a R$ 22,7 milhões em negócios. Em 2009, por exemplo, a multinacional Global Industries fechou a compra de peças com um novo fornecedor e, ao longo dos últimos dois anos, outras empresas, que surgiram como resultado daquelas reuniões, também entraram em processo de licitação.

empresas de vários países confirmaram a presença nos já tradicionais pavilhões internacionais. A Alemanha escalou 17 grandes empresas (em 2009 foram apenas seis) com o objetivo de desenvolver negócios no Brasil na área de petróleo e gás. Elas ocuparão um estande coletivo de 198 m², na Tenda 1, coordenado pela Câmara Brasil-Alemanha. O EIC (Conselho Britânico de Energia), maior organização representando a cadeia de suprimentos das indústrias de petróleo e gás e energia do Reino Unido – organizou o Pavilhão Britânico com 21 empresas na sexta edição do Brasil Offshore. Os exibidores do EIC irão expor a expertise britânica e as novas soluções e inovações para o setor de óleo e gás nos 302 m² do principal espaço da Tenda 2, dentre elas: Prosafe, Rolls-Royce Energy, Derrick Services, Hydrasun e Electro-Flow Controls. A Câmara de Comércio Americana (Amcham) também está presente na Brasil Offshore 2011 com um estande na Tenda 3, cujo objetivo é divulgar, dar visibilidade e, obviamente, gerar negócios para as empresas associadas. O Pavilhão da Dinamarca terá 120m², sendo que desse total, 12m² serão reservados para área comum. Este é o primeiro ano que os dinamarqueses estão montando um pavilhão na feira, o que demonstra um aprofundamento das relações entre Brasil e Dinamarca nos últimos anos, principalmente devido à área de petróleo e gás. Cresceu também o interesse de empresas francesas no mercado de petróleo e gás brasileiro. A participação da França na Brasil Offshore de 2011 conta com um total de 33 empresas, ou seja, um crescimento superior a 80% em relação às 18 empresas participantes da última edição.

o maior evento da oil town brasileira

Bacia de Campos Produção média de petróleo e LGN (média dez/2010)..................1.631.047 bpd Produção média de gás natural (média dez/2010).. 23,890 milhões de m³ Produção total em barris equivalentes (média dez/2010).................1.781.361 boed Poços produtores.....................................591 Poços injetores........................................ 184 Reserva provada total (boe).............15,283 bilhões boe Plataformas fixas........................................14 Plataformas flutuantes............................. 39 Plataformas em construção...................... 6 Sondas de perfuração.....48 (4 próprias e 44 afretadas) Manifolds..................................................... 69 Monoboias...................................................... 1 Dutos submarinos..........................5 mil km Áreas de concessão pela ANP.9.365 km² Área total.................................... 100 mil km² Frota de barcos de apoio.......................267 Frota de helicópteros............42 aeronaves Passageiros transportados/mês (média)................................................. 50 mil Força de trabalho (empregados e terceirizados)..................... cerca de 66 mil Fonte: Petrobras, jan/2011

Foto: Cortesia Helibras

ampos é atualmente a bacia petrolífera que mais produz na margem continental brasileira, respondendo por 85% da produção de petróleo e 47% da produção de gás natural do país. Sua exploração ganhou impulso em 1974, com a descoberta do campo de Garoupa. Entretanto, sua produção comercial, predominantemente de petróleo pesado, teve início somente em 1977, no campo de Enchova. Com reservas de óleo equivalente da ordem de 9,7 bilhões de barris, a Bacia estende-se por 100 mil km² do estado do Espírito Santo, nas imediações da cidade de Vitória, até Arraial do Cabo, no litoral norte do estado do Rio de Janeiro, onde a Petrobras montou um dos maiores complexos petrolíferos do mundo. Estão localizadas hoje na Bacia de Campos perto de 64 plataformas de perfuração e produção, o que representa uma força de trabalho direta de mais de 50 mil pessoas, garantindo uma produção de 1 milhão 250

Foto: Agência Petrobras

Bacia de Campos, hoje

mil barris de petróleo por dia, e 17 milhões de m³ de gás natural também por dia. A produção de petróleo na região equivale à de alguns países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). Em abril, a Petrobras comunicou o início do Teste de Longa Duração (TLD) da área de Brava, no pré-sal da Bacia de Campos, na área da Concessão de Produção do campo de Marlim, localizado a 170 km de Macaé. O TLD tem duração estimada de dois anos e produção diária de 6 mil barris de óleo por dia. Esse é o terceiro reservatório a produzir petróleo no pré-sal da Bacia de Campos. O primeiro foi no campo de Jubarte em setembro de 2008. Em seguida, em julho de 2010, a Petrobras colocou em produção reservatório no présal do campo de Baleia Franca. Além de possibilitar à Petrobras mais informações sobre as características do reservatório, os dados serão importantes para o estudo das características de TN Petróleo 77

a 84 km da costa do estado do Rio de Janeiro, onde a lâmina de água é de cerca de 127 metros. No mesmo mês, a OGX identificou a presença de hidrocarbonetos em seções dos poços OGX-40 e OGX-41, nos limites das acumulações de Pipeline e Waikiki. Já a Statoil anunciou a descoberta de petróleo próximo do campo Peregrino, confirmando o

Oil town Macaé representa, hoje, a principal base operacional para a exploração, perfuração e extração do país, o que garante a presença, no município, de equipes operacionais, engenheiros e gerentes que trabalham nas plataformas, na base da Petrobras e das diversas empresas sediadas na região. A 180 km do Rio de Janeiro, além de abrigar a unidade de 82

TN Petróleo 77

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

novos poços nos campos de Marlim e Voador. Também em abril, OGX e Statoil anunciaram novas descobertas na Bacia de Campos. A OGX identificou a presença de hidrocarbonetos na seção albiana do poço 1-OGX-33-RJS, localizado no bloco BM-C-41, em águas rasas. A empresa detém 100% de participação neste bloco. O poço se situa

Foto: Cortesia MCS

Foto: Agência Petrobras

eventos

negócios da Bacia de Campos da Petrobras, a cidade concentra mais de quatro mil empresas associadas diretamente à indústria de petróleo. A economia do município cresceu 600% nos últimos dez anos por conta dos investimentos, do desenvolvimento da cadeia produtiva do setor e dos royalties da exploração. Segundo dados do IBGE, atualmente o PIB per capita de Macaé

potencial da região. O Peregrino está situado a 85 km da costa do Rio de Janeiro. A Statoil é a operadora do campo, com participação de 60%. A produção de petróleo no campo foi iniciada em abril e será ampliada pouco a pouco para um patamar de 100 mil barris de petróleo equivalente por dia. – puxado no município pelo arranjo produtivo do petróleo e gás – é 30% maior do que a média nacional. A Fundação Getúlio Vargas (FGV) indica que Macaé é também a nona melhor cidade do Brasil para fazer carreira. O Ministério do Trabalho garante que Macaé atingiu 103.159 pessoas com carteira assinada no ano de 2008, o que representa 48% da população. O município tem também a maior taxa de criação de novos postos de trabalho do interior do estado, de acordo com pesquisa feita pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan): 13,2% ao ano. Segundo o IBGE, o crescimento também triplicou a população do município – hoje, de 200 mil habitantes. Dez por cento da população é de estrangeiros.

TN Petr贸leo 77

mercado aquecido

Cresce o interesse de empresas francesas no

mercado brasileiro de petróleo e gás

O ano de 2011, contrariamente aos precedentes, iniciou-se em ritmo muito acelerado. Em janeiro, a Ubifrance, agência do governo francês vinculada ao Ministério da Economia, Finanças e do Emprego, e que no Brasil fica atrelada à Embaixada da França, já contava com 12 empresas inscritas na Brasil Offshore.

Michel Curletto é conselheiro em Energia, Meio Ambiente e Naval da Ubifrance/Missão Econômica do Rio de Janeiro.

TN Petróleo 77

m saldo positivo, considerando que nas edições anteriores sentimos mais dificuldades no recrutamento de empresas francesas para participarem da feira. Alguns fatores contribuíram para o sucesso da participação da França na Brasil Offshore de 2011, que conta agora com um total de 33 empresas, ou seja, um crescimento superior a 80% em relação às 18 empresas participantes da última edição. Em 2009, auge da crise financeira na Europa, decidimos investir muito na prospecção de empresas francesas, apresentado alternativas de investimentos no mercado exterior, sobretudo no Brasil. De fato, no setor de petróleo e gás, não existe no mundo maior programa de investimentos que o da Petrobras. Em duas ocasiões, mais de 250 empresas francesas tiveram a oportunidade de conhecer, inclusive em apresentação feita pela própria estatal brasileira, durante missão em Paris, os ambiciosos planos de investimentos 2009-2013 e, depois, 2010-2014. Esperamos este ano poder repetir esta fantástica iniciativa, apresentando o plano 2011-2015, garantindo assim nova safra de empresas francesas. Nos últimos dois anos, apoiamos a instalação de oito novas empresas no Brasil, principalmente no Rio de Janeiro, que em média investiram U$ 200 mil, cada uma, só para atender às exigências nacionais de obtenção de vistos de expatriados. Entre elas estão empresas high tech, como a Cybernetix e a ECA, líderes em robótica submarina, a Ixblue, especializada em sistemas submarinos para posicionamento dinâmico utilizando-se de tecnologias acústicas, Bardot e a Advanced Subsea, também experts em tecnologias submarinas, todas elas presentes na Brasil Offshore. Uma nova safra de empresas ligadas à inovação tecnológica participará da Brasil Offshore este ano. É o caso da BMTI, que desenvolve espumas sintáticas que resistem a profundidades de mais de 10.000 m, e cuja aplicação vai das boias para aliviar a tensão nos risers até a construção de hidrofólios para submarinos à propulsão nuclear. A implantação destas empresas nem sempre é feita sem dificuldades. O processo administrativo para se criar uma subsidiaria no Rio de Janeiro pode levar mais de quatro meses, quando o mesmo processo em Londres pode ser concluído em duas semanas. Outra dificuldade enfrentada pelas empresas francesas é o processo de credenciamento no cadastro de fornecedores da Petrobras (CRCC), que chega a levar mais de um ano.

Foto: Agência Petrobras

Um entrave ao crescimento do mercado nacional está diretamente relacionado à disponibilidade de mão de obra qualificada, acelerador este da superinflação dos salários dos profissionais da área. Dentro deste cenário, empresas francesas como Aldelia, Neopolia e Vibratec estão se posicionando para criar pequenos centros de formação e capacitação profissional no Brasil e na França. Existe uma necessidade crescente de inovação tecnológica no Brasil para atender à enorme demanda de novos serviços e produtos para o setor de petróleo e gás. A França é reconhecida como país que tem alto grau de tecnologias aplicadas a este setor. Como exemplo de centro de geração desse conhecimento, podemos citar o Instituto Francês do Petróleo (IFP/Institut Français du Pétrole), que há décadas trabalha em estreita colaboração com a Petrobras, assim como o caso de PMEs francesas que estão se aliando para participar de um novo centro de pesquisas e desenvolvimento de tecnologias francesas aqui no Rio de Janeiro. Uma das estratégias que mais indicamos às empresas francesas que desejam se instalar no Brasil é a construção de sua presença nesse mercado, seja por meio de uma joint-venture, pela entrada no capital, ou ainda, pela aquisição integral de uma empresa brasileira. Durante os últimos seis meses fomos contratados por quatro empresas francesas, das quais uma de porte multinacional, para identificarmos alvos para aquisição.

Trata-se de um processo mais longo na identificação do candidato ideal, que em contrapartida oferece acesso imediato ao mercado. Durante a feira Brasil Offshore, e na ocasião do Club du Pétrole – coquetel que realizamos a cada três meses –, faremos alguns anúncios importantes sobre novos investimentos e contratos ganhos por empresas francesas aqui no Brasil. Será uma excelente oportunidade para reforçarmos a integração entre empresas francesas e brasileiras, assim como celebrarmos a histórica parceria França-Brasil.

Sistemas de acionamentos que dão um novo impulso para as indústrias de transformação. Redutores de alto torque - Série X® A SEW-EURODRIVE é especialista na criação e desenvolvimento de sistemas versáteis e flexíveis, que traduzem em rentabilidade todo o esforço da indústria química e petroquímica. Projetos e produtos sob medida, atendendo cada necessidade com alta performance e economia. E mais: garantia e assistência 24 horas em todo o Brasil.

Solução inteligente com fabricação e montagem inteiramente nacional, múltiplas opções de posição de montagem, carcaça extremamente robusta e peso reduzido o mínimo de componentes com a máxima disponibilidade de aplicações - com faixa de torque de 58 a 500 kNm.

0 8 00 77004 9 6 sew-eurodrive.com.br

TN Petróleo 77

eventos Energia elétrica

Lançada bolsa eletrônica para contratos de energia no Brasil por Maria Fernanda Romero

A empresa Brix, que será uma plataforma eletrônica de negociação de energia elétrica no Brasil, foi lançada em abril, mas só começa a operar em junho. A plataforma pretende se tornar a primeira bolsa de negócios de energia elétrica do Brasil. Com o objetivo de agilizar a compra e venda de energia no país, a perspectiva é triplicar o volume de negócios no setor nos próximos três a cinco anos, um salto dos R$ 25 bilhões estimados em 2010 para R$ 75 bilhões.

TN Petróleo 77

Foto: Divulgação

iniciativa atenderá aos mais de 1.400 agentes que atuam no mercado livre e representam cerca de 25% da energia consumida no país. A plataforma proporciona uma série de inovações, dentre elas a criação de um índice para medir o valor de compra e venda de energia elétrica, o Brix Spot, que vai medir a evolução de preços a partir das negociações efetivadas. Segundo Marcelo Mello, que assume a presidência da companhia, com o novo modelo de negociação da Brix, o processo de contratos de comercialização de energia terá redução de prazos e custos. “A comunicação da plataforma eletrônica da Brix é mais rápida, transparente, eficiente e direta. O atual processo, feito por telefone, demora uma semana a dez dias para ser concluído, mas agora poderá ser feito em segundos, com cliques. É uma redução enorme de tempo e custo”, indicou. De acordo com o executivo, do mesmo modo que no mercado atual, os players que poderão participar são os agentes da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica). “A relação é

Da esquerda para direita: Marcelo Mello, CEO Brix; Chuck Vice; COO ICE; Roberto Teixeira da Costa, sócio e presidente do conselho de administração da Brix; Marcelo Parodi, sócio Brix; Eike Batista, sócio Brix, Jeffrey Sprecher, CEO ICE.

bilateral e do mesmo modo que a regulamentação exige, todas as operações contratadas serão registradas na CCEE”, afirma o empresário. Mello explica que como o objetivo da Brix é estimular os negócios sem onerá-los, será estabelecida uma taxa transacional com valores reduzidos, para que os agentes possam se familiarizar com a plataforma, e a utilização será gratuita nos primeiros meses. O presidente da Brix explica que a implementação da plataforma eletrônica ocorrerá em três etapas ao longo dos próximos anos e será feita naturalmente em função da evolução do mercado. A primeira será o lançamento da plataforma e sua disponibilidade de uso pelos agentes no Ambiente de Contratação Livre (ACL) em junho deste ano. “Os contratos terão apenas liquidação com entrega e recebimento físico de energia elétrica por meio de registro na CCEE”, diz.

Em seguida, quando houver lançamento de contratos de derivativos de energia com liquidação financeira, o acesso será ampliado, permitindo a participação de instituições financeiras. “Já em uma terceira etapa será estabelecida uma câmara de compensação e liquidação (clearing house), que permitirá o lançamento pela Brix de contratos multilaterais com liquidação financeira”, conclui. São sócios da empresa: o empresário Eike Batista e os executivos Josué Gomes da Silva, CEO da Coteminas, Marcelo Parodi, CEO da Compass Energia, o economista Roberto Teixeira da Costa, primeiro presidente da Comissão de Valores Imobiliários (CVM), e a empresa Intercontinental Exchange (ICE), única pessoa jurídica da sociedade e líder global de negociação eletrônica em diversos mercados. “A criação da Brix vem em momento muito propício, pois o

crescimento econômico do Brasil traz diversas oportunidades, em particular ao mercado de energia. Com experiência no setor e uma proposta inovadora, vamos ajudar a fomentar aqui os benefícios que outros mercados já experimentaram a partir de ambientes eletrônicos de negociação de energia”, avalia Roberto Teixeira da Costa, sócio e presidente do Conselho de Administração da Brix. O executivo disse ainda que as tentativas frustradas de criar uma plataforma de comercialização de energia não deverão se repetir agora. “O Brasil mudou e nenhuma outra tentativa tinha a experiência acumulada dos profissionais que estão atuando nesta empresa hoje”, apontou. Questionado sobre a possibilidade de atuação da Brix também na América Latina, Marcelo Mello descartou o interesse de expansão num primeiro momento, mas frisou que a ICE (Intercontinental Exchange) tem expertise no exterior e poderia vir a atuar desta maneira sim. “Hoje o Brasil tem pequena relação de exportação de energia, alguma coisa com Paraguai... há expectativa de chegar ao Chile e Peru. Mas tenho a impressão de que o nosso foco é o mercado brasileiro. Já temos muito trabalho para fazer aqui”, destacou.

Abertura de capital Na ocasião, Marcelo Mello informou que a Brix poderá ter capital aberto na Bolsa de Valores. Segundo ele, foram investidos até

o momento R$ 15 milhões, e há um plano de investimento de mais R$ 10 milhões. “Se houver mais chamadas de investimentos, serão efetuadas, e na medida que os mercados forem se desenvolvendo, pode haver abertura de capital”, assegurou. A expectativa do CEO da ICE, Jeffrey Sprecher, é de que pelo menos mil pessoas sejam contratadas para atuar na plataforma brasileira. A ICE, fundada em 2000, age em mercados de futuros e balcão nos segmentos de energia, commodities agrícolas, emissões de carbono, moedas e derivativos de crédito. Opera três bolsas de futuros reguladas (EUA, Europa e Canadá), dois mercados de balcão (energia e derivativos de crédito) e cinco câmaras de compensação e liquidação (clearing houses).

E o petróleo? Apesar de Marcelo Mello ter salientado durante a coletiva de lançamento da Brix que a empresa atuará visando o mercado elétrico e ter descartado que a mesma vá entrar em outro mercado que não o de energia, o empresário Eike Batista interrompeu sua fala para dizer que vai usar seu voto para fazer valer a comercialização do petróleo também. “Nós temos a plataforma, por que não? A OGX vai produzir mais de um milhão de barris logo”, disse. De acordo com Eike, a OGX pretende começar a produzir em setembro e, em 2012, devem ser produzidos 60 mil barris diários.

Na opinião do empresário, a bolsa é uma ‘maneira fantástica’ de vender o produto brasileiro para as refinarias do mundo, à procura de quem pagar melhor. Batista comparou a nova bolsa ao Facebook da tecnologia do setor elétrico. “Houve uma reorganização de suprimentos. Se tiver óleo bom, pode até ter um prêmio. O seu produto pode chegar ao seu melhor pagador. Pretendemos vender para a Petrobras parte de nossa produção, mas ela tem que concorrer com o mundo inteiro. É uma janela de vendas extraordinária”, afirmou. Ainda segundo Eike, outras formas de energia poderão também ser negociadas, como o etanol e o carvão. “Depois do acidente do Japão, a energia nuclear tende a entrar em decadência. Tentar dominar algo indomável é muito complicado e os centros de pesquisas do mundo vão rever isso”, disse, fazendo uma ‘aposta’ com os presentes sobre este futuro de ‘decadência’ da energia nuclear. O dono da OGX avaliou que os custos que deverão ser gerados com as exigências que virão a partir de Fukushima farão com que “a conta fique impagável”. “Os alemães, que são um povo altamente técnico, saíram disso porque já perceberam”, comentou. Ao lado dos sócios Josué Gomes da Silva, Marcelo Parodi e a Intercontinental Exchange (ICE), Eike Batista terá 23,75% da nova bolsa de energia. O economista Roberto Teixeira da Costa terá 5%.

TN Petróleo 77

Tels.: 55+(31)3384-7897 • 55+(31)3382-6333 • 55+(31)9950-4914 • Nextel: 120*104206 • www.thethys.net • thethys@thethys.net • juan@thethys.net

eventos Cooperação acadêmica

Um acordo inédito entre Marinha e UFF

objetivo da parceria é conferir maior eficiência, eficácia e efetividade à gestão pública, maximizar os resultados institucionais, unir esforços visando definir as formas de incentivar e facilitar a integração entre a SecCTM e a UFF, prestar apoio mútuo às atividades de pesquisa e prospecção tecnológica, bem como tarefas administrativas decorrentes dessas atividades O acordo também prevê programas conjuntos de atividades anuais, incluindo parcerias em bolsas de estudos, abertura de oportunidades para o corpo discente da UFF e pesquisas técnicas alusivas a projetos de interesses comuns. A assinatura do acordo ocorreu durante a solenidade de inauguração do Núcleo do Escritório de Ciência, Tecnologia e Inovação para a Marinha do Brasil junto à UFF, coordenado pelo Centro de Análises de Sistemas Navais (Casnav). O Núcleo funciona na Escola de Engenharia da UFF e conta com infraestrutura moderna e equipe especializada, integrada ao corpo docente e discente da Universidade. O evento contou com a presença de autoridades militares, representantes da UFF e da Prefeitura Municipal de Niterói. O secretário municipal de Ciência e Tecnologia, José Raymundo Martins Romeo, destacou em seu discurso que o trabalho da SecCTM em conjunto com a UFF será um marco para o avanço tecnológico nacional. O reitor da UFF, professor Roberto de Souza Salles, durante discurso na 88

TN Petróleo 77

Foto: Divulgação

A Marinha do Brasil, através da Secretaria de Ciência, Tecnologia e Inovação da Marinha (SecCTM), assinou em março um acordo de cooperação acadêmica, técnica e científica com a Universidade Federal Fluminense (UFF). por Maria Fernanda Romero

cerimônia de abertura, disse que deseja ampliar as parcerias estratégicas nos próximos anos. “Queremos uma universidade que possa ajudar nosso país a desenvolver. Esse é um acordo especial, que me deixa muito feliz e, com a competência da Marinha e da equipe da UFF, vamos dar uma alavancada em vários graus na pesquisa. Vamos juntar a experiência da tecnologia da Marinha com a academia.” De acordo com o diretor da escola de engenharia da UFF, professor Hermano José Oliveira Cavalcanti, será a oportunidade de fabricar conhecimento. Fazendo parte da mesa, o exministro da Marinha, almirante-deesquadra Mauro César Rodrigues Pereira, destacou a necessidade de estreitar laços com universidades brasileiras. Segundo ele, esse acordo dará um salto muito grande para o futuro do Brasil, permitindo a consolidação de uma relação já existente, que vai reunir conhecimentos, competências e ótimos resultados. O secretário de Ciência, Tecnologia e Inovação da Marinha, vice-almirante Ilques Barbosa Junior, ressaltou que essa parceria é muito importante por permitir que os recursos humanos sejam ampliados com a inserção de professores doutores, mestres e graduandos da UFF nos projetos da Marinha. “Pretendemos ampliar a capacidade da Marinha de receber tecnologias, aprimorar o tempo de entrega dos nossos projetos para que possamos atender a tempo e a hora as demandas da Marinha, em especial nas ativida-

des relacionadas com os programas de construção de submarinos e de navios de superfície. Existem projetos que estamos desenvolvendo com a UFF de longas datas. Alguns deles estão recebendo maior dinâmica em função desse acordo. Já existem projetos concretos com recursos alocados para que essa parceria produza cada vez mais soluções eficazes. Dentre eles, o simulador de passadiço, do Centro de Instrução Almirante Graça Aranha e o aprimoramento do simulador de passadiço, do Centro de Adestramento Almirante Marques de Leão.” Para o diretor do Casnav, contraalmirante Antonio Reginaldo Pontes Lima Junior, esse núcleo vai permitir uma oxigenação na capacitação do centro. “Vamos trabalhar com pesquisadores da UFF em diversos projetos que são de interesse da Marinha e do país. Esse acordo vai render ótimos resultados.” No mesmo período, a Marinha fechou acordo com a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Essas parcerias vão abrir as portas para a integração das universidades com as Instituições de Ciência e Tecnologia da Marinha, que são o Casnav, o Instituto de Estudos Almirante Paulo Moreira, o Instituto de Pesquisas da Marinha, o Centro Tecnológico da Marinha de São Paulo e o Centro de Hidrografia da Marinha.

INFORMAÇÃO DE QUALIDADE.

Na ponta dos seus dedos A tecnologia da informação se aperfeiçoa em ritmo acelerado. Não basta ser rápido na transmissão dos fatos; é preciso ser eficaz, saber onde prospectar a informação e ser ágil ao transformá-la em notícia. Ser objetivo, sem abrir mão de aprofundar temas e promover reflexões. Mostrar as tendências dos vários segmentos desta complexa indústria, e dar espaço para que todos os atores deste mercado possam expor suas opiniões. É isto o que o site da TN Petróleo oferece ao seu público: notícias, reportagens especiais, números e indicadores, entrevistas e análises. Não é preciso mais buscar informações. Fazemos isso para você. Acesse!

www.tnpetroleo.com.br TN Petróleo 77

eventos UK Energy in Brazil

Empresas britânicas em busca de novos negócios O evento UK Energy in Brazil, realizado em março, no Rio, reuniu os principais empresários britânicos e brasileiros do setor de óleo e gás e energias renováveis, com o objetivo de iniciar parcerias, consolidar negócios e conhecer um pouco melhor as possibilidades que Brasil e Reino Unido podem oferecer um ao outro em se tratando de energia. por Maria Fernanda Romero

TN Petróleo 77

Foto: Divulgação

encontro, promovido pelo UK Trade and Investment (Ukti), foi aberto pelo diretor de energia da agência britânica, Craig Jones, que há 15 anos assessora empresas no desenvolvimento de negócios no exterior. Segundo ele, o Ukti e as organizações parceiras que trabalharam no evento se sentem satisfeitos e encorajados pela participação das companhias brasileiras e britânicas. “O fórum em si atraiu profissionais experientes e talentosos, fato demonstrado pela presença de altos executivos de empresas como Petrobras e Eletrobrás. Nós acreditamos que esses executivos e empresários brasileiros e britânicos vão continuar trabalhando juntos no futuro, fortalecendo os laços comerciais entre os dois países no setor de energia”, comentou Craig. O diretor explicou por que o evento atraiu tantos investidores britânicos: “Primeiro, pelo crescimento econômico do país. Há muitas oportunidades aqui e o Brasil tem dado mais importância à questão energética. Além daquilo que já conhecemos, como investimento em petróleo, eu citaria o aumento do uso da energia eólica.” O executivo apontou a geração eólica como uma área bastante promissora, em que o Reino Unido tem a maior capacidade instalada do mundo – reflexo do compromisso daquele país com a redução de emissões. “O

Da esquerda para direita: Craig Jones, diretor de Energia da UK Trade Investment; Chris Haynes, vice-presidente da Shell; o embaixador britânico no Brasil, Alan Charlton; José Sergio Gabrielli, presidente da Petrobras; José Costa Carvalho Neto, presidente da Eletrobras e Marcelo Hadde, presidente da Rio Negócios.

Reino Unido abriga um projeto de desenvolvimento dos maiores aerogeradores offshore já concebidos, projetados para instalação em lâminas de águas jamais consideradas viáveis” explicou. De acordo com Craig Jones, o desenvolvimento de novas tecnologias em energia limpa é um dos principais objetivos do governo e, durante o evento, foi possível trocar experiências sobre o setor entre os países. “O governo britânico reservou US$ 900 milhões para apoiar o investimento em tecnologias limpas. O Reino Unido está de acordo com a Lei de Mudanças Climáticas de 2008, na qual se compromete a reduzir ao menos 80% das emissões de gás carbônico até 2050. O Brasil, por ser líder mundial em energias limpas, é muito importante para nós. Esta é a primeira vez que realizamos uma missão na área de energia e escolhemos o Brasil por ser um mercado prioritário para nós” assegurou ele.

A ideia foi reforçada pela apresentação do embaixador britânico no Brasil, Alan Charlton, que afirmou que as empresas de energia britânicas instaladas aqui devem buscar, cada vez mais, parcerias para desenvolvimento de projetos no setor de renováveis. Entretanto, Charlton ressalvou que o interesse maior ainda será devotado ao setor petróleo por algumas décadas. “O futuro pede parcerias sustentáveis, visando ao desenvolvimento de fontes de energia renováveis, mas o petróleo permanecerá importante por um tempo. É fundamental que se mitiguem emissões de CO2 como contrapartida”, frisou. Os planos vão ao encontro da política energética do Reino Unido, que separou US$ 900 milhões para apoiar investimentos em tecnologias limpas.

A questão ambiental também pontuou a participação do vicepresidente executivo de grandes projetos de upstream da Shell, Chris Haynes. De acordo com ele, companhias de petróleo internacionais podem contribuir para a redução de emissões de CO2, através de acordos com universidades e mesmo com petroleiras brasileiras. “Em 2050, os hidrocarbonetos chegarão a dois terços da matriz mundial. Parcerias e desenvolvimento tecnológico serão indispensáveis para diminuir emissões”, observou. Segundo o executivo, a Shell tem como estratégia aliar projetos na área de renováveis para reduzir emissões de gases da companhia até 2020. Também durante o encontro, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, deixou claro em seu discurso: “O Reino Unido está nos pensamentos da Petrobras.” E ressaltou os benefícios de uma parceria entre os dois países, destacando o poder de compra do Brasil para os empresários britânicos. “Convidamos empresas britânicas a virem ao Brasil. Nós temos o maior poder de compra do mundo no setor”, pontuou. Gabrielli informou que em 2011, a estimativa é investir mais de R$ 93 bilhões, sendo 95% em projetos no país. “Temos metas de conteúdo nacional, em média de 65%, com ajustes conforme o perfil de cada setor.” Ele ressaltou que a estatal valoriza empresas que tragam seus centros de pesquisa e desenvolvimento ao Brasil, para prover a sustentabilidade dos negócios no longo prazo. O executivo comentou ainda que o Brasil é hoje a melhor fronteira de desenvolvimento de nova produção de petróleo no mundo. “Com as descobertas do pré-sal, em termos de

Convidamos empresas britânicas a virem ao Brasil. Nós temos o maior poder de compra do mundo no setor. José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras

longo prazo, o país tem um enorme potencial de crescimento de produção. Todo o setor está interessado em participar deste processo”, indicou. Para Gabrielli, a Petrobras é uma das empresas com taxa de crescimento mais rápido no mundo. Em 2010, a demanda por produtos derivados cresceu 10,6% no Brasil. “É uma situação única, somos uma empresa completamente integrada ao mercado doméstico, 85% do petróleo são produzidos no Brasil, e 85% das vendas são para o mercado interno.” Gabrielli também destacou que a Petrobras deve dobrar as reservas provadas nos próximos cinco anos. Aos atuais 15 bilhões de barris de petróleo no Brasil, a previsão é adicionar entre 10 e 16 bilhões de barris provenientes das áreas já concedidas do pré-sal, além dos 5 bilhões de barris transferidos pela cessão onerosa. Com relação à produção nacional de petróleo, hoje em 2 milhões barris por dia (bpd), a meta é chegar a 4 milhões de bpd em 2020, sendo 1,1 milhão de bpd de áreas já concedidas do pré-sal. “Nenhuma outra empresa apresenta esses números. Somos o maior operador mundial em águas profundas, temos 46 sistemas flutuantes de produção. Estamos construindo cinco refinarias no Brasil. Estamos aumentando a flexibilidade no fornecimento de gás e investindo em tecnologia de lignocelulose para produção de etanol”, destacou.

O presidente da Eletrobrás, José Costa Carvalho Neto, que também palestrou no evento, reforçou a importância da cooperação entre os países e enfatizou que a parceria trará importantes descobertas em se tratando de tecnologia e inovação. A empresa, que já controla 10% da distribuição de energia no Brasil, busca agora minimizar as perdas de energia que chegam a 40% nas distribuidoras. “Precisamos reduzir essas perdas, para aumentar a eficiência energética e a rentabilidade dessas empresas”, salientou. De acordo com Carvalho Neto, estão previstos investimentos de US$ 700 milhões (cerca de R$ 1,2 bilhão) para melhorar a eficiência das seis empresas já controladas pela Eletrobrás, nos próximos anos, dos quais US$ 400 milhões virão do Banco Mundial. O Reino Unido é o 14º maior produtor de óleo e gás do mundo, gerando 2,5 milhões de barris de óleo por dia. O setor de energia gera uma receita de US$ 140 bilhões de negócios nacionais e internacionais, empregando cerca de 600 mil pessoas. A expectativa é aumentar essa receita para US$ 300 bilhões e empregar 1 milhão de pessoas até 2030. Por ter iniciado a atividade offshore no Mar do Norte na década de 1970, o país adquiriu expertise na exploração de petróleo, com forte tradição no desenvolvimento de tec-

TN Petróleo 77

eventos

nologias e soluções para o setor. As empresas britânicas estão, agora, adaptando e inovando estas tecnologias para desenvolver infraestrutura de energia eólica offshore. Após a abertura do evento, empresas britânicas ministraram workshops sobre energia eólica, bicombustível, petróleo e gás e subsea, com a participação de importantes agentes dos respectivos mercados, como Raízen, BP Biocombustíveis, Subsea UK, Eletrobras Eletrosul, Natural Power, Unica, Iberdrola, Carnegie College, dentre outras. Rodadas de negócios seguiram durante toda parte da tarde.

Bons ventos A larga expertise britânica em geração de energia não se restringe apenas ao mercado de óleo e gás. O Reino Unido é um pioneiro em tecnologias de energia limpa e renovável, com destaque para o campo eólico. Embora esta forma de geração seja relativamente nova, em 1991 o país já ostentava sua primeira Wind Farm, ou fazenda eólica onshore, composta por dez turbinas, com uma potência instalada de 4MW. Hoje já existem mais de 250 fazendas como aquela, movimentadas por 2.700 turbinas, com capacidade de geração variando de 2 a 3MW cada. Toda esta experiência atraiu, ao longo de 20 anos, grandes investidores como GE, Mitsubish, Siemens e Clipper Windpower. Durante o UK Energy in Brasil, o tema foi debatido em um fórum que teve por objetivo difundir o conhecimento em países que ainda engatinham no setor e expandir essas bem sucedidas parcerias para a geração offshore. O presidente da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), Ricardo Simões, abriu a palestra fazendo um overview do segmento no país, que cresceu 3.100% nos últimos cinco anos, destacando gargalos, oportunidades e ressaltando a importância de acordos bilaterais para a expansão da indústria no Brasil. 92

TN Petróleo 77

Já o diretor de engenharia e operação da Eletrobrás EletroSul, Ronaldo Custódio, palestrou sobre a evolução da empresa no segmento, ressaltando a importância do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfa), que prevê a implantação de 54 usinas eólicas, totalizando 1.422,92 MW para alimentar o sistema. O engenheiro também destacou os projetos da Eletrobrás EletroSul, como o complexo eólico Cerro Chato, que está sendo construído no Rio Grande do Sul. O empreendimento será formado por três parques eólicos, cada um com 15 aerogeradores, totalizando 90MW. A conclusão dos parques está prevista para final de 2011 ou início de 2012, com contratos válidos por 20 anos e uma previsão anual de receita de R$ 38,9 milhões. Um ponto importante levantado durante a fala de Jim Brown, diretor do Centro de Colaboração de Energia Whilock, Carnegie College, instituição de ensino superior escocesa, foi a capacitação de pessoas para o trabalho nesta indústria promissora. De acordo com ele, a escola trabalha em várias frentes e só mesmo uma grande parceria é capaz de fazer os negócios deslancharem. “Conhecemos os desafios deste mercado e já estamos aptos a dizer o que pode funcionar. Precisamos de profissionais formados em engenharia elétrica e mecânica e aguardamos muitos aprendizes. Nosso maior desafio é, sem dúvida, garantir que estas pessoas estejam prontas para trabalhar em pouco tempo”, observa. Segundo o diretor a estratégia adotada é a formação de um grupo de “embaixadores da causa”, e que um diferencial para quem quer se habilitar no segmento é não ter medo de trabalhar em lugares altos. Jeremy Sainsbury, diretor da Natural Power, é outro que acredita que as relações entre Brasil e Reino Unido podem ajudar a expansão eólica por aqui. Para ele, é primordial ganhar a confiança dos investidores como bancos e o próprio governo.

“Neste mercado é indispensável prever riscos, pois fatores climáticos, por exemplo, podem comprometer a geração. Só com um mapeamento prévio é possível colocar um parque em operação”, explica. Outro assunto comentado foi a produção offshore eólica, que já é uma realidade mundo afora. Ficou a cargo da Garrad Hassan explicar como é o processo: “Trata-se de um investimento delicado, pois está sujeito a variações climáticas, proximidade de portos, esquema de trabalho em turnos no mar, mas hoje já possuímos quase 30 anos de mercado e podemos agregar o conhecimento que viemos adquirindo ao longo desse tempo para calcular os riscos dessas operações”, assegurou Unai Oatuza, gerente da empresa no Brasil. Para ele, o mercado sofre muito com a dependência dos fabricantes de equipamentos. E dá uma dica: “É preciso estar atento desde o começo, de preferência assegurar serviços de operação e manutenção em contrato, se for possível”, frisou. Porém, de acordo com Renato Costa, gerente geral de Negócios em Energia da Petrobras, a expansão eólica offshore no Brasil não deve acontecer por enquanto. “Já estamos envolvidos com projetos onshore, porém as operações eólicas offshore são 50% a 100% mais onerosas, o que torna o processo inviável. Não descartamos, entretanto, caminhar para este tipo de planta futuramente, e esperamos que nossa expertise seja um diferencial”, comentou. O aumento do conteúdo nacional foi outro aspecto debatido pelos expositores, bem como o incremento da concorrência no mercado, para o barateamento dos equipamentos e serviços, além de novas parcerias nos leilões. “O momento agora é de formação e capacitação. Precisamos ter bons projetos e estimar a produção para que o leilão seja um sucesso, o que só acontecerá quanto tivermos todos os parques implantados e gerando energia”, finalizou Laura Porto, diretora da Iberdrola.

Congresso Brasileiro de CO2

Na frente, mais uma vez por Cassiano Viana

m dos poucos países com resultados concretos nessa área, o Brasil reduziu em um terço as suas emissões de gases do efeito estufa nos últimos cinco anos e praticamente já atingiu sua meta de cortes para 2020 – o país emitiu, em 2009, 1,78 bilhão de toneladas de dióxido de carbono (CO2) ou equivalentes. O compromisso assumido era de reduzir as emissões para 1,7 bilhão de toneladas até 2020. Largando na frente mais uma vez, o país foi sede, em abril, da primeira edição do Congresso Brasileiro de CO2 na Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis. Promovido pelo Instituto Brasileiro de Petróleo Gás e Biocombustíveis (IBP), durante os dias 18 a 20 de abril, no Rio de Janeiro, o objetivo do evento foi mapear a pesquisa e os desenvolvimentos tecnológicos sobre CO2, principalmente na indústria do petróleo. Mais de 320 profissionais do setor participaram dos três dias do Congresso. Entre os palestrantes, representantes de empresas como Petrobras, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), DNV, Schlumberger, BG Group e Statoil. Foram abordados no evento temas como captura, transporte, armazenamento geológico, conversão, monitoramento do gás e os efeitos de gases contaminantes. “Levando em consideração a complexidade das operações da indústria de óleo e gás e a dimensão das questões climáticas, é hora de agregar todos os esforços e iniciativas

Foto: Agência Petrobras

Acompanhando o avanço da sua economia, o Brasil tem tido também um papel cada vez mais ativo nas discussões climáticas nos últimos anos.

Álvaro Teixeira, IBP; Raimar van den Bylaardt, CTDUT e IBP e a gerente geral de Eficiência Energética da Petrobras, Beatriz Espinosa.

para intensificar o debate em torno da pesquisa e desenvolvimentos tecnológicos sobre CO2”, afirmou, durante a solenidade de abertura do evento, o secretário executivo do IBP, Álvaro Teixeira, lembrando a importância da cooperação internacional. “Estamos trabalhando para que cada novo barril no pré-sal seja produzido com uma redução de emissões de gases de efeito estufa”, afirmou Beatriz Nassur Espinosa, gerente geral de Eficiência Energética e Emissões Atmosféricas. “Somente pela Petrobras serão investidos, até 2015, US$ 1,2 bilhão em eficiência energética, redução de queima de gases e tecnologias limpas.” “Qualquer solução para esse problema deverá levar em consideração a realidade de consumo mundial, que hoje é de cerca de mil barris de petróleo por segundo. Não vamos conseguir alterar essa realidade tão cedo. Não temos nenhum indício de que o uso de combustíveis fosseis irá diminuir nos próximos anos”, frisou o geólogo Marcelo Ketzer, coordenador do Centro de Excelência em Pesquisa sobre Armazenamento de Carbono (Cepac) e professor da PUC/ RS, que palestrou sobre o potencial

e as perspectivas de captura, transporte e armazenamento de carbono (CCS) no Brasil. Segundo Ketzer, o Brasil, graças às suas bacias sedimentares, tem enorme capacidade de armazenamento geológico, da ordem de 2 trilhões de toneladas de CO2. “Isso equivale a décadas de emissões globais nos níveis atuais”, compara. “Mesmo considerando nossa matriz energética, uma das mais limpas do mundo, o Brasil já deu provas de seu comprometimento e de seu esforço para a redução de gases poluentes”, destacou Raimar van den Bylaardt, gerente de Tecnologia do IBP e presidente do Conselho Executivo do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT). “Há um esforço significativo do país, e no que diz respeito à indústria de óleo e gás, da Petrobras, para disseminar as tecnologias CCS. Precisaremos cada vez mais de novas instalações, novos laboratórios e um número cada vez maior de profissionais dedicados à pesquisa e desenvolvimento nessa área”, concluiu. “O país tem oportunidade de se tornar um importante ator no processo de mitigação das mudanças climáticas.” TN Petróleo 77

eventos Rio Gas Forum 2011

Rio sedia

fórum sobre gás

Maximizar o potencial do gás no Brasil e na América do Sul foi o principal motivo das discussões do evento realizado em abril no Rio de Janeiro. Diante do robusto cenário de gás no país, graças às promissoras descobertas no setor e ao pré-sal, o Brasil é alvo de interesse internacional. O encontro procurou esclarecer e apresentar o mercado brasileiro para os participantes que buscam oportunidades de investimentos no ‘país do gás’. por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

TN Petróleo 77

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

e acordo com a Confederação Nacional da Indústria (CNI), o setor industrial responde, no Brasil, por 61% do consumo de gás – daí o interesse que acompanha a oferta do insumo que, em face das descobertas do pré-sal, poderia ser o combustível mais adequado para a indústria, que não pode depender apenas da eletricidade, em virtude das frequentes panes. Em janeiro de 2011, a indústria consumiu 26 milhões de m³/dia de gás natural. A situação do gás brasileiro é de fato promissora e atrair investimentos ao país e explorar o potencial enorme das reservas de gás na América do Sul são as atuais prioridades do setor. De acordo com o gerente executivo de marketing e comercialização de gás e energia da Petrobras, Antonio Eduardo Monteiro de Castro, o país já conta com os terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL) de Pecém (CE), com capacidade de regaseificação de 7 milhões de m³/dia,

e da Baía de Guanabara (RJ), com capacidade de regaseificação de 14 milhões de m³/dia. “A partir de setembro de 2013, quando o Terminal de Regaseificação da Bahia (TRBA) entrar em operação, o Brasil terá capacidade de regaseificar 35 milhões de m³/dia, volume maior que os 31 milhões de m³/dia de gás natural importados da Bolívia”, lembrou. Anunciado em fevereiro último, o TRBA é um projeto do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) e é terceiro terminal de regaseificação a ser implantado no Brasil.

Castro forneceu um panorama dos projetos da estatal no setor, como as novas fábricas de fertilizantes da empresa, a ampliação do mercado internacional GNL, o afretamento de navios tanqueneiros para o transporte desse insumo, e ressaltou que a Petrobras vai continuar investindo na transformação térmica do gás. “E vale destacar o aumento na carga de GNL no país e a diversificação de fornecedores. Atualmente fornecemos para 13 empresas e já temos 37 acordos assinados”, finalizou.

Cernambi e Tupi Nordeste) um total de 13 FPSOs para compor dez módulos de produção. “A ideia é ter na região cerca de 200 poços, entre produtores e injetores”, pontua. De acordo com ele, o consórcio trabalha agora para tentar reduzir os prazos de perfuração dos poços no pré-sal. “Atualmente, um poço na nova fronteira leva de 150 a 200 dias para ser perfurado. Esses poços ainda estão em um patamar elevado de custo”, diz o executivo.

Com produção maior em gás do que em óleo (70% em gás e os 30% restantes em óleo), Nelson Silva, presidente da BG, indicou que a meta da empresa britânica é produzir 550 mil barris por dia no Brasil em 2020, e lembrou que a B G deve superar os US$ 30 bilhões de investimentos já projetados para serem gastos no Brasil ao longo dos próximos dez anos. Durante sua palestra, o executivo informou que o campo de Lula (exTupi), no pré-sal da área de Santos (SP), deverá chegar até o final de 2011 produzindo 75 mil barris por dia. “A meta é ter pelo menos mais dois poços produtores atuando até o

Também presente no evento, a inglesa Compact GTL, apresentou sua inovação em microcanais para o processo de Gas to Liquids (GTL). A ferramenta, já utilizada pela Petrobras, é importante para o aproveitamento do gás natural associado, reduzindo a queima do mesmo.

final do ano na área, além do único que está produzindo hoje”, disse. A concessão da área de Lula está sob comando da Petrobras, em parceria com a BG e a Galp. Nelson Silva diz que a “meta é desafiadora”, mas o objetivo é que o segundo poço entre em operação ainda até julho, já o terceiro, comece a operar ao longo do segundo semestre. Silva explica que a intenção do consórcio é instalar nas áreas dos blocos BM-S-9 (Carioca e Guará), BM-S-10 (Parati) e BM-S-11 (Lula,

Segundo Iain Baxter, com a ferramenta, as unidades de GTL podem ser instaladas em plataformas flutuantes possibilitando a aplicação ao gás natural produzido nos campos marítimos, quando não for possível a reinjeção nos reservatórios ou a construção de gasoduto para exportação. O executivo contou que em 2008 foi fechada uma parceria com a Petrobras para o desenvolvimento e fabricação de uma planta modulada de GTL, o que permitiu a transformação de gás em líquido para

GARANTIAS CONTRATUAIS

Corretora de Seguros

Foto: Agência Petrobras

Tecnologia inglesa

WILL

TN Petróleo 77

eventos

aproveitamento do energético nas unidades de produção offshore. A planta contou com capacidade de produção de 20 barris por dia, e a instalação de GTL no Brasil foi comissionada em dezembro de 2010. “Nossos reatores de GTL são fabricados no Japão e a Petrobras transportou todos os reatores em 34 horas. Foi o primeiro transporte deste tipo com carga elevada”, lembrou Baxter. O evento contou com um workshop sobre investimento do présal e no último dia os participantes puderam visitar o terminal de regaseificação de GNL, da Petrobras na Baía de Guanabara.

No primeiro dia da conferência, houve ainda painéis sobre a regulação do setor de gás; sobre projetos de gás onshore no Brasil; conteúdo e capacidade local e gás não convencional interno e externo.

Foco na América Latina No segundo dia do evento, as atenções estavam voltadas para o mercado latino-americano de gás, e no possível intercâmbio de negócios, com o pré-sal no Brasil e outros investimentos na infraestrutura do gás no continente. O desenvolvimento de novas tecnologias pela indústria de óleo e gás foi tido como primordial, sobretudo com relação à segurança

das operações, para que se evite acidentes como o do Golfo do México. “Com a produção de petróleo e gás no pré-sal, as empresas terão de criar cada vez mais novas tecnologias para lidar com as adversidades que poderão surgir em uma exploração complexa como esta”, afirmou Cláudio Steuer, presidente da SyEnergy. Outra questão abordada durante o Rio Gas Forum foi a necessidade da diminuição da queima de gás pelas empresas, refletindo a preocupação mundial com a redução da emissão de CO2 na atmosfera. Hoje, cerca de 145 milhões de m³ de gás são queimados todos os anos no mundo, o que corresponde a 1/3 do consumo

Gas Summit Latin America 2011

Foto: Divulgação

Raio-X do mercado de gás natural no Brasil e América Latina

Gerardo Rabinovich, diretor do Departamento Técnico do Instituto Argentino de Energia; Gabriel Pablo Vendrell, vice presidente da Acigra e Jorge Loureiro, superintendente de Gás da Secretaria de Estado Desenvolvimento Econômico, Energia Indústria e Serviços – Sedeis.

Executivos do governo federal, associações, consultorias e companhias nacionais e estrangeiras participaram, durante os dias 9 e 11 de maio, no Rio de Janeiro, da oitava edição do Gas Summit Latin America. O encontro este ano teve como tema principal o impacto da regulamentação da Lei do Gás, o crescimento de fontes não convencionais e a perspectiva de um mercado livre. Assunto discutido em vários workshops, nos quais também foram abordados o novo cenário jurídico-regulatório para as atividades do setor, o desenvolvimento do gás não convencional nos Estados Unidos e América Latina e as políticas ambientais na América do Sul e seu impacto no mercado de gás. Um painel especial mostrou uma análise detalhada do mercado de gás 96

TN Petróleo 77

natural no Brasil, as suas diretrizes atuais para futuras tomadas de decisões e desenvolvimento do mercado nacional. O Gas Summit Latin America promoveu um painel com executivos estrangeiros, no qual foram apresentados os planos de dez países para o mercado de gás, as oportunidades de negócio e as tendências para os próximos anos. Executivos da YFPB, Instituto Argentino de la Energía e Ecopetrol, entre outros, traçaram os diversos cenários para os mercados dos EUA, Peru, Bolívia, Argentina, México, Trinidad e Tobago, Colômbia, Uruguai, Chile e Venezuela. O presidente da YPFB Transporte, Cristian Inchauste disse que a Bolívia entrará outra vez para o hall dos

grandes produtores mundiais de gás. Com uma produção atual de 45 milhões de m³ de gás por dia, o país irá chegar a 70 milhões de m³ entre 2015 e 2020 com a entrega do Gasoduto de Integração Juana Azurduy (Gija) e do início da operação do novo campo de Aquio, uma parceria da YPFB com a francesa Total e a Tecpetrol (do grupo argentino Techint), com previsão de início de operação para 2013. O “megacampo de gás” ao sul da província de Santa Cruz (a mais rica do país) teria reservas de 84,8 bilhões de m³. A previsão é iniciar a produção daqui a dois anos. Os investimentos necessários para desenvolver a reserva são de US$ 1 bilhão. Em janeiro, a estatal boliviana começou a produzir mais 1,5 milhão de m³/dia de gás no campo de Itaú (associação com Petrobras e Total). E o campo de Margarita (YPFB e Repsol) está entrando em operação, com produção de 3 milhões de barris/dia. Inchauste afirmou que a descoberta de grandes reservas de gás no pré-sal brasileiro não inviabiliza a importação do gás boliviano pelo Brasil, cujo mercado tende a crescer muito nos próximos anos. “Há espaço para o gás boliviano e do pré-sal.”

anual da Europa. Toda essa queima representa uma perda de US$ 22 bilhões por ano. Uma das soluções para este problema é a criação por alguns países de um mercado exportador de gás, como houve na Nigéria, por exemplo. O país africano teve uma redução significativa na queima de gás a partir da criação desse mercado, que chegou a 22 milhões de m³ de Gás Natural Liquefeito (LNG), o que deixa a Nigéria como terceiro ou quarto maior exportador mundial de GNL. Há grandes perspectivas de crescimento do GNL no mercado brasileiro, com a previsão de mais dois terminais até 2015. A Petrobras possui hoje dois terminais em Pecém, no Ceará, e na Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro. De acordo com Márcio Demori, gerente de comercialização de GNL da companhia, a empresa irá entregar um novo terminal em 2013, na Bahia. Outro setor interessante para indústria de gás é a de transporte

Foto: Cortesia Comgas

rio sedia fórum sobre gás

marítimo, para o qual deseja-se um uso maior do gás natural como combustível. Sérgio Garcia, gerente de Novos Negócios da DNV, deu como exemplo uma embarcação que transporta 1.500 passageiros de Buenos Aires, na Argentina, para Montevidéu, no Uruguai. Mais uma vez, a infraestrutura da indústria brasileira foi questionada,

sendo apontada como fator negativo para o crescimento do mercado de gás na América Latina. “O mercado de gás no Brasil ainda precisa se estruturar mais internamente para avançar. É necessária uma internacionalização regional do gás, usando os terminais existentes na América do Sul”, constatou Marco Tavares, presidente da empresa Gas Energy. Por sua vez, o Panamá está investindo para melhorar o acesso de navios de GNL pelo Canal do Panamá. O programa de expansão está em andamento para receber melhor as embarcações de grande porte, como é o caso dos navios que transportam gás, e tem previsão de conclusão em 2014. A autoridade do Canal do Panamá, Silvia De Marucci, informou que, hoje, apenas 8,6% dos navios de GNL podem passar pelo canal, após a conclusão das obras, 80,8% das embarcações terão condições de trafegar pelo local.

ciser parafusos

eventos AEC Media Summit 2011

Modelando informações para

grandes projetos A Autodesk reúne formadores de opinião e especialistas de sete países para mostrar como as soluções que a empresa oferece para as áreas de arquitetura, engenharia e construção aceleram e otimizam a implantação de grandes empreendimentos, desde o conceito e projeto básico à execução e entrega da obra.

TN Petróleo 77

Fotos: Divulgação

ma verdadeira imersão em projetos idealizados e executados pelo mundo afora com o apoio de ferramentas tecnológicas desenvolvidas pela Autodesk, a empresa que há quase 30 anos criou um dos softwares de engenharia e projeto mais utilizados no mundo (o AutoCAD). Esse era o ambiente do AEC Media Summit 2011, realizado entre 4 e 5 de abril, em Waltham, na região de Boston, em Massachusetts (EUA), quando a empresa fez um anúncio global dos produtos Autodesk 2012 da divisão de Arquitetura, Engenharia e Construção (AEC, em inglês). Um dos três eventos internacionais realizados pela Autodesk anualmente, o encontro reuniu em torno de 40 clientes, especialistas e jornalistas dos Estados Unidos, Brasil, México, Japão, França, Suécia e Reino Unido, e serviu ainda para anunciar a visão e colaboração de tecnologia de projetos e tendências tecnológicas da empresa para a mídia, analistas de indústria e influenciadores. Para mostrar a aplicação de suas soluções em projetos emblemáticos, de obras de infraestrutura, sofisticadas edificações de centenas de andares e complexas plantas industriais, incluindo empreendimentos do setor de óleo e gás, a empresa convocou os principais executivos e profissionais de

por Beatriz Cardoso, enviada especial a Boston (MA), EUA

distintos segmentos a participarem desse evento, que está em sua segunda edição. Líder em softwares 3D de projeto, engenharia e entretenimento,

desde o lançamento do software AutoCAD, em 1982, a Autodesk vem desenvolvendo o maior portfólio de programas de software de última geração para mercados globais. Hoje, a empresa norte-americana oferece soluções completas para criação de projetos, análise e documentação, os quais auxiliam as equipes de engenharia civil e estrutural a incrementar a produtividade, a qualidade e a competitividade. Há diferentes soluções para as áreas de arquitetura, engenharia civil e estrutural, sistemas mecânicos, elétricos e hidráulicos, e ainda do setor imobiliário, todas elas respaldadas em uma poderosa ferramenta de modelagem de informações de construção (BIM, sigla em inglês de building information modeling). Essa solução possibilita que os arquitetos, engenheiros, construtores e proprietários explorem e validem, digitalmente, as ca-

racterísticas físicas e funcionais essenciais de um projeto, antes de concretizá-lo, dentro de um processo integrado. E reforça ainda mais a comunicação e integração entre todos os profissionais envolvidos em um projeto: por exemplo, o software BIM auxilia os engenheiros estruturais a compartilharem informações com os projetistas de arquitetura e de instalações mecânicas, elétricas e hidráulicas (MEP). Por meio do BIM é possível transformar simples projetos 2D em poderosos modelos 3D. Nas apresentações realizadas durante dois dias, os especialistas mostraram de que forma as ferramentas integradas para a criação de projetos e a modelagem de informações de construção possibilitam aos diferentes profissionais envolvidos em um empreendimento otimizar recursos, controlar custos e minimizar o risco de erros. As soluções abrangem desde o levantamento topográfico, projeto e análise, até os desenhos e a documentação da construção e a execução final do projeto. Elas possibilitam, ainda, aumentar o controle e a visibilidade de cada projeto, dando aos profissionais da área a oportunidade de gerir mudanças através de todo o ciclo de vida do empreendimento. Mark Strassman, vice-presidente da divisão de AEC, ressalta que algumas ferramentas vêm sendo usadas largamente pela Petrobras e empresas que estão à frente da construção e execução de projetos para a petroleira brasileira. Um deles é o Autodesk® Navisworks® para construção, utilizado em projetos complexos, como de refinarias, petroquímicas e outras plantas do setor de óleo e gás. “Grande percentual de empreendimentos nessa área utiliza o Autodesk® Navisworks®”, garante o executivo. “Por meio desse software de análise de projeto é possível co-

laborar, coordenar e comunicar o conceito de forma mais eficaz para reduzir os problemas durante o projeto e a construção”, observa. Para ele, essa solução teve, na realidade, dois pontos de alavancagem de seu uso. “Tivemos dois kick-offs: o da construção e edificação, e outro, da indústria de petróleo e gás”, destaca Strassman, observando que a integração entre as várias áreas desenvolvidas é essencial para se levar adiante um projeto de alta complexidade, como, em geral, são as plantas industriais de processamento de óleo e gás, de refinarias a plataformas offshore. Richar Rundell, diretor de Tecnologias Estratégicas da divisão da AEC & Indústria, ressalta que as soluções apresentadas no evento são a mais nova geração de modelos e softwares em 3D para plantas de processo, substituindo ferramentas que estão em uso há mais de dez anos. “Como proprietária de numerosas refinarias, que utilizam essas ferramentas, é fundamental que asseguremos a elas uma ferramenta que possibilite fazer qualquer obra mais rápida, com maior confiabilidade e melhor qualidade.” O executivo frisa ainda que os softwares Autodesk aumentam a produtividade na implementação de qualquer empreendimento. “Nossas soluções são excelentes ferramentas para integrar a equipe de engenharia interna de um contrato de EPC, reforçar a colaboração, tornando essa relação mais efetiva na partilha de informações e conectando pessoas”, diz ele, concluindo: “Todos esses aspectos são importantes em indústrias como a de petróleo e gás, na qual o fator tempo é também primordial.” A jornalista Beatriz Cardoso viajou a Boston a convite da Autodesk. TN Petróleo 77

perfil profissional

Elízio Fonseca

Meio século

de indústria naval Com 76 anos, o carioca Elízio Fonseca tem uma longa história de amor com a indústria naval brasileira, na qual começou a trabalhar como escriturário no Estaleiro Mauá. Hoje, como presidente da Brasilamarras, ele continua a reafirmar sua paixão por essa indústria que aprendeu que navegar é preciso. por Rodrigo Miguez

Com experiência adquirida durante todos esses anos nas áreas contábil, econômica e administrativa, ele se define como uma pessoa formada na “escola da vida”, que conseguiu crescer profissionalmente com muito esforço e dedicação. Atuando em diversos cargos no Estaleiro Mauá, Elízio passou pelas áreas de contabilidade, tesouraria até ser assistente do então diretor financeiro, Álvaro Pires. Após um período, ele assumiu o cargo de Álvaro. O histórico Estaleiro Mauá foi integrado à Companhia Comércio e Navegação (CCN) em 1905, ano em que foi fundada a companhia, especializada em construção e reparo de navios. Na época de Elízio, a empresa pertencia ao grupo Paulo Ferraz, por quem o presidente da Brasilamarras tem grande admiração, e que faleceu em 1985. “O Ferraz foi, sem dúvida, o principal gerador de tudo aquilo que aconteceu no país desde os anos 1960. A construção no Estaleiro Mauá dos três primeiros navios fabricados no país, o Ponta da Areia, o Ponta Negra e o Ponta da Armação, deram inicio ao que podemos chamar, efetivamente, de ‘indústria de construção naval’ do Brasil, afirmou, lembrando do seu grande amigo. Carreira vitoriosa – A história de Elízio na Brasilamarras começou quando a empresa ainda se chamava CEC Vicinay, uma parceria com o grupo Vicinay, de Bilbao, na Espanha. Na época, o gerente da com100

TN Petróleo 77

panhia era o comandante Ivan Labouriau, que precisava de uma pessoa para ocupar o cargo no financeiro da empresa. Ele então chamou Elízio, que era Financeiro da CEC Equipamentos, para assumir também a diretoria financeira da CEC Vicinay. Após a morte de Paulo Ferraz, Elízio e os sócios espanhóis criaram a empresa Marajó e compraram a parte que pertencia à Ferraz. Assim, em 1986, a CEC Vicinay mudou o nome para Brasilamarras. Ao assumir a presidência da nova empresa, Elízio, incentivado pela Petrobras, colocou-a para participar de um bloco importante para o fornecimento de equipamentos. Depois de adquirir o certificado ISO 2002, nos início dos anos 1990, a companhia entrou para o hall dos maiores e melhores fabricantes de amarras do mundo. “Nessa década, demos início às vendas para o exterior, efetuando a nossa primeira exportação, para uma empresa sediada em Jacarta”, lembra Fonseca. “Fornecemos todas as amarras utilizadas nas Plataformas PB, e também as necessárias a todos os navios fabricados no país, durante os Primeiro e o Segundo Plano Naval”, completa. Com dedicação total à empresa, Elízio diz que a busca constante pelas inovações e o objetivo de sempre melhorar são o que fazem da Brasilamarras referência no setor offshore. Os planos da empresa incluem aumentar a capacidade de produção, que hoje é de 18 mil toneladas por ano, com a construção de um novo carrossel. Além disso, a companhia está em processo de fabricação e instalação de uma nova fornaria para atender à demanda da Petrobras, seu

maior cliente, responsável por 80% dos pedidos. Participação e reconhecimento – Elízio é conhecido por ser um homem atuante em diversos setores da indústria naval brasileira. Durante sua carreira, ele já presidiu e participou de muitos conselhos e associações, e chegou inclusive a ser secretário municipal de Indústria Comércio, Desenvolvimento, Ciência e Tecnologia de Niterói. Com tanto envolvimento no trabalho, as homenagens chegaram com naturalidade, assim como se deu seu crescimento profissional. O empresário foi escolhido

Idade: 76 Primeiro trabalho: escrituário, no Estaleiro Mauá Principais cargos: vice-presidente financeiro e secretário municipal Hobby: cozinhar Música: Vai passar, de Chico Buarque Livro: Equador, de Miguel Sousa Tavares Um bom lugar para descansar: em casa, sempre Um filme: Encontro marcado (1998), de Martin Brest, com Brad Pitt, Anthony Hopkins, Claire Forlani, Jake Weber

Cidadão Honorário de Niterói e também agraciado com a Medalha Tiradentes, pelos serviços prestados ao estado do Rio de Janeiro, a mais alta condecoração concedida pela Assembleia Legislativa do Estado do Rio de Janeiro (Alerj). “Fico muito contente com essas homenagens que recebi durante esses anos como profissional. Acho que o respeito você ganha respeitando os outros também”, afirma o carioca apaixonado por Niterói, que não gosta da afirmação de que o melhor daquela cidade é a vista do Rio de Janeiro... “Considero-me um bom filho da Cidade Sorriso. Sempre digo que Niterói é a única cidade que enfrenta o Rio de frente”, brinca. Casado com Magaly Fonseca há 51 anos e pai de Marcos e Marcelo, Elízio diz que sua casa é o melhor lugar para descansar do trabalho e das viagens que constantemente tem que fazer. Ele passa o tempo lendo um bom livro e ouvindo Chico Buarque, em sua casa na Península, na Barra da Tijuca. Outro hobby que adquiriu foi o de cozinhar. Além de prazeroso, o hábito ajuda a jogar os problemas ‘no fogo’. “Gosto de estar na cozinha. Quando cozinho ou asso alguma coisa, estou fazendo o mesmo com os meus problemas. Minha especialidade são os pratos de bacalhau”, afirma. Fã da boa gastronomia, ele recomenda a pizza do Brás e o restaurante Monteiro, em Niterói. Elízio Fonseca respirou intensamente todos os bons e maus momentos da indústria naval brasileira e acha que o setor ainda tem muito a contribuir com o crescimento econômico do país. “Vejo com muito bons olhos o momento da construção naval e offshore, em todo o país. O futuro está acontecendo agora!” TN Petróleo 77

101

perfil profissional

Inscreva-se agora e ecomize $830! Assista

23 - 26 de agosto, Porto Bay Rio Internacional, Rio de Janeiro, Brasil

Tufi Daher Filho Presidente Transnordestina

Grande.

Roberto Smith Presidente Banco do Nordeste

Oportunidades de investimento e desenvolvimento de projetos para operadores, incorporadores, investidores e entidades governamentais Maurício da Rocha Wanderley Diretor Executivo Valia

Descubra os setores que estão em alta na área de infraestrutura Lucre com as oportunidades em rodovias, ferrovias, portos, energia e saneamento Conheça as pessoas que estão envolvidas nos projetos Saiba mais sobre grandes empreendimentos nos estudos de caso e network com os líderes da Transnordestina, Suape e Linha 4 metrô SP e muito mais

Rubens Carlos Vieira Diretor de Infraestrutura ANAC

Frederico Amancio Vice-presidente Complexo Suape

Identifique os melhores veículos para os seus investimentos Fique por dentro das novidades nos fundos de private equity, venture capital, fundos de pensão, classes de ativos e investidores

terça-feira, 23 de agosto, 2011

Inscreva-se agora e ecomize $830!

www.terrapinn.com/iiwbrasil Patrocinador:

Produção:

Gisela Damm Foratini Diretora de Licenciamento Ambiental IBAMA

102

TN Petróleo 77

INSCREVA-SE JÁ! online www.terrapinn.com/iiwbrasil | email michael.weinberg@terrapinn.com | fone +1 212 379 6320 | fax +1 212 379 6319

Ano 3 • nº 15 • maio de 2011 • www.tnsustentavel.com.br

Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem Editorial

Diversidade nas ações Nessa edição, temos exemplos de temas que nortearam ações partindo de todos os segmentos da sociedade na área de sustentabilidade – iniciativas de instituições, pessoas e empresas que estão trabalhando seriamente, investindo e mostrando preocupação em reforçar o engajamento e a conscientização, empenho efetivo no cumprimento de normas e na mudança de hábitos. Organizações que estão, principalmente, pensando estrategicamente em soluções para os graves problemas sociais e ambientais que nos afligem. Dessa forma, o Caderno de Sustentabilidade mantémse fiel ao seu compromisso de contribuir para a reflexão e difundir iniciativas e práticas que demonstram que é possível transformar desafios em soluções criativas e que refletem o amadurecimento na busca dessas soluções sustentáveis. Em entrevista exclusiva, Alex Barbosa Messias, gerente de Marketing de Transporte da Petrobras Distribuidora, fala sobre as iniciativas da empresa em buscar novas tecnologias para o transporte, alinhadas com as novas exigências da legislação, em função das normas internacionais de

emissões dos veículos movidos a diesel, que entrarão em vigor em 2012. Temos ainda a matéria ‘Aquecimento para a Rio + 20’, evento que buscar renovar o engajamento dos líderes mundiais com o desenvolvimento sustentável, 20 anos após a histórica ECO-92, que colocou o tema na pauta dos governos das principais nações do mundo. Essa edição traz ainda boas novas, como os resultados do Programa de Qualidade e Consumo Responsável de Sacolas Plásticas. Mostra que, nos últimos três anos, o volume dessas embalagens no comércio reduziu em 3,9 bilhões, e projeta que mais de 750 milhões delas deixarão de ser consumidas no Brasil. Outro destaque é a iniciativa do Grupo Promon, com o lançamento do seu Portal do Voluntariado, para mobilizar seus colaboradores e estimular essa prática em toda a empresa. Sejam assim, amigos leitores, muito bem-vindos a esse cardápio variado de exemplos e de boas notícias! Um abraço e até a próxima! Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo

Sumário

106

110

111

Aquecimento para a Rio+20

Portal do Voluntariado

Rio lança ônibus sustentável

CEBDS

Grupo Promon

Meio ambiente

TN Petróleo 77

103

suplemento especial

Entrevista especial Alex Barbosa Messias, gerente de Marketing de Transporte da Petrobras Distribuidora

Combustíveis por Maria Fernanda Romero

sustentáveis

A partir de 2012 entram em vigor as novas normas de emissões dos veículos movidos a diesel. Buscando se enquadrar neste novo cenário, as distribuidoras têm ampliado sua oferta, para disponibilizar combustíveis menos poluentes e mais sustentáveis. Nesta direção, Alex Barbosa Messias, gerente de Marketing de Transporte da Petrobras Distribuidora, fala à TN Petróleo sobre novas tecnologias para transporte e as exigências da legislação aos operadores de transporte de cargas e os efeitos sobre o meio ambiente. TN Petróleo – Quais as principais tecnologias para transporte hoje disponíveis no mercado ou em testes, com o intuito de reduzir emissões? Alex Barbosa Messias – Temos os sistemas de pós-tratamento de gases de exaustão, entre eles a SCR (Sistema de Redução Catalítica) e EGR (Recirculação dos Gases de Exaustão); o OBD (Onbord Diagnose), que é o sistema de monitoramento de emissões e controle de injeção, e o desenvolvimento de combustíveis de melhor qualidade pela Petrobras, especialmente relacionados à redução do teor de enxofre no diesel, como o S50 e S10. Elas já são aplicadas na Europa desde o início deste ano. Quando o mesmo deverá acontecer efetivamente no mercado brasileiro? A partir de 1º de janeiro de 2012, para veículos a diesel pesados novos e em 1º de janeiro de 2013 para veículos leves novos a diesel. De que forma elas reduzem as emissões? O que as diferem dos demais combustíveis? 104

TN Petróleo 77

O sistema SCR a ser utilizado por veículos pesados, possui motor com qualidade de combustão superior e boa eficiência energética, emitindo menos material particulado. Assim, para controlar os altos níveis de óxido de nitrogênio (NOx), o sistema possui o catalisador SCR, no qual ocorrem as reações químicas envolvendo amônia e oxigênio utilizando o ARLA32, um produto novo à base de ureia a ser comercializado tendo como princi-

pal função fornecer a amônia para estas reações. Já o sistema EGR, que deverá futuramente ser utilizado nos veículos leves, reduz as emissões de óxido de nitrogênio através da manutenção da temperatura de combustão abaixo de 1.400 °C, mediante a admissão no motor de uma pequena quantidade de gases de escapamento, de maneira a contaminar a mistura ar/combustível. Com o menor teor de oxigênio na combustão, o teor de NOx liberado será menor. Estas duas tecnologias necessitam de combustível diesel com baixo teor de enxofre, basicamente S50 ou S10. Sabemos que o Brasil foi pioneiro no etanol. O que estamos fazendo de mais avançado no que se refere a essas tecnologias? Os padrões de emissão regulamentados pela legislação brasileira para veículos do ciclo diesel têm como base aqueles adotados na Comunidade Europeia (denominados Euro), entretanto, com uma

defasagem de quase quatro anos, devido a questões de custo e capacidade da indústria nacional para adaptação aos novos, e cada vez mais restritivos padrões de emissão. Na verdade, não temos nada que possamos chamar de pioneiro, a não ser o próprio biodiesel que hoje é adicionado ao diesel mineral na razão de 5% – esse produto é denominado B5. Quais as outras vantagens destas tecnologias para o transporte? Acredita-se que a indústria automobilística esteja inovando para permitir que os novos motores sejam mais eficientes energeticamente, reduzindo o consumo de combustíveis dos motores a diesel. Elas poderão ser aplicadas a qualquer veículo ou precisarão ser adaptadas de alguma forma? Essas novas tecnologias para atender aos limites de emissão do Programa de Controle de Emissões Veiculares (Proconve), fase P7, serão aplicadas apenas nos veículos novos, os quais já sairão de fábrica totalmente equipados. Elas não implicarão custos para o transporte? Como o sistema SCR tem uma combustão mais eficiente, o motor consome em torno de 5% a menos de combustível. Assim, considerando que o consumo do ARLA32 será nesta mesma proporção e o mercado pretende praticar a paridade de preços entre o ARLA e no diesel no longo prazo, não haverá custos adicionais na operação desta nova

Novos padrões de emissão da fase P7 do Proconve em 2012 Tecnologias: Sistemas de pós tratamento dos gases do escapamento; SCR(Seletive Catalitic Reduction) – Veículos maiores/longas distâncias; EGR (Exhaust Gases Recirculation) – Veículos menores/Aplicação urbana; Diagnóstico eletrônico de eventos – OBD (Onbord Diagnose) – Controle da injeção através de monitoramento de emissão; Combustível Diesel de melhor qualidade /ARLA 32/ Novos combustíveis – Especialmente com redução do teor de enxofre (S) tecnologia, pois um fator compensará o outro. A maior parte dos custos será na aquisição dos novos veículos, que poderão custar até 30% a mais. Quais as principais tecnologias em combustíveis desenvolvidas e/ou comercializadas pela Petrobras que são consideradas sustentáveis? Temos uma estação pronta de hidrogênio em São Bernardo do Campo/SP dentro da EMTU (Empresa Metropolitana de Transportes Urbanos), que vai abastecer o ônibus a hidrogênio, cujo motor é elétrico e a energia produzida pela reação do hidrogênio com o oxigênio é armazenada em baterias. Nele, não existe emissão de poluentes, sendo apenas a água o subproduto. Trata-se de um projeto do Pnud

(Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento Sustentável) que congrega várias empresas; e a Petrobras Distribuidora é a responsável pela operação da estação de abastecimento. Ademais, participamos de testes com o diesel de cana junto a uma empresa de ônibus em São Paulo. Tivemos envolvimento no projeto Best (Bioethanol for Sustainable Transport), coordenado pela Cenbio (Centro Nacional de Referência em Biomassa), em que testamos um ônibus a etanol operado pela Metra. Ambas as tecnologias reduzem os níveis de poluentes atendendo aos limites do Proconve/fase P7. Como tem sido esse desenvolvimento: a empresa atua sozinha ou busca parcerias? Esse desenvolvimento é sempre realizado por meio de termos de cooperação técnica, que envolvem empresas do setor de transporte, indústria química, prefeituras, centros de pesquisa e empresas focadas em produtos renováveis. O que vocês vão apresentar no encontro C40? Nesse evento, a participação da Petrobras Distribuidora estará focada na operação de abastecimento e armazenagem do diesel de cana, juntamente com uma empresa de capital americano produtora de renováveis, para os veículos responsáveis pela logística do evento. Ainda estamos na fase de aprovação interna com vistas à assinatura dos Termos do Acordo para a operação.

TN Petróleo 77

105

suplemento especial

Aquecimento para a

Rio+20

encontro do CEBDS foi parte da preparação da entidade e da cidade do Rio de Janeiro para a Conferência da ONU sobre Desenvolvimento Sustentável e Meio Ambiente, a Rio+20, e para o 4º Congresso Internacional Sustentável, que o CEBDS promove esse ano em setembro, também no Rio. O Visão 2050 foi elaborado pelo World Business Council for Sustainable Development (WBCSD), em parceria com 29 empresas globais, e traça um panorama sobre o que é preciso fazer nas próximas décadas para que o mundo chegue a 2050 com qualidade de vida e sem comprometer as futuras gerações. O documento orienta o planejamento das empresas diante da chamada ‘economia verde’, tema chave da Conferência da ONU, que quer discutir ainda os instrumentos que possam garantir a implementação de um novo modelo de desenvolvimento. O encontro do CEBDS marcou o lançamento da versão em português do relatório ‘Visão 2050: uma nova agenda para as empresas’, lançado no ano passado pelo WBCSD e que já se tornou referência para o planejamento estratégico das empresas e dos países em todo o mundo. “Temos notado uma forte tendência das empresas por mecanismos que possam medir o que ainda não tem valor contabilizado, como a biodiversidade, as florestas, o vento, o

106

TN Petróleo 77

Foto: Fabio Rossi, Repsol

A Rio+20 vai se realizar somente em junho de 2012, mas as intensas expectativas, preparações e discussões já começaram. O CEBDS (Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável) promoveu, no dia 1º de março, um debate sobre a agenda da sustentabilidade no Brasil e no mundo a partir do relatório ‘Visão 2050: uma nova agenda para as empresas’. Após a histórica repercussão da ECO-92, o evento surge com o objetivo de renovar o engajamento dos líderes mundiais com o desenvolvimento sustentável do planeta, além de rever os progressos obtidos no cumprimento da Agenda 21 de crescimento por Maria Fernanda Romero econômico e desenvolvimento ambiental, estabelecidos naquela ocasião.

sol, a terra boa para plantio. Sem uma visão integrada, como a que o Visão nos oferece, o Brasil não será capaz de estar entre os líderes da corrida verde”, afirmou a presidente do CEBDS, Marina Grossi. Segundo Marina, o relatório tem nove temas, denominados ‘caminhos’: valores, desenvolvimento humano, economia, agricultura, florestas, energia, construção, mobilidade e materiais. “Acredito que hoje o Visão 2050 é a bússola que as pessoas não conseguem enxergar em termos de projeção do que seria o mundo daqui até 2020 e 2050”, indica. “Fizemos o lançamento deste relatório em português com o apoio da Alcoa e da PricewaterhouseCoopers (PWC), que também participou da versão mundial do Visão. Foi um es-

forço de 29 grandes empresas globais de 14 setores da indústria e diálogos em 20 países, com centenas de especialistas e representantes de outras empresas, governos e sociedade civil de todo o mundo”, conta a presidente do CEBDS. O relatório diz que, em 2050, cerca de nove bilhões de pessoas estarão vivendo bem, dentro do limite do planeta. “O mundo sustentável garante acesso universal a: educação, saúde, mobilidade, alimentos básicos, água, energia, moradia, bens de consumo. Tudo isso sem danos à biodiversidade, ao clima e aos ecossistemas”, aponta o estudo.

E ainda: para atingir os objetivos propostos pelo Visão é prioridade possibilitar educação e poder econômico, especialmente às mulheres, e desenvolver soluções ambientais e comportamentais mais eficientes; incorporar os custos de externalidades (carbono, serviços dos ecossistemas e a água); dobrar a produção agrícola sem aumentar o consumo de água e a extensão de terras agriculturáveis; reduzir à metade as emissões de carbono no planeta (base 2005); e potencializar de quatro a dez vezes a utilização de recursos e materiais renováveis. O Visão 2050 aponta também o desafio da pobreza no mundo hoje: mais de dois bilhões de pessoas vivendo com menos de $ 2/dia; 1,6 bilhão de pessoas sem acesso a eletricidade; 900 milhões de pessoas sem acesso a transporte; 1,8 milhão de mortes por ano devido à falta de saneamento e higiene precária e falta de acesso a água potável. O relatório conclui que 70% da população estarão em áreas urbanas em 2050 (6 bilhões) e que 98% do crescimento da população entre hoje e 2050 estará nos países em desenvolvimento. Apesar deste cenário preocupante, o estudo estima grandes oportunidades globais de negócios associados à sustentabilidade, incluindo energia, agricultura, florestas, alimentos, água, metais, saúde e educação. Especificamente, do Brasil, o Visão 2050 indica que com relação ao contexto social do país, as oportunidades estão no empreendedorismo, inovação e sustentabilidade e diminuição da taxa de natalidade. O estudo aponta que a maior parte do crescimento econômico ocorrerá nas economias emergentes e em desenvolvimento e muitas pessoas ascenderão rumo a um padrão de vida de classe média. “Em 2050, o Brasil terá 259,8 milhões de pessoas, 6% a mais em relação a 2010”, complementa no relatório. E será necessário superar os seguintes desafios: emancipar social e economicamente as mulheres brasileiras; melhorar e democratizar substancialmente a educação no

país; melhorar o acesso a serviços básicos, como água, saneamento e assistência médica; superar o considerável passivo social do país; e gerenciar as cidades brasileiras de maneira integrada.

Economia verde Também presente no encontro do CEBDS, Suzana Kahn, subsecretária de Economia Verde do Rio de Janeiro, falou sobre como o estado pretende aproveitar o bom momento da economia e dos megaeventos para promover um novo modelo de desenvolvimento. “O Rio vai buscar crescer, claro, mas incluindo novas tecnologias, novos processos e uma gestão comprometida com a redução das emissões de carbono em relação ao PIB (Produto Interno Bruto)”, apontou. Ela usou o exemplo da China, que apesar de ter crescido muito nos últimos anos, conseguiu reduzir de modo significativo as emissões de CO2, embora ainda tenha muito que diminuir. Na ocasião, Sérgio Besserman, assessor especial e presidente da Câmara Técnica de Desenvolvimento Sustentável do Rio de Janeiro, também presente, lembrou o avanço do cenário da sustentabilidade desde a ECO-92, como um marco na busca pelo desenvolvimento sustentável no mundo. Besserman reforçou, ao lado de Suzana Kahn, que naquela época o movimento era inicial e apresentou as convenções do Clima, da Biodiversidade, a Carta da Terra, que guiam até hoje as discussões. “Agora, na Rio+20, temos que apresentar conteúdo”, enfatizou.

Sustentável 2011 Marina observou que o evento Sustentável 2011, organizado pelo

CEBDS, é um ‘aquecimento’ da Rio+20 e está sendo construído sobre dois pilares: Visão 2050 e Rio+20. “A proposta é fazer a versão brasileira do Visão com a elaboração de uma agenda de sustentabilidade a ser entregue durante a Rio+20 com os compromissos das empresas e do país para um Brasil sustentável nos próximos 40 anos”, explica. A presidente do CEBDS indica que o encontro, realizado a cada dois anos, é realizado em dois dias e meio e recebe cerca de três mil pessoas. “Começamos em 2005, na Marina da Glória, e agora vamos fazê-lo no Píer Mauá, onde será a Rio+20. O evento reúne ainda os participantes que acompanham ao vivo pela Internet”, conta. Neste evento, vamos ter o posicionamento das empresas associadas ao CEBDS sobre o que elas estão se comprometendo, ou vão se comprometer, com relação a uma economia verde e o que elas recomendam ou solicitam que seja feito.

Rio+20 Em 1992, a ECO-92 colocou o Brasil em um lugar importante, quando começou a discutir o conceito de desenvolvimento sustentável. Sediada no Rio de Janeiro, foi uma semana voltada para o debate sobre o assunto, ocasião em que também foram estabelecidos os principais tratados internacionais de desenvolvimento sustentável. Evento semelhante a esse acontecerá em 2012, a Rio+20. Nestes dias, chefes de Estado de várias nações se reunirão para, mais uma vez, discutir a sustentabilidade do planeta. Se a repercussão for tão grande como o ECO92, o Brasil poderá se tornar protagonista mundial do debate ecológico. Serão discutidas a contribuição da economia verde para o desenvolvimento sustentável e a eliminação da pobreza, com foco na questão da estrutura de governança internacional na área do desenvolvimento sustentável. A Rio+20 insere-se na longa tradição de reuniões anteriores da ONU sobre o tema, entre as quais as Conferências de 1972 em Estocolmo, Suécia, e de 2002, em Joanesburgo, África do Sul.

TN Petróleo 77

107

suplemento especial

Uso de sacola plástica

em queda no Brasil Programa de Qualidade e Consumo Responsável de Sacolas Plásticas, que nos últimos três anos já reduziu em 3,9 bilhões o volume de sacolas plásticas utilizadas no comércio, projeta que mais de 750 milhões de sacolas deixarão de ser consumidas no país.

Brasil deixou de produzir e consumir 3,9 bilhões de sacolas plásticas entre 2008 e 2010. Para este ano, a redução prevista é de 750 milhões de sacolinhas no varejo brasileiro. Os dados são das entidades organizadoras do Programa de Qualidade e Consumo Responsável de Sacolas Plásticas, desenvolvido pelo Instituto Nacional do Plástico (INP), Plastivida Instituto Socioambiental dos Plásticos e Associação Brasileira da Indústria de Embalagens Flexíveis (Abief). O Programa, que conta com o apoio da Associação Brasileira de Supermercados (Abras) e de suas congêneres estaduais, destina-se à conscientização da população sobre o uso responsável e o descarte adequado de sacolas plásticas. De seu lançamento, em 2008, para cá, já apresenta resultados consistentes: a redução de 3,9 bilhões de sacolas plásticas no comércio. Para este ano, a redução prevista é de 750 milhões de sacolinhas no varejo brasileiro. “Quando o consumidor se dá conta de que tem direito a uma sacola mais resistente, que pode ser reutilizada

108

TN Petróleo 77

Evolução da redução do consumo de sacolas plásticas no Brasil Ano

Sacolas fabricadas (bilhões de unidades)

Redução de sacolas Redução (bilhões de unidades) (%)

2007

17,9

–

2008

16,4

1,5

8,4

2009

15,0

1,4

16,2

2010

14,0

1,0

21,8

2011*

13,2

0,8

26,3

*previsão | Fonte: Programa de Qualidade e Consumo Responsável de Sacolas Plásticas

inúmeras vezes, além de carregar mais produtos, o varejo passa a ter um aliado na questão da diminuição do desperdício dessa embalagem”, afirma o diretor executivo da Plastivida, Miguel Bahiense. Presente nas cidades de São Paulo, Porto Alegre, Salvador, Goiânia, Brasília, Rio de Janeiro, Recife e Florianópolis, o Programa também promove o descarte

correto, com ênfase na reciclagem (mecânica e energética).

Redução progressiva O Programa de Qualidade e Consumo Responsável de Sacolas Plásticas deu resultados desde o início. Em 2007, o consumo de sacolas era de 17,9 bilhões. Em 2008, passou para 16,4 bilhões, em 2009 para 15 bilhões e fechou 2010

Os idealizadores do Programa também desenvolveram a Escola de Consumo Responsável, um projeto itinerante que leva os conceitos de uso responsável e descarte adequado dessas embalagens para todo o país, por meio do treinamento das lideranças dos supermercados para que se tornem multiplicadores de ações responsáveis.

Feiras e Congressos JUNHO

14 a 17 – Brasil IHA 2011 World Congress Local: Foz do Iguaçu, PR Tel.: +44 20 8652-5290 Fax: +44 20 8643-5600 congress@hydropower.org www.ihacongress.org

No Dia do Consumidor, foi reforçado o compromisso com o desafio de aliar os interesses da população (conforto, praticidade, economia, segurança e qualidade de vida) às ações efetivas de preservação ambiental, promovendo a sustentabilidade. A melhor forma de se usufruir dos benefícios a que todos temos direito é utilizar este ou qualquer outro produto de modo responsável, o que significa aplicar o conceito, reconhecido internacionalmente, dos 3Rs: Reduzir, Reutilizar e Reciclar. “Há uma série de propostas e projetos de lei no Brasil que citam o banimento das sacolas plásticas, mas se baníssemos tudo o que é moderno, voltaríamos aos 28 a 30 – Brasil Gestão Ambiental em Empreendimentos Hidrelétricos Local: São Paulo Tel.: +55 11 3017-6800 Fax: +55 11 3017-6802 customer.service@ibcbrasil.com.br www.ibcbrasil.com.br

JULHO

4 a 5 – Brasil Crop World South America Local: São Paulo Tel.: + 55 11 4689-1935/R: 2138 dzppala@ubmconferences.com.br www.cropworldsa.com.br

Foto resina plástica: Agência Petrobras

Educação ambiental

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

em 14 bilhões. A expectativa para este ano é de que haja a redução no consumo de mais 750 milhões de unidades dessas embalagens, o que representa 26,3% menos de sacolinhas sendo consumidas de 2008 a 2011. “Estamos próximos de atingir a marca dos 30%, proposta no lançamento do Programa, marca esta que algumas das redes participantes desta iniciativa, como o Pão de Açúcar, já superou em suas lojas”, afirma Bahiense. A iniciativa conta hoje com a participação de quatro das seis maiores redes de supermercado do ranking da Abras (Pão de Açúcar, Zaffari, Prezunic e GBarbosa), além de dezenas de outras redes pelo Brasil. Ademais, mais de cinco mil pessoas, entre supervisores e operadores de caixa dos supermercados participantes foram treinadas para orientar os consumidores sobre o uso responsável das sacolinhas.

primórdios, com baixa qualidade e baixa expectativa de vida”, reforça Bahiense, e completa: “a solução está na responsabilidade compartilhada entre a população, o poder público e a indústria, no que tange ao consumo responsável e ao descarte adequado”. 26 a 28 – Brasil 4ª FIBOPS Local: São Paulo Tel.: +55 11 3257-9660 institutomais@institutomais.org www.fibops.com.br

AGOSTO

22 a 23 – Brasil Brazil Energy Frontiers 2011 Local: São Paulo Tel.: +55 11 3704-7733 eliana.marcon@acendebrasil.com.br www.brazilenergyfrontiers.com TN Petróleo 77

109

suplemento especial

Portal do Voluntariado O

Grupo Promon, que atua nas áreas de Engenharia, Tecnologia da Informação e Comunicação (TIC) e no desenvolvimento de Novos Negócios, lançou oficialmente, no dia 14 de abril, o Portal do Voluntariado Promon. O site foi criado com o intuito de concentrar em um só espaço todas as iniciativas nas quais a empresa está envolvida, para tornar mais ágil o fluxo de informações sobre as entidades sociais, as ações voluntárias e os resultados alcançados por essas ações. Além disso, o objetivo é que o portal funcione como uma ponte efetiva entre os voluntários e as entidades sociais parceiras. “Por meio deste instrumento, os profissionais poderão compartilhar experiências e incentivar um ao outro a participar do Programa de Voluntariado Promon. Queremos que a ferramenta sirva como referência no que diz respeito ao tema e inspire outras pessoas a se unirem à nossa crescente rede de voluntariado”, afirma Fábio Risério, gerente de Responsabilidade Social da Promon. O projeto contou com a colaboração dos seguintes parceiros: Instituto

Razão Social, que se responsabilizará pela seção ‘Fale Conosco’ e a manutenção do site; V2V.Net, consultoria especializada na construção de ferramentas voltadas para o voluntariado; e a empresa IT Press, encarregada de gerar o conteúdo institucional do portal (www.voluntariadopromon.org.br). Durante o lançamento, o diretorpresidente do grupo Promon, Luiz Fernando Rudge, fez questão de destacar o importante papel que o Programa de Voluntariado Promon representa, atualmente, dentro do Grupo, com o foco bastante voltado para a transmissão de conhecimento a crianças e adolescentes de baixa renda de São Paulo e do Rio de Janeiro. “Na Promon, acreditamos que a educação é um ponto fundamental no crescimento e na formação do ser humano e, nesse contexto, a companhia tem procurado fazer sua parte, estimulando seus profissionais a compartilharem conhecimento com outras pessoas, e a atuarem nas mais diversas frentes que compõem o Programa”, declara Rudge.

O Programa de Voluntariado Promon O voluntariado na Promon teve início na década de 1990, mas há dois anos foi anunciada oficialmente a criação do Programa de Voluntariado Promon, para atuar em quatro

Grupo Promon divulga relatório de progresso do Pacto Global junto à ONU No início de abril, o Grupo Promon recebeu da Organização das Nações Unidas (ONU) a confirmação da aprovação de seu Relatório de Comunicação de Progresso 2010 (COP), enviado à entidade em janeiro deste ano. A divulgação anual desse relatório representa um dos requerimentos do Pacto Global da ONU, do qual o Grupo Promon é signatário desde 2006. O COP do Grupo traz, anualmente, 110

TN Petróleo 77

Foto: Cortesia Promon

Grupo Promon lança seu

frentes de trabalho: reforço escolar; preparação para o mercado de trabalho; apoio à gestão das entidades sociais; e apoio à manutenção das entidades atendidas. Nesse período, mais de 600 voluntários disponibilizaram seu tempo, seus conhecimentos e competências para beneficiar cerca de 12 mil crianças e adolescentes de 13 entidades sociais e de sete escolas públicas dos municípios de São Paulo e Rio de Janeiro.

suas ações socioambientais desenvolvidas sob a perspectiva dos dez princípios regidos pelo pacto. No Relatório de 2010, o Grupo incluiu ações como: apoio ao Projeto Arte na Periferia, da ONG Casa do Zezinho, a conquista do Prêmio Top Social 2010 com o Programa de Voluntariado Promon, a destinação adequada do lixo eletrônico nos escritórios do Grupo, entre outros. O Comunicado é uma forma de reafirmar e expressar publicamente a atuação das empresas do Grupo quanto à questão da sustentabilidade socioambiental.

Rio lança ônibus

sustentável Foto: Divulgação

Secretaria de Transporte do Estado do Rio de Janeiro, juntamente com a CEG, MAN Latin America e Robert Bosch América Latina apresentaram no início de maio, o protótipo Volksbus, com tecnologia inovadora flex GNV+Diesel. O desenvolvimento do veículo, inédito no mundo, faz parte do Programa Rio Transporte Sustentável, que busca garantir à capital fluminense, e região, um transporte mais eficiente e sustentável para a Copa do Mundo de 2014 e os Jogos Olímpicos de 2016. O protótipo foi desenvolvido com tecnologia nacional pela MAN Latin America, fabricante dos caminhões e ônibus Volkswagen, juntamente com a Robert Bosch América Latina, que responde pelo sistema de injeção dos combustíveis no motor do veículo, permitindo que o ônibus rode com até 90% de GNV (Gás Natural Veicular). A CEG, empresa do Grupo Gás Natural Fenosa, será responsável pelo abastecimento de GNV durante a fase de testes do ônibus, que deverá começar no início do ano que vem, com um itinerário ainda a ser definido pela Setrans (Secretaria de Transportes do Rio de Janeiro). Nessa etapa, a MAN Latin America, em conjunto com o Programa de Engenharia de Transportes da Coppe/UFRJ, acompanhará o desempenho do ônibus por meio da medição de sua eficiência energética (Km/Leq), taxa de substituição e viabilidade econômica do projeto. A CEG informou, durante a cerimônia, que também fará investimentos para levar o gás

até 57 garagens da cidade do Rio de Janeiro, o que irá representar um total de dois mil veículos com capacidade para circular com essa nova tecnologia. Este é o primeiro ônibus com tecnologia flex GNV+Diesel homologado pelo Inmetro. “O protótipo apresenta uma alternativa real para o diesel, reduz a utilização do combustível e a emissão de poluentes na atmosfera. Além disso, sendo movido a GNV e diesel, o ônibus não fica restrito a um único combustível, permitindo ao frotista revender o veículo em locais sem abastecimento de gás”, afirmou Roberto Cortes, presidente e CEO da MAN Latin America. O motor GNV+Diesel apresenta alta eficiência em consumo de gás natural, semelhante ao motor que funciona somente com diesel: 1 litro de diesel pode ser subs-

tituído por 0,9 m³ de GNV. Este novo sistema emite 80% menos material particulado e 20% menos CO2, um dos maiores causadores do aquecimento global. “Assim como ocorre com os carros flex, com o GNV+Diesel a escolha do combustível a ser utilizado é feita pelo usuário a qualquer momento, considerando fatores como disponibilidade ou vantagem no preço”, ressalta Besaliel Botelho, vice-presidente executivo da Robert Bosch América Latina. O Rio de Janeiro é hoje o estado brasileiro que concentra a maior frota de veículos leves com tecnologia GNV (748 mil veículos), porém, no Brasil, não há veículos pesados rodando com esse combustível, por isso, esse novo modelo de ônibus é uma oportunidade para o país avançar nesse segmento ecologicamente correto. TN Petróleo 77

111

suplemento especial

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO REFINO E DISTRIBUIÇÃO GEOFÍSICA E SÍSMICA DUTOS E TERMINAIS INDÚSTRIA NAVAL E OFFSHORE BIOCOMBUSTÍVEIS E SUSTENTABILIDADE RECURSOS HUMANOS E GOVERNANÇA CORPORATIVA LEGISLAÇÃO E MERCADO

Informação de qualidade Sempre, sempre, sempre...

O contrato de partilha de produção: considerações sobre o regime tributário, por Gonçalo Falcão A economia brasileira e o apagão de talentos, por Alfredo José Assumpção Sistema óptico aprimora medição de tensões residuais em dutos enterrados, por Armando Albertazzi Gonçalves Jr. e Cesar Kanda Royalties do petróleo e tributação: ou um ou o outro, por Danny Warchavsky Guedes e Caroline Floriani Bruhn Mercado de biocombustíveis carece de regulação, por Liliam Fernanda Yoshikawa e Hilton Silva Alonso Junior C O B E R T U R A

ESPECIAL: PLANO DE NEGÓCIOS DA PETROBRAS 2010-2014

224 bilhões

de dólares em

investimentos A hora do pré-sal e dos pequenos produtores de petróleo e gás, por Haroldo Lima Modalidades de transporte e escoamento de óleos não convencionais, por Clenilson da Silva Sousa Junior A evolução do licenciamento ambiental das atividades de E&P, por Maria Alice Doria

Entrevista exclusiva

John Forman, vice-presidente da HRT Oil & Gas

De volta ao Eldorado

CADERNO DE SUSTENTABILIDADE Michelin Challenge Bibendum: mobilidade sustentável Fórum Internacional de Comunicação e Sustentabilidade: diálogo necessário Conferência Internacional do Instituto Ethos 2010 Mais de 2 milhões para Piatam V

nº 73

nº 72

nº 71

opinião

www.tnpetroleo.com.br | 55 21 3221-7500

Primeiro porta-contêineres construído no Brasil

Siderurgia: aço para o pré-sal Coque: petróleo verde A nova odisseia viking A integração entre o virtual e o real Asfalto em expansão

ESPECIAL: O DESAFIO DO

FINANCIAMENTO

Entrevista exclusiva

Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil e presidente da divisão Subsea

Estamos preparados para ir mais fundo

Avaliação de impactos ambientais na indústria petrolífera, por Ricardo Alves de Souza Proteção das novas tecnologias, por Saulo Murari Calazans Pré-sal: concessão, partilha e poderes de decisão dos contratados, por Antonio B. Sarmento O novo ambiente de negócios, por Ronald Carreteiro A crise financeira e as lições deixadas pelo setor petrolífero, por Sergei Beserra O preço da capitalização da Petrobras, por Cláudio A. Pinho Pré-sal e mudança do regime de custeio do Estado brasileiro, por Maucir Fregonesi Junior

00073

Engenharia é o nosso negócio

Acidente ambiental, por Maurício Green e Carlos Boeckh

Wärtsilä: com força total Lançado ao mar primeiro navio fluminense do Promef

ISSN 1 4 1 5 8 8 9 - 2

Tomaso Garzia Neto, presidente da Projemar

O marco brasileiro, por Marcio Silva Pereira

O outro Brasil do petróleo – Parte 3

Ano XII • jul/ago 2010 • Número 73 • ESPECIAL ROG • www.tnpetroleo.com.br

A urgente e necessária expansão da malha dutoviária brasileira, de Guilherme Pires de Melo, diretor da Abemi, e diretor de Operações da Techint para o Brasil

9 771415 889009

Entrevista exclusiva

Novos desafios à regulação: a sobrevivência dos independentes, por Marilda Rosado

(Associação Brasileira do Desenvolvimento das Atividades Nucleares)

Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

um território inexplorado

A energia descriminada, de Antonio E. F. Muller, presidente da Abdan

ESPECIAL: O DESAFIO DO FINANCIAMENTO

ESPECIAL: TECNOLOGIA SÍSMICA

Brasil:

Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

Festa para o Almirante Negro Golfo do México: horizonte sombrio

ESPECIAL PN PETROBRAS 2010-2014: 224 BILHÕES DE DÓL ARES EM INVESTIMENTOS

ESPECIAL TECNOLOGIA SÍSMICA: BRASIL, UM TERRITÓRIO INEXPLORADO

Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

O outro Brasil do petróleo – Parte 2

Licença ambiental para o Estaleiro do Paraguaçu

Ano XII • mai/jun 2010 • Número 72 • www.tnpetroleo.com.br

TN PETRÓLEO

Ano XII • mar/abr 2010 • Número 71 • www.tnpetroleo.com.br

O futuro do aço brasileiro

de Gabriel Aidar Abouchar, diretor de Mineração e Siderurgia da Abemi

CADERNO DE SUSTENTABILIDADE

Há mais de uma década, TN PETRÓLEO é a mais importante mídia impressa do setor. Uma competente e especializada equipe de jornalistas, articulistas e consultores traz para você os principais fatos referentes a essa indústria, com informações isentas e objetivas.

Assine hoje mesmo! SIM!

Eu quero receber uma assinatura anual (6 edições) da Revista TN PETRÓLEO, por apenas R$ 100,00 (cem reais).

Nome: Empresa:

Cargo:

Endereço: CEP:

Cidade:

Tel.:

Fax:

Estado: e-mail:

Depósito bancário em favor de Benício Biz Editores Associados Ltda. (Unibanco, agência 0108, c/c 131418-7). Enviar comprovante via fax (55 21 3221-7511), ou por e-mail (matias@tnpetroleo.com.br). TN (via: Petróleo 77 Boleto112 bancário assinatura@tnpetroleo.com.br), ou diretamente em nosso site, www.tnpetroleo.com.br/assinatura.

Inquietude Além de desastres naturais, há outras situações em que a água, silenciosamente, pode prejudicar e até matar.

chuva mansa que cai na manhã de sábado enquanto redijo este artigo me leva a reflexões inquietantes quanto aos rumos hídricos futuros. Certamente estamos todos estarrecidos com tantas catástrofes naturais que têm assolado o Brasil, como as que ocorreram no estado do Rio de Janeiro, as enchentes no Mato Grosso do Sul, Minas Gerais, São Paulo, Maranhão etc., contrastando com a seca no sul do Rio Grande do Sul. Sem esquecer a tragédia que abateu o povo japonês com terremotos e tsunamis seguidos de incêndios. A água, cujo simbolismo remete à vida, nestes casos significou destruição e morte. Mas há ainda outras situações em que ela, silenciosamente, também significa problemas, inclusive para a saúde humana, e pode até matar. É o caso das águas contaminadas por esgoto, por efluentes industriais, por produtos químicos na mineração e por agrotóxicos, entre outros. Diferentemente das catástrofes naturais, estas situações podem ser prevenidas e gerenciadas pelo homem. Políticas públicas, fiscalização e prevenção no agir podem impedir que represas, como Billings e Guarapiranga, na cidade de São Paulo (SP), sejam tomadas por algas e cianobactérias, por exemplo, comprometendo a qualidade da água para o abastecimento. A iniciativa de empresários pode impedir a contaminação de cursos d’água e do subsolo por efluentes industriais. Na agricultura, alternativas no manejo e uso racional de agrotóxicos no cultivo, bem como a manutenção das zonas ripárias dos rios podem minimizar a contaminação das águas superficiais e subterrâneas – e do solo. A prevenção, o monitoramento e a remediação das contaminações dos recursos hídricos são de responsabilidade da iniciativa privada e do poder público, podendo ser feitas com a aplicação de tecnologias. Equipamentos para limpeza dos contaminantes oriundos de postos de combustíveis, comprovadamente maior problema de contaminação das cidades, contribuem para um meio ambiente subterrâneo menos poluído, incluindo as águas. Outras tecnologias podem monitorar a proliferação de algas, a vazão dos rios e também de reservatórios, prevenindo acontecimentos prejudiciais à saúde das águas e, consequentemente, da população. Universidades e iniciativa privada pesquisam, desenvolvem e disponibilizam tais tecnologias. Mas falta ainda conhecimento e divulgação sobre as dezenas de possibilidades de prevenção, monitoramento e remediação para as águas superficiais e subterrâneas. Por fim, diante do cenário já estabelecido, resta a nós – cidadãos, empresas e governos – trabalharmos para melhorar a qualidade da água já contaminada e prevenir para que não se contaminem sobretudo os aquíferos, grandes reservas para o futuro. O que ainda é necessário acontecer para mudar os rumos hídricos futuros?

Mauro Banderali é especialista em tecnologias ambientais da Ag Solve, empresa sediada em Indaiatuba (SP).

TN Petróleo 77

113

pessoas

As empresas associadas à Abiquim elegeram no final de março o novo Conselho Diretor da entidade para o biênio 2011/2013. O empresário Henri Armand Slezynger, engenheiro químico e administrador de empresas, será seu presidente. Ele é acionista da Unigel, grupo com 15 unidades industriais no Brasil e no México. Com atuação nos segmentos de especialidades químicas, fertilizantes, plásticos e embalagens, a Unigel emprega cerca de duas mil pessoas.

Foto: Cortesia Abiquim

Abiquim sob novo comando

Slezynger terá como vice-presidentes Carlos Fadigas de Souza Filho, presidente da Braskem; Pedro Emílio Suarez, presidente da Dow; Marcos De Marchi, presidente da Rhodia; Marcelo Lacerda

Soares Neto, presidente da Lanxess; Paulo Francisco Schirch, presidente da Solvay; Alfred Hackenberger, presidente da Basf; e João Benjamin Parolin, diretor superintendente da Oxiteno.

Foto: Cortesia Abraman

CPFL Energia tem novo vice-presidente financeiro e de RI

Nova diretoria da Abraman

João Lafraia é o novo presidente da Associação Brasileira de Manutenção (Abraman). Gerente-geral da Refinaria de Duque de Caxias da Petrobras, Lafraia foi eleito para presidir a associação entre 2011 e 2013. Mestre em Engenharia de Materiais pelo Cranfield Institute of Techonology, na Inglaterra, ele vai liderar a entidade, que reúne empresas dos setores de petróleo, gás, têxtil, siderurgia, mineração, papel e celulose e automotiva. Juntas, as companhias investiram R$ 120 bilhões em manutenção em 2010, valor 33% maior do que no ano anterior. A vice-presidência ficará a cargo de Rogério Arcuri Filho. Engenheiro Mecânico pela UFRJ, com especialização em Geração Termelétrica Nuclear e Convencional, Arcuri trabalha na Eletronuclear 114

TN Petróleo 77

desde 1997. Atualmente está na Superintendência de Licenciamento e Meio Ambiente, onde coordena os transportes de materiais radioativos/nucleares para Angra 1, Angra 2 e Angra 3. Exerce ainda o cargo de secretário da Associação Brasileira de Energia Nuclear (Aben). Ainda fazem parte da diretoria Bernnardo Frydman, da Petrobras; Carlos Waldemar Wilke Diehl, da Quattor; Evandro de Figueiredo Neto, da ArcelorMittal Tubarão; Hélio Burle de Menezes, da Chesf; Pedro Augusto Cardoso, da Metrô Rio; e Ricardo Medeiros, de Furnas.

Lorival Nogueira Luz Jr., 39 anos, assumiu em março a vice-presidência Financeira e de Relações com Investidores da CPFL Energia. Administrador de empresas e com 20 anos de experiência no mercado financeiro, Lorival foi executivo sênior do Citibank, no qual fez sua carreira, exercendo diversos cargos. Mais tarde, passou a atuar como CFO da Estácio Participações, empresa do Grupo GP, respondendo pelas áreas de Controladoria, Tesouraria, Fusões e Aquisições, Jurídico, Relações com Investidores e Planejamento Estratégico. Em 2010, assumiu as funções de tesoureiro corporativo e executivo de Relações com Investidores (RI) no Grupo Votorantim, respondendo pela definição da estratégia de funding das diferentes empresas no Brasil e no exterior, assim como investimentos financeiros e hedge.

Renato Leite Bastos é o mais novo diretor executivo da Ietha (International Ethanol Trade Association). Além da função de gerenciar as atividades diárias da entidade e representar a associação junto a todos os públicos de interesse, Renato Bastos terá como prioridade a promoção da comercialização internacional do etanol. “O mercado internacional de etanol continua debatendo as questões mais técnicas, desde a sustentabilidade até as especificações do produto, como forma de gerar mecanismos que possam fortalecer o comércio internacional de etanol para transformar o produto em uma commodity, principal objetivo de nossa associação”, completa. Formado em Engenharia Mecânica pela UFPR, com MBA pela CoppedUFRJ e MBA em Comportamento Organizacional pela Universidade Positivo/ PR, Renato possui mais de 30 anos de experiência profissional em empresas nacionais e internacionais, nos mais diversos segmentos de negócios, como petrolífero, logístico, além do sucroenergético, tendo atuado na Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga, Companhia Atlantic de Petróleo, Esso Brasileira de Petróleo e SCA Etanol do Brasil (nesta última, ainda à frente da área de Exportação e Logística).

Foto: Divulgação

Luiz de Mendonça foi escolhido para liderar a unidade de negócios internacionais da Braskem, que passa a integrar a Braskem America – operação com base nos Estados Unidos, oriunda da aquisição dos ativos de polipropileno da Sunoco Chemicals, em 2010 – e todos os projetos de expansão global da companhia, incluindo aqueles em andamento no México, Peru e Venezuela. Na Braskem America, Mendonça assume a presidência, com sede na Filadélfia, em substituição a Carlos Fadigas, que vinha acumulando a função após tornar-se presidente da Braskem S/A. A área de negócios a partir de matéria-prima renovável, que inclui o PE Verde, também ficará sob sua responsabilidade. Luiz de Mendonça ocupava até então a presidência da Quattor, adquirida pela Braskem no início de 2010 e cuja incorporação foi aprovada em 23 de fevereiro deste ano. Antes, atuou como vice-presidente das unidades de Polímeros e de Insumos Básicos da Braskem. “A decisão de indicar Luiz de Mendonça para liderar os negócios internacionais e de química verde da Braskem confirma e reforça a estratégia de crescimento e aumento da presença global da companhia. Sua experiência e capacidade de empresariar vão ajudar a realizar o objetivo de nos tornarmos líderes mundiais da quími-

ca sustentável até 2020”, afirma Carlos Fadigas, presidente da Braskem. Formado pela Universidade de São Paulo em Engenharia de Produção, e MBA no Insead, na França, Mendonça atua na Braskem desde sua criação, em 2002. Antes, havia trabalhado por 16 anos na Rhodia, no Brasil e no exterior, tendo sido vice-presidente da empresa nos EUA. “A Braskem está desenvolvendo uma base internacional muito sólida, a partir de uma posição estratégica no maior mercado consumidor do mundo, os Estados Unidos, onde nossa operação já apresenta excelentes resultados, incluindo recorde de produção e aumento significativo da geração de caixa”, afirma Luiz de Mendonça.

Mudança na superintendência de promoção de licitações da ANP Claudia Rabello assume a superintendência de promoção de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). No setor de petróleo e gás há 12 anos, Claudia trabalhou na superintendência de divulgação e comunicação institucional da agência onde participava de grupos de planejamento, divulgação e execução das rodadas de licitações para exploração e produção de petróleo e gás natural que incluíam representantes das várias unidades do upstream da agência, o que lhe conferiu conhecimentos para o cargo. Formada em Comunicação Social pela PUC-Rio e pós-graduada em administração e marketing pelo Ibmec-RJ, fez curso de gestão de petróleo e gás pela Coppe-RJ. Claudia ingressou na ANP em 2004. Foto: Cortesia ANP

Foto: Divulgação

Ietha tem novo diretor executivo

Área internacional da Braskem tem novo líder

TN Petróleo 77

115

pessoas

O presidente da Câmara de Comércio e Indústria Brasil-Alemanha de São Paulo, Weber Porto, foi reeleito em abril para um novo mandato de dois anos (2011-2013). Na ocasião também foi eleito o quadro de vice-presidentes honorários da entidade, que será integrado por: Wilson Bricio (da ZF do Brasil); Julio Muñoz-Kampff (Henkel Mercosul); Adilson Primo (Siemens) e Thomas Schmall (Volkswagen do Brasil). Thomas Timm, contratado pela Confederação Alemã das Câmaras de Comércio, continuará exercendo o cargo de vice-presidente executivo. Weber Porto está à frente da Câmara Brasil-Alemanha desde março de 2009. Ele também é presidente da Evonik para a América do Sul e a América Central, e tem acompanhado o aumento do interesse do empresariado alemão pelo Brasil. As relações entre os dois países nunca estiveram tão fortalecidas. Prova disso é o número recorde de delegações alemãs previstas para desembarcar em solo brasileiro em 2011: serão mais de 60 grupos de empresários. Em 2010, a Câmara Brasil-Alemanha recebeu mais de

Foto: Divulgação

Reeleição na Câmara Brasil-Alemanha de São Paulo

40 delegações, número quase cinco vezes maior que nos anos anteriores – a média era de seis a oito delegações anuais. Para fazer frente a esses desafios, Weber Porto criou comissões destinadas a diferentes temas (infraestrutura, meio ambiente e sustentabilidade, inovação e tecnologia, assuntos governamentais, dentre outras) coordenadas pelos vice-presidentes da entidade. Reunindo empresas associadas, essas comissões

passaram a orientar a Câmara quanto ao seu desenvolvimento estratégico, além de debaterem assuntos de interesse comum. Relações Brasil-Alemanha – As exportações brasileiras para a Alemanha cresceram 30% nos dois primeiros meses de 2011, em comparação com os mesmos meses do ano anterior. As importações, por sua vez, cresceram 25%. A Alemanha é o quarto maior parceiro comercial brasileiro e um dos maiores investidores estrangeiros no Brasil. Dentre os mais recentes investimentos anunciados por subsidiárias alemãs no Brasil, destacamse: R$ 6,2 bilhões da Volkswagen do Brasil (2010-2014) e US$ 210 milhões da Continental Pneus (2010-2015). O empresariado alemão também tem acompanhado com interesse a evolução positiva da situação econômica do Brasil. A necessidade de investir em grandes obras de infraestrutura para garantir a continuidade do crescimento nacional, assim como os projetos previstos para a Copa do Mundo de 2014 e os Jogos Olímpicos de 2016, têm atraído os investidores alemães que contam nesse aspecto com uma ampla bagagem – 1.200 empresas de capital alemão atuam no Brasil e empregam 250 mil funcionários, responsáveis por 10% do PIB industrial brasileiro.

O segmento de Distribuição está vendo surgir um novo cenário, no qual os óleos lubrificantes assumiram papel importante no mercado. Para tratar de assuntos relativos a este segmento, foi empossada, no dia 1º de abril, a diretoria de Lubrificantes do Sindicom (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e de Lubrificantes). De acordo com Nelson Gomes, primeiro diretor de Lubrificantes da entidade, este mercado movimentou, no último ano, cerca de R$ 8 bilhões no Brasil. “Atualmente existem cerca de 150 produtores e mais de 200 importadores no Brasil, que comercializam cerca de nove mil produtos lubrificantes. Estes dados demonstram o crescimento e o nível de competitividade que o setor vem experimentando, com cada vez mais 116

TN Petróleo 77

novos fabricantes e importadores no mercado”, analisa. Hoje, o Sindicom conta com 12 associadas, das quais cinco dedicam-se exclusivamente à produção e distribuição de óleos lubrificantes: Castrol, Chevron, Petronas, Repsol e Total. Neste novo contexto, o Sindicom busca incentivar a melhoria contínua da qualidade dos produtos lubrificantes oferecidos ao consumidor final, promover e liderar a adoção de elevados padrões de segurança, saúde e preservação ambiental e, por fim, preservar a concorrência saudável, evitando a incidência de fraudes contra o consumidor. De acordo com o sindicato, o acompanhamento que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) faz do mercado de lubrificantes

Foto: Divulgação

Lubrificantes: nova diretoria no Sindicom

demonstra que, durante o ano de 2010, mais de 20% dos óleos lubrificantes comercializados no país estavam fora das especificações vigentes.

produtos e serviços

Forship: de norte a sul

Forship

Com a grande demanda decorrente dos inúmeros projetos em implantação no Norte/Nordeste, e visando a inserção nos polos petroquímicos e navais dessas regiões em expansão acelerada, o Grupo Forship estabeleceu uma filial em Recife (PE). O escritório já está prospectando negócios no setor naval nordestino, que já abriga o maior e mais moderno estaleiro da América Latina, Estaleiro Atlântico Sul (Suape/PE), além de ter projetos em instalação, dos estaleiros STX Suape e do consórcio Galíctio, formado pelas empresas espanholas Indasa, Tecnyno, Electro Rayma e Gabadi, todos em Pernambuco, e de projetos que estão para se consolidar em outros locais, como Ceará e Alagoas. Na área petroquímica e de refino, além de atender demandas dos polos petroquímicos já existentes (Camaçari/BA e Suape/ PE), a empresa vê oportunidades em projetos de grande porte, como as refinarias Premium I e II, entre outros. Marco Fares, vice-presidente do Grupo Forship, avalia um mercado de US$ 50 bilhões no Nordeste, nos próximos cinco a dez anos. “Isso representa algo em torno de US$ 500 a US$ 1,5 bilhão para a área de comissionamen-

to”, diz. “É uma cifra fabulosa, nada desprezível.” Para Fares, a criação do escritório no Nordeste foi uma decisão acertada. “Isso facilita muito a nossa atuação junto aos clientes”, explica. “Ademais, estamos satisfeitíssimos com as contratações locais. Há uma grande perspectiva de futuro e prestigiar a mão de obra regional é fundamental.” Segundo o executivo, a perspectiva da Forship é duplicar o faturamento neste ano. Em 2010 o faturamento do Grupo Forship foi de R$ 50 milhões. Parceria Forship Furg – Além disso, o Grupo Forship e a Universidade Federal do Rio Grande (Furg) firmaram, em março, uma parceria inédita, com foco na qualificação de engenheiros de distintas áreas para atuar no comissionamento no Polo Naval de Rio Grande, onde serão construídos oito cascos de plataformas para a Petrobras, que arrendou o estaleiro por 14 anos. O protocolo de cooperação estabelece a realização de cursos e desenvolvimento

Foto: Divulgação Forship

Empresa pioneira no país na área de comissionamento reforça seu posicionamento no mercado brasileiro de óleo e gás através de parcerias estratégicas e novo escritório.

de disciplinas relacionadas ao tema na Furg, além do licenciamento acadêmico do sistema de gestão de comissionamento desenvolvido pela Forship, o HMSWeb. “O aquecimento da indústria naval no Rio Grande do Sul, desde a inauguração, em outubro de 2010, do Polo Naval de Rio Grande (RS), gerou demandas que não estavam podendo ser atendidas por profissionais locais, ainda mais na área de comissionamento, que é crucial para a execução dos projetos dentro dos prazos e padrões de qualidade e entrega do empreendimento em reais condições de operação”, avalia Fares. “Essa é uma parceria estratégica para fomentar a criação de quadros profissionais para esse segmento de mercado.”

Statoil

Tem início a produção do campo de Peregrino A Statoil começou a produção de petróleo no Campo de Peregrino, na Bacia de Campos. Quando chegar ao pico da atividade, em um ano, a produção será de 100 mil barris de petróleo por dia. A primeira fase de desenvolvimento do campo inclui duas plataformas de perfuração e uma unidade flutuante de produção, armazenamento e distribuição (FPSO). “Estamos felizes em anunciar o início seguro e eficiente da maior operação internacional da Statoil até a presente data. Toda a equipe e nossos parceiros têm feito um excelente trabalho neste complexo projeto. Com o campo

de Peregrino em pleno funcionamento, a Statoil será a segunda maior operadora no Brasil. O campo de Peregrino é um legado e irá contribuir muito, tanto para o crescimento da Statoil, quanto para a produção de petróleo no Brasil nos próximos anos”, disse o presidente e CEP da Statoil, Helge Lund. Peregrino tem profundidade de 100 m e está localizado a 85 km da costa, nos blocos BM-C-7 e BM-C-47, e contém de 300 a 600 milhões de barris de petróleo recuperáveis. Está planejado um total de 37 poços, todos com tecnologia de poço horizontal avançada para maximizar a recuperação.

O campo foi descoberto em 1994. Em 2005, a Statoil adquiriu 50% da descoberta do campo. O plano de desenvolvimento de Peregrino foi então aprovado pelas autoridades brasileiras em 2007. Em 2008, a empresa comprou os outros 50% restantes e mais a condição de operadora. Em maio do ano passado, a Statoil vendeu 40% de sua participação no campo para a chinesa Sinochem, e hoje possui 60% do campo.

TN Petróleo 77

117

produtos e serviços

Foto: Divulgação Brasil Supply

Brasil Supply

Brasil Supply investe US$ 250 milhões em barcos A Brasil Supply, empresa que atua nas áreas de logística para a indústria de petróleo e gás, está investindo pesado no mercado marítimo offshore. Serão US$ 250 milhões distribuídos em 11 embarcações, num período de três anos. As embarcações irão operar nas regiões Nordeste e Sudeste, transportando carga e tripulantes entre as bases de apoio das plataformas de petróleo e gás. A primeira embarcação chamada BSCO 01, que foi lançada em março no Rio de Janeiro, segue para Natal (RN), a fim de iniciar as operações contratadas pela Petrobras. Para a aquisição da BSCO 01 foram investidos cerca de US$ 6 milhões, com financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM). Segundo a empresa, a principal característica desse tipo de embarcação é a versatilidade para o transporte de passageiros e cargas, atendendo a um leque de necessidades operacio-

nais. Está equipada com propulsores a jato d’água, motores Caterpilar C32 de 4.800 BHP, podendo navegar a até 29 nós dentro de todos os padrões de segurança, guiada por modernos equipamentos de navegação. A embarcação, que entrará em operação no porto de Paracuru (CE) em abril de 2011, tem capacidade para transportar 30 m³ de água, 30 m³ de óleo, 60 toneladas de carga geral e 60 passageiros, e estará à disposição da Petrobras durante o período de contrato por 24 horas/dia, 365 dias/ano, movimentando este quan-

Brasil Supply busca novo sócio investidor Em março, a Brasil Supply informou que contratou o banco BTG Pactual para encontrar um novo sócio investidor para a empresa. Os novos sócios irão ajudar a companhia em seu plano de negócios que prevê investimentos de R$ 6 bilhões nos próximos dez anos. A maior parte do dinheiro será usada para ampliar sua frota de navios offshore, embarcações que dão apoio às atividades das plataformas de petróleo e gás. Mas também haverá recursos para ampliar a produção de fluidos de perfuração de poços de petróleo e para construir novos centros de tratamento de resíduos gerados nas plataformas e na produção de energia térmica. Fernando Barbosa, presidente da Brasil Supply, disse que a entrada do novo sócio tende a diluir a participação dos atuais acio-

118

TN Petróleo 77

nistas, com exceção da BR Distribuidora, que tem 10% do capital. A Cotia Trading é a maior acionista, com 60% das ações, seguida da empresa Cepemar, da área ambiental, com 20%, e da AGS, com 10%, além da BR. Por motivos de confidencialidade, o presidente da Brasil Supply não deu os detalhes da operação, como os possíveis interessados em associar-se à empresa. Barbosa disse que os contratos assinados pela Brasil Supply nas áreas de navegação offshore, produção de fluidos de perfuração e de tratamento de resíduos garantem uma carteira de projetos no valor de R$ 2,2 bilhões. Em 2010, a Brasil Supply faturou R$ 40 milhões, número previsto para chegar a R$ 70 milhões este ano. “Em 2016 vamos estar faturando cerca de R$ 2 bilhões por ano”, completou.

titativo entre o porto e as plataformas da região. Para Fer nando Cesar Barbo sa, presidente da Brasil Supply, esse projeto é de grande relevância para o aquecimento da indústria naval brasileira e geração de novos empregos nas regiões Nordeste e Sudeste. “Assim como a BSCO 01, as futuras embarcações da Brasil Supply serão construídas em estaleiros brasileiros e utilizarão mão de obra nacional”, informou. O plano da companhia passa por formar frota com 61 embarcações até 2021, projeto que também conta com financiamento do FMM. A ideia é construir outros 50 navios, além dos 11 contratados com a Petrobras. A Brasil Supply S/A, constituída em 2002, é fruto da associação da Cotia com a BR Distribuidora, a Cepemar e o Grupo Gerhardt Santos, e tem como subsidiaria a BSCO Navegação, associação entre a Brasil Supply e a Cosepe, do México. A empresa tem foco no fornecimento de soluções integradas para a indústria do petróleo e gás em todo o território nacional, atuando nas áreas de logística, gestão ambiental e de produtos químicos, oferecendo tecnologia e know-how de seus associados e parceiros ao mercado. Na área de produção de fluidos de perfuração, a empresa tem projeto para colocar em operação uma fábrica em Angra dos Reis (RJ), que ainda depende de licença ambiental, e planeja ter outra unidade para abastecer a campanha exploratória do pré-sal. Esta será a segunda fábrica de fluidos da empresa, que já tem uma unidade em Anchieta (ES). No setor ambiental, o objetivo é implantar cinco novos centros de tratamento de resíduos até 2017. Hoje, a empresa tem dois polos para destinação de resíduos gerados em plataformas, em térmicas e no centro de pesquisas da Petrobras: um no Rio e outro em Vitória. A empresa também tem em funcionamento unidades de logística em Macaé e Duque de Caxias, no Rio, além de Itajaí (SC) e Ipojuca (PE) para armazenar produtos químicos que são transportados por navios até as plataformas.

HRT

Atividade crescente na Amazônia HRT anuncia que as quatro sondas de perfuração para a bacia do Solimões já estão no Amazonas. Foto: Divulgação HRT

A HRT Participações em Petróleo S/A (HRTP) anunciou em abril que as quatro sondas contratadas para a perfuração de poços exploratórios na bacia do Solimões já estão no Amazonas, seguindo o planejamento elaborado pela empresa para a região. A primeira sonda já está na locação de destino, para iniciar o trabalho de perfuração ainda este mês; a segunda estará na base de campo da HRT e será transportada para o local de sondagem, para iniciar o trabalho de perfuração ainda no mês de maio. Ambas foram contratadas junto à canadense Tuscany. As outras duas sondas, contratadas junto à Queiroz Galvão Perfurações e construídas na China, vão se deslocar do Porto de Manaus para as bases de campo, com vistas a iniciar os trabalhos de perfuração nas suas

respectivas locações, também no mês de maio de 2011. A operação de quatro sondas helitransportadas perfurando, simultaneamente, na bacia do Solimões estabelece um recorde histórico no Brasil e, ao mesmo tempo, mostra o compromisso da HRT para com o seu plano de trabalho e seus acionistas para o ano de 2011. Por outro lado, a HRT Participações está abrindo nova licitação para adquirir, ainda este ano, duas novas sondas helitransportadas e uma de work-over. Segundo a direção da empresa, tal ação demonstra a confiança no potencial gigantesco da bacia do Solimões, que superou a bacia do Espírito Santo, em fevereiro, tornando-se a segunda maior produtora de petróleo e gás do país. No Amazonas, produziu 105 mil de boe/d, contra 93,4 mil de boe/ dia da bacia do Espírito Santo.

A HRT Participações em Petróleo informou a abertura da HRT America, com sede em Houston, no Texas (EUA). A subsidiária estará encarregada de todas as questões técnicas de geologia e geofísica (G&G) dos projetos da companhia na África, tendo como foco inicial a área na Namíbia que está sendo preparada para perfuração em 2012. “Estamos muito felizes com a criação da HRT America porque, tendo base em Houston, este escritório nos dará a oportunidade de contratar os melhores especialistas em sistemas de petróleo da África Ocidental e, com certeza, permitirá que a HRT conduza os projetos da Namíbia de modo que eles estejam prontos para perfuração em 2012 e de acordo com os padrões técnicos que a nossa organização exige”, disse o CEO da HRT, Marcio R. Mello. A HRT America terá como presidente Wagner E. Peres, executivo com vasta

experiência em questões técnicas e gestão de projetos nas bacias sedimentares do Atlântico Sul e Golfo do México. Com mais de 30 anos de experiência e atuação na Petrobras e na Devon Energy, Peres foi o proponente dos poços que levaram ao descobrimento do campo de Marlim, na Bacia de Campos, durante a exploração das águas profundas brasileiras pela Petrobras nos anos 1980, e foi gerente da equipe que descobriu recentemente reservas de petróleo significativas no pré-sal da Bacia de Campos para a Devon Energy. “Estou muito feliz com a oportunidade que a HRT me deu. Tenho certeza de que não só construiremos uma equi-

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

HRT abre subsidiária em Houston

pe excelente de geocientistas de petróleo e engenheiros, mas também entregaremos os melhores resultados em nossos projetos na África, atingindo ou superando as expectativas da HRT e de seus acionistas”, afirmou Wagner Peres.

TN Petróleo no Twitter. Siga-nos em http://twitter.com/tnpetroleo TN Petróleo 77

119

produtos e serviços

Mercotubos

De fábrica e marcas novas Mercotubos inaugura planta industrial no Nordeste e anuncia nova marca com foco na integração de suas unidades de negócios. A Mercotubos – empresa brasileira que atua há mais de dez anos no mercado de produtos e serviços para o setor de óleo e gás, com faturamento da ordem de R$ 200 milhões – apresentou em abril sua nova marca, a Maxen. Em 2010, a empresa deu início ao seu plano de expansão, ao inaugurar uma nova unidade fabril, no município de Escada, região metropolitana de Recife (PE). A marca reflete um novo posicionamento, resultado do amadurecimento da empresa, que passou por grandes mudanças estruturais em 2010 e agora apresenta uma proposta de valor mais abrangente ao mercado. Após mais de seis meses de estudo e desenvolvimento, optou-se pela junção de Max – máximo, positivo, crescente – e En, que se refere à energia, mais especificamente ao segmento de óleo e gás. A marca Mercotubos esteve, por definição, muito associada à operação de distribuição de tubos, unidade que originou a empresa e que se mantém importante. Entretanto, hoje, há um escopo de atuação muito mais amplo do que a distribuição de tubos. Maxen é um nome que remete a todas as operações da empresa e às soluções que somente são possíveis em virtude do conjunto e integração das suas unidades de negócios. A Maxen, por meio das três unidades de negócios – serviços de detalha-

mento de projetos e pré-fabricação de tubulação (spools) e estruturas; distribuição de tubos e conexões de aço; e fabricação de equipamentos para sistemas submarinos de produção de óleo e gás – aposta no desenho e execução de soluções integradas, nas interseções e sinergia das unidades, de forma a gerar produtos e serviços que não existiriam de maneira isolada. Desta forma, a Maxen oferece soluções de fabricação de construção e fornecimento de maneira diferente das empresas que ofertam os mesmos serviços em separado, possibilitando a criação de benefícios tangíveis aos clientes, tais como maior agilidade na entrega e facilidade na montagem final dos produtos, sempre mantendo a competitividade de custos.

O CEO da Maxen, Flávio Suplicy, acredita que este passo reflete a nova fase da companhia: “Está claro que o crescimento da empresa depende de nossa capacidade de oferecer soluções inovadoras de fabricação e fornecimento aos nossos clientes, agregando cada vez mais valor aos nossos produtos e serviços.” No ano passado, a então Mercotubos adquiriu a pioneira tecnologia de curvamento por indução. “Esta tecnologia é um exemplo de inovações que iremos trazer ao país. Em breve apresentaremos novidades, sempre pensando nas necessidades de nossos clientes de aumento da produtividade e competitividade de custos.” Ademais, a Maxen acaba de inaugurar, no Rio de Janeiro, um escritório de engenharia de desenvolvimento comercial que conta com um time de especialistas focados em desenvolver novas soluções, liderados pelo experiente Carlos Tavares, VP das unidades de Serviços e Equipamentos.

OSX O maior guindaste naval das Américas será instalado na Unidade de Construção Naval (UCN) da OSX, empresa da indústria naval offshore do Grupo EBX. O guindaste terá 125 m de altura (equivalente a um prédio de mais de 40 andares), 186 m de distância entre os pilares, e capacidade para 1,6 mil toneladas. O equipamento será instalado no complexo industrial do Superporto do Açu, em São João da Barra, norte do estado do Rio de Janeiro, onde a empresa planeja a construção de sua UCN. A OSX assinou carta de intenções com a Hyundai Samho, subsidiária da Hyundai

120

TN Petróleo 77

Heavy Industries – que é sócia e parceira tecnológica da OSX Construção Naval –, para a aquisição desse equipamento, semelhante ao já instalado na divisão offshore da Hyundai. O guindaste sul-coreano será utilizado na montagem de cascos e na movimentação de cargas na área de dique seco do estaleiro da OSX, no Complexo Industrial do Superporto do Açu. O equipamento permitirá a montagem de grandes blocos de navios ou módulos de FPSO de uma única vez, garantindo produtividade, em linha com os prazos de construção.

Foto: Cortesia Estaleiro Hyundai

Maior guindaste naval das Américas

A Unidade de Construção Naval da OSX no estado do Rio de Janeiro já obteve Licença Ambiental Prévia. Com a obtenção da Licença de Instalação, a OSX poderá, ainda nesse semestre, iniciar as obras de construção do maior estaleiro das Américas.

BG Group

Investimento de US$ 30 bilhões no Brasil Em março, o presidente do conselho de administração do BG Group, Sir Robert Wilson, veio ao Brasil para anunciar o plano de investimentos da BG Brasil que alcança US$ 30 bilhões nesta década. A BG Brasil já investiu mais de US$ 5 bilhões no país desde 1994 e está comprometida com o desenvolvimento brasileiro, como reflete a sua estratégia de sustentabilidade, baseada em pesquisa e desenvolvimento, desenvolvimento da indústria local e de capital humano, meio ambiente, segurança operacional e investimentos sociais. Além disso, a empresa vai investir o cumulativo de cerca de US$ 1,5 bilhão

Foto: Cortesia Comgás

Um dos maiores investidores no setor de petróleo e gás no país, o BG Group prevê produção de 550 mil barris de óleo equivalente por dia em 2020.

até 2025, com a instalação do Centro Tecnológico Mundial do BG Group no Brasil, como um primeiro passo para tornar o país provedor de soluções tecnológicas em nível global. “Além de parcerias com universidades e investimentos em infraestrutura, o Centro desenvolverá novas tecnologias e contribuirá para a formação de recursos humanos de alto nível em todo

o país”, assegura Wilson. O Centro será um gerenciador de projetos de acordo com as prioridades acordadas com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Os investimentos refletem a nova fase da BG Brasil, que se torna efetivamente um dos mais importantes países em que o BG Group opera, com produção estimada em 2020 de 550.000 barris de óleo equivalente por dia, o que representará um terço da produção total do Grupo. A BG Brasil, com operação na Bacia de Santos, é parte do BG Group plc, uma companhia integrada de gás natural com atividade na exploração e produção de hidrocarbonetos em 25 países. A companhia também é acionista majoritária da Comgás, maior distribuidora de gás natural do Brasil, e do gasoduto BrasilBolívia, o Gasbol.

Clariant e Veolia Water

Nas águas da parceria As multinacionais Clariant, líder mundial em especialidades químicas, e Veolia Water Solutions & Technologies, expert em soluções tecnológicas para o tratamento de águas e efluentes líquidos, anunciaram, no dia 5 de abril, a formação de aliança estratégica para gestão de água em plantas industriais. A solução integrada tem foco no tratamento e reuso desse insumo, e redução na captação do recurso natural. Essa parceria inédita visa atender o Brasil, mas poderá, no futuro, ser estendida a outros mercados. “O acordo começa no Brasil. Então olharemos a América Latina e, depois, globalmente”, afirma o vice-presidente da unidade de negócios Oil & Mining Services para América Latina, da Clariant, Carlos Tooge.

Clariant e Veolia anunciam aliança estratégica para disponibilizar uma solução global no gerenciamento de águas. “A aliança estratégica Clariant e Veolia é um divisor de águas no mercado. Não existe um concorrente direto se considerarmos a solução que passa a ser oferecida”, acrescenta o gerente de Refinaria e Tratamento de Água para a América Latina da Clariant, Eduardo Castilho. As duas empresas somam suas expertises e competências para disponibilizar um pacote completo de especialidades químicas e tecnologias de ponta, e o suporte técnico e operacional dos sistemas de tratamento de água para as mais diversas instalações industriais e comerciais. “Como empresa de tecnologia, identificamos a oportunidade de atender às necessidades do mercado brasileiro por soluções integradas, em um trabalho conjunto com a Clariant, tra-

zendo aos clientes produtos e serviços completos para a gestão do tratamento de águas e efluentes”, afirma Mauro Gebrim, diretor de Desenvolvimento de Negócios América Latina da Veolia. “Com essa estratégia, temos certeza de que os clientes terão uma das melhores soluções do mercado mundial nesse segmento”, conclui. Petróleo e gás, química e petroquímica, siderurgia/metalurgia, fertilizantes, mineração, açúcar e álcool, papel e celulose, têxtil, alimentos e bebidas estão entre os setores que oferecem maior potencial de negócios no curto prazo.

TN Petróleo 77

121

produtos e serviços

SolidWorks

Tecnologia 3D acelera projetos A maior empresa privada do setor de petróleo do Canadá obtém aceleração do desenvolvimento de soluções inovadoras em campos petrolíferos com as ferramentas SolidWorks, da Dassault Systèmes. Atender às atuais necessidades de equipamentos da dinâmica indústria de petróleo e gás exige capacidade de resposta, inovação e precisão. E isso se aplica desde o desenvolvimento de um equipamento ou sistema até a atividade final de exploração e produção. O ritmo acelerado de exploração, perfuração e produção do setor de petróleo e gás obrigou a Sanjel Corporation, a maior empresa privada de serviços em campos petrolíferos do Canadá, a buscar soluções de CAD 3D para acelerar o desenvolvimento, controlar os custos e aumentar a qualidade. Responsável por operações internacionais no mundo inteiro, a empresa, há algum tempo, adotou o uso da tecnologia de projeto para fornecer, com rapidez, aos clientes do setor de produção de petróleo e gás equipamentos com melhor desempenho e confiabilidade. Os engenheiros da Sanjel, que até 2004 utilizavam ferramentas de projeto 2D, pesquisaram diversas soluções em 3D, inclusive uma cópia de avaliação do SolidWorks®, do grupo Dassault Systèmes. “O SolidWorks apresentou excelente desempenho em nossos testes e passou a ser considerado nossa solução padrão para projetos”, afirmou Kris Sato, projetista mecânico sênior da Sangel. A empresa de serviços adotou a plataforma de desenvolvimento 3D SolidWorks como padrão por ser fácil de aprender e usar, ajudando os engenheiros a superar os desafios dos projetos e a criar conceitos inovadores, e por fornecer acesso aos aplicativos integrados de comunicação e análise SolidWorks eDrawings® e SolidWorks Simulation. Os projetistas da empresa acreditam que o SolidWorks seja o mais

122

TN Petróleo 77

Solução sob medida

Desafio: melhorar a capacidade de resposta dos clientes às necessidades de equipamentos de exploração de petróleo e gás com um aumento da qualidade, maior flexibilidade e fornecimento mais rápido. Solução: adotar a plataforma de desenvolvimento CAD 3D SolidWorks usando as tecnologias integradas de simulação estrutural e de fluxo de fluidos. Resultados: • Redução do tempo de projeto em 40%. • Redução dos custos de desenvolvimento em 25%. • Redução do sucateamento em 50%. • Melhoria das comunicações sobre o projeto com o pessoal de campo. adequado para ajudá-los a alcançar a meta de responder com mais rapidez às demandas do mercado por equipamentos inovadores e de alta qualidade. “Um fator importante para nossa decisão de adotar o SolidWorks foi a capacidade de realizar grande número de prototipagens em 3D, utilizando simulação estrutural e análise dinâmica de fluidos computacional (CFD) como parte do trabalho do projeto”, afirmou Jeff Spence, gerente de Engenharia. Oscar Siqueira, country manager da DS SolidWorks Brasil, revela que a empresa soube dos projetos diferenciados da Seabed para perfuração de poços no oceano por meio de artigo em publicação especializada da indústria

de petróleo. “A partir daí, os contatos se intensificaram na direção de um maior conhecimento sobre a atividade da Seabed e aplicabilidade do CAD SolidWorks”, conta o executivo, afirmando que, até aqui os resultados têm sido positivos e espera-se uma continuidade dessa troca de conhecimentos. Segundo Timoteo Müller, territory technical manager da DS SolidWorks Brasil, a Seabed Rig é um excelente exemplo de novas ideias e tecnologias aplicadas a velhos problemas, com a ajuda de ferramentas inovadoras como a criada pela empresa. “Essas ferramentas de CAD 3D auxiliam as companhias a transformar ideias em conceitos, comunicá-los, testá-los virtualmente e transformá-los em produtos, em menor tempo”, afirma. Entretanto, o ingrediente mais importante ainda é o espírito inovador das pessoas que trabalham em diversas direções para melhorar os processos existentes e lançar novas tecnologias. Essa ferramenta pode ajudar, inclusive, em alguma situação mais crítica. “Nosso portfólio de produtos incluem CAD 3D, simulador (Simulation), gerenciador de dados (EPDM) e software de documentação técnica (3DVIA Composer). Todos eles contribuem com a capacidade das empresas de desenvolver produtos, gerenciar e colaborar com o processo de desenvolvimento, garantir a produção em linha com o que foi pla-

nejado e, finalmente ajudar a colocálos à disposição do mercado buscando alternativas de economia de energia”, acrescenta Müller. Oscar Siqueira observa que a excelência dessa ferramenta está mais do que comprovada pelo número de licenças vendidas mundialmente. “Já ultrapassamos a marca de 1.300 mil e o Brasil tem grande representatividade nesse total com várias dezenas de milhares de licenças instaladas”, afiança o executivo. “Nosso país passa por um momento de crescimento excepcional e é um dos dez maiores do mundo em venda de novas licenças.” Ele destaca que o setor de petróleo e gás é prioritário para a SolidWorks. “A empresa tem feito grandes investimentos a fim de incluir no produto funcionalidades que atendam à demanda e às necessidades específicas da área de oil & gas, tais como o novo recurso de importação de esquemas P&ID no SolidWorks 2011”, afirma. “Por meio desse recurso, os usuários do SolidWorks poderão integrar-se mais facilmente a fluxos de trabalho presentes no

departamento de engenharia de modo a capturar a intenção de engenheiros de processo que desenham complexos fluxos de processo e que precisam ser detalhados na ferramenta de CAD 3D.” Segundo Timoteo Müller, a empresa desenvolveu novos recursos, que facilitam ainda mais o projeto dentro do CAD 3D SolidWorks, com a melhoria de procedimentos comuns de projetistas e engenheiros que passam a maior parte do dia projetando na ferramenta CAD 3D. “Um destes recursos presen-

tes no SolidWorks 2011 é a habilidade de adicionar espaçamentos de solda ao longo da linha de tubulação, de modo a não apenas adequar-se à fabricação, como também melhorar a sua experiência de projeto”, diz o gerente. “Nossos produtos são desenvolvidos para ajudar nossos clientes a vencer uma série de desafios inerentes à extração, produção e distribuição, tais como a preocupação com o meio ambiente, atendimento às normas regulatórias governamentais, surgimento de novas fontes de energia, necessidade de inovação, aumento na segurança e confiabilidade de produtos, redução de custos e dos tempos de projetos, etc.”, conclui Siqueira. De acordo com os executivos da SolidWorks, atualmente essa tecnologia beneficia grandes clientes dessa indústria, como Petrobras, FMC, SubSea7, Baker Hughes, Halliburton, Oceaneering, Weatherford, AkerKvaerner Oilfield, National Oilwell, Oil States, Braiton Energy Canada, entre outros que atuam na extração, produção e refino.

Queiroz Galvão

A Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG) recebeu a Alpha Star, sua recémconstruída plataforma semissubmersível de posicionamento dinâmico para águas ultraprofundas, e também assinou um contrato de US$ 575 milhões com um grupo de bancos liderado pelo Banco Santander e o Citibank, para financiar a construção da plataforma. A Alpha Star foi entregue pela Keppel Fels, quatro meses antes do previsto. A plataforma já saiu de Cingapura rumo ao Brasil, onde deve chegar por volta do fim do mês de maio. Após a liberação dos órgaos legais, a sonda prosseguirá até Macaé, e deverá ser entregue à Petrobras em junho para o início das operações. A Alpha Star está contratada por um período de seis anos com opção de renovação pelo mesmo tempo. A Alpha Star é uma plataforma semisubmersível de perfuração de sexta geração, que teve seu design aprimorado com base na experiência obtida com a Gold Star, plataforma similar. O equipamento

tem capacidade para operar em lâmina d’água de até 2.700 m e capacidade de perfuração de poços até 9.000 m. Suas especificações operacionais incluem dez grupos de geradores a diesel e oito thrusters, quatro bombas de lama de 2.200 HP e um pacote de perfuração de ponta projetado para operações em alto-mar, com um compensador de movimento de capacidade de um milhão de libras. A unidade pode acomodar até 130 pessoas. “A entrega da Alpha Star quatro meses antes do previsto é um sinal da forte relação de parceria entre a QGOG e a Keppel Fels. Esta é uma grande conquista que reforça ainda mais nossa posição na indústria de serviços de petróleo e nossa liderança no mercado brasileiro em franco crescimento”, declarou Leduvy Gouvea, diretor geral da Queiroz Galvão Óleo e Gás. “A Alpha Star está entre as plataformas de perfuração em águas ultraprofundas mais avançadas tecnologicamente do mundo e é um importante complemento

Foto: Cortesia Queiroz Galvão

Queiroz Galvão Óleo e Gás recebe plataforma Alpha Star

para a nossa frota existente e plenamente em operação”, complementa. A QGOG opera atualmente seis plataformas de perfuração onshore e quatro offshore, e tem participação em um FPSO. Dois navios-sonda e um FPSO em que possui participação estão em construção, além de três plataformas onshore que estão a caminho do Brasil; todos já contratados. Além disso, a empresa entregou recentemente a Lone Star, uma plataforma de perfuração offshore, para a Petrobras.

TN Petróleo 77

123

produtos e serviços

Asel-Tech

Segurança acústica Sistema da Asel-Tech atende plenamente ao novo regulamento de detecção de vazamentos de dutos da agência reguladora. Um sistema que utiliza tecnologias acústicas oferecido pela empresa brasileira Asel-Tech vem ajudando as empresas a reforçarem a segurança operacional da malha de dutos. Mais ainda: a se enquadrarem na legislação relacionada a esse segmento, cada vez mais rigorosa. A Braskem, maior petroquímica da América Latina e uma das maiores do mundo, foi a primeira empresa privada brasileira a atender à exigência do novo Regulamento Técnico de Dutos Terrestres para Movimentação de Petróleo, Derivados e Gás Natural (RTDT), da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A nova legislação exige que as empresas que utilizam esse meio de

transporte tenham sistemas de detecção de vazamento nos dutos terrestres. O sistema oferecido pela Asel-Tech, que utiliza tecnologia acústica e está patenteado mundialmente, será utilizado no controle dos dutos de transporte de nafta da Braskem na Bahia. A última versão da tecnologia da Asel-Tech será instalada dentro de algumas semanas, bem antes do prazo estabelecido pela ANP (6 de agosto de 2011). A Transpetro, subsidiária da Petrobras na área de logística e responsável por todo o transporte de hidrocarbonetos por dutos no Brasil, também já tem contrato com a Asel-Tech para o fornecimento e instalação da última versão do Sistema

Acústico de Detecção de Vazamentos (SLDS). Ele já havia sido instalado no duto Osub, em Aracaju (SE) e agora vai receber um up-grade tecnológico. Trata-se de um duto de transporte de óleo, para carregamento de petroleiros no terminal Tecarmo, localizado na Bahia. A solução oferecida pela Asel-Tech é apontada como o único recurso de proteção ambiental para dutos em terminais, devido à possibilidade de ser instalado com sensores em apenas uma das pontas do duto (uma vez que a outra ponta deve ficar livre para ser conectada a navios). Com esta aquisição, a Transpetro demonstra sua liderança em utilização de tecnologia de ponta para proteção ambiental no Brasil. O sistema acústico de detecção de vazamentos em dutos, desenvolvido pela Asel-Tech, tem sido utilizado em vários outros países e está proporcionando à empresa expansão para o mercado internacional.

KVH

Comunicação KVH amplia alcance no Brasil para gerar sem ruídos novos negócios em região estratégica. Como parte de um esforço contínuo para impulsionar suas vendas, serviços e suporte em regiões marítimas comerciais estratégicas, a KVH Industries, Inc. anunciou em abril a criação de uma subsidiária brasileira, a KVH South America Comunicação por Satélite Ltda (também conhecida como KVH Brasil). Com o serviço mini-VSAT BroadbandSM totalmente licenciado no Brasil, a nova subsidiária vai fornecer suporte local de melhor qualidade para os sistemas de comunicação via satélite TracPhone® e o serviço miniVSAT Broadband, bem como para os sistemas de tevê via satélite TracVision® da KVH. “Nossa presença crescente na América Latina, e especificamente no Brasil, permitirá fazermos negócios localmente e prestarmos serviços para os assinantes do mundo inteiro. Além disso, nossa subsidiária brasileira expande nossas oportunidades de atender à indústria de petróleo e gás, incluindo plataformas, navios de suprimentos e outras embarcações que operam nesta área tão importante das Américas”, explicou o vice-

124

TN Petróleo 77

presidente de vendas comerciais para as Américas, Patricio Baez. “Grande parte do petróleo mundial é produzida em águas brasileiras, e a exploração está a caminho dos recém-descobertos campos de óleo do pré-sal. As embarcações e tripulações que desempenham esta importante tarefa devem ser equipadas com comunicações via satélite confiáveis, acessíveis quanto a custo e flexíveis o tempo inteiro”, pontuou o executivo. Segundo ele, a KVH Brasil e distribuidores locais têm o compromisso de atender ao mercado marítimo brasileiro e suas necessidades únicas nas indústrias de navegação comercial, petróleo e gás. O serviço mini-VSAT da KVH foi totalmente aprovado pela agência reguladora brasileira, a Anatel, o que torna possível sua utilização em qualquer lugar do Brasil e suas águas territoriais. Após os testes no Brasil e a posterior aprovação de seus resultados pela Anatel, a KVH também homologou seu sistema TracPhone V7. Isso significa que ele agora pode ser vendido e instalado no Brasil, um país com requisitos de licenciamento muito rigorosos para serviços de comunicação via satélite.

Licenciamento global – Estabelecer uma subsidiária brasileira foi parte muito importante da iniciativa de licenciamento global do mini-VSAT Broadband por parte da KVH, o que permite que os proprietários de telefones TracPhone V7 usem o serviço mini-VSAT Broadband onde quer que estejam, sem preocupações. O acesso cobre águas costeiras e centenas de portos no mundo inteiro, incluindo aqueles em que os serviços VSAT marítimos não licenciados são proibidos, o que é uma importante consideração para os clientes comerciais da KVH. De interesse particular para as frotas de petróleo e gás é o serviço mini-VSAT Broadband e o hardware TracPhone V7 compatível da KVH, os quais foram projetados do zero para se tornar a primeira solução de comunicação via satélite marítima da próxima geração. A rede de satélites de amplo espectro global, baseada na tecnologia ArcLight® patenteada da ViaSat, proporciona um custo mais acessível, serviços de voz e acesso à Internet de até 512 Kbps (embarcação para a costa) e 2 Mpbs (costa para a embarcação). Mais de mil sistemas TracPhone V7 foram entregues nos três anos após a apresentação do produto, tornando a rede miniVSAT Broadband a solução VSAT marítima que mais cresce no mundo.

SAP Sigga

Coinovação pioneira A alemã SAP e a brasileira Sigga mostram como o trabalho em parceria para inovar pode gerar resultados mais rápidos. Com uma gestação recorde de menos de sete meses, nasce o primeiro produto feito em parceria pela brasileira Sigga, fornecedora de serviços e produtos de gestão de ativo, e a alemã SAP, no âmbito do SAP Co-Innovation Lab São Paulo (Coil), criado em outubro do ano passado: o Sigga SM2 insere o gerenciamento da manutenção de ativos em dispositivos móveis por meio da tecnologia SAP e pode ser aplicado em organizações de vários setores da economia. Ao colocar dentro do dispositivo móvel a gestão de ativos da empresa do módulo SAP PM, o Sigga SM2 traz rápido retorno do investimento para os clientes em diversos segmentos, inclusive o setor de petróleo e gás, pois o produto está apto a ser utilizado nos ambientes mais severos, como refinarias, petroquímicas, plataformas de exploração e produção de óleo e gás, entre outros. “É com orgulho que apresentamos esse produto, que mostra nosso acerto ao escolher o Brasil como sede do primeiro SAP Co-Innovation Lab (Coil) da América Latina e o quinto do mundo”, destacou o presidente da SAP Brasil, Luís César Verdi, no evento realizado em São Paulo, no dia 3 de maio, que contou com a participação de toda a diretoria da SAP Brasil e do co-CEO da SAP, Jim Hagemann Snabe. Os outros laboratórios estão em Palo Alto (Califórnia/ EUA); Tóquio (Japão); Bangalore (Índia); e Walldorf (Alemanha) e operam de forma interligada com computação em nuvem.

Snabe deixou claro o forte interesse da companhia no país, que é considerado estratégico pela SAP. “O Brasil é um dos três maiores mercados da SAP no mundo, ficando atrás apenas dos Estados Unidos e da Alemanha. E vocês sabem que conquistar essa posição não é fácil”, frisou o co-CEO, explicando a razão do volume de investimentos no Brasil nos últimos anos, incluindo no laboratório de coinovação. “O SAP Co-Innovation Lab São Paulo é uma maneira de juntar-se a parceiros locais do Brasil e dar-lhes acesso aos mercados globais por meio da SAP.” Com três parceiros iniciais, a unidade paulista (ou melhor, latino-americana) já tem um caso de referência: a Sigga, criada em 2001, é o primeiro parceiro brasileiro a receber o selo SAP Endorsed Business Solution, que atesta qualidade de software. “Esta é a coinovação no seu melhor, demonstrando que é possível duas empresas complementares trabalharem em parceria, cada uma trazendo suas competências para criar soluções integradas e valiosas para as organizações”, concluiu Jim Snabe. Alinhada com a tendência do modelo colaborativo de negócios, a SAP saiu à frente ao criar os laboratórios de coinovação, uma prática que, para Luís César Verdi, presidente da SAP Brasil, é extremamente positiva para o Brasil, onde as empresas estão buscando cada vez mais soluções localizadas para atender às necessidades específicas. “Especialmente as de mobilidade”, assegura.

Verdi observou que ao endossar produtos como o Sigga SM2, a SAP fortalece seu ecossistema e cria novos níveis de colaboração no Brasil. “Além disso, fornecemos opções adicionais e maior flexibilidade aos nossos clientes, ajudando-os a fazer melhor o que já fazem bem”, diz o executivo brasileiro. A intenção da SAP é estender para mais parceiros o desenvolvimento de outros produtos nesse modelo. Para o diretor executivo da Sigga, Warley Borges, ter o Sigga SM2 aprovado pela SAP é um passo importante na estratégia de crescimento da empresa. “O novo produto é resultado do comprometimento da Sigga e da SAP. Estamos satisfeitos por fazer parte do primeiro fruto de trabalho colaborativo com a SAP Brasil e esperamos que outros parceiros locais se envolvam nesta iniciativa inovadora”, pontua. “O peso de ter no produto a marca SAP é grandioso”, diz o diretor da Sigga. A novidade brasileira já foi apresentada ao mercado internacional durante o Sapphire Now 2011, evento realizado entre 16 e 18 de maio, em Orlando (EUA), quando foram discutidos os resultados do programa global para parceiros préqualificados, com o intuito de acelerar a adoção das tecnologias SAP e Sybase aplicadas à área de mobilidade, intitulado Partner delivered Mobile Application and Solutions (PAdMA). A Sigga é um dos quatro parceiros no mundo a fazer parte deste programa.

SERVIÇOS DE DILIGENCIAMENTO, INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS/ MATERIAIS E SUPORTE A SUPRIMENTOS Rua Amazonas, 1228, Cerâmica CEP 09540-201 • São Caetano do Sul • SP • Brasil (55 11) 4229-0915 / 4221-5563 contato@jlinspecoes.com.br TN Petróleo 77 125

www.jlinspecoes.com.br

regulamentação

O marco do pré-sal Projetos de regulamentação das atividades de exploração e produção nas áreas do pré-sal no Brasil, à luz do princípio da livre concorrência

governo brasileiro encaminhou ao Congresso Nacional, no dia 31 de agosto de 2009, o novo marco regulatório para as atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural nas áreas do pré-sal em território brasileiro. Foram ao todo quatro projetos de lei que, se aprovados na Câmara dos Deputados e no Senado Federal, respectivamente, trarão significativas inovações, de ordem prática e jurídica, para o mercado e indústria. Desde então, muito se tem discutido a respeito da constitucionalidade dos textos. O presente trabalho se aterá a analisar os pontos controvertidos dos textos apresentados ao Congresso Nacional sob o enfoque do princípio constitucional da livre concorrência, norma fundamental e pilar das atividades econômicas no país, positivada nos artigos 1º, inciso IV e 170 da Constituição da República Federativa do Brasil. O objetivo é investigar possíveis inconstitucionalidades dos textos legislativos. Ao fim, conclui-se que o legislador ordinário, com esses projetos de lei, buscou reinstalar o monopólio que havia sido flexibilizado pelo legislador constituinte via Emenda Constitucional.

Direito do petróleo

Daniel Lírio de Sá Telles Simões é bacharel em Direito pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), atua há cinco anos na indústria do petróleo prestando assessoria e consultoria a grandes companhias de E&P e prestadoras de serviços. Consultor jurídico na BP Energy do Brasil, foi estagiário de Direito no escritório Tauil & Chequer Advogados.

Marcos Vinícius Torres Pereira é doutor e mestre em Direito Internacional e Integração Econômica pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro (Uerj); professor adjunto de Direito Internacional Privado na Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

126

TN Petróleo 77

Os Projetos de Lei propostos pelo governo brasileiro para mudar o regime de contratação de empresas para explorar e produzir petróleo e gás natural nas áreas geológicas do pré-sal, se aprovados, estão prestes a alterar significativamente o Direito do Petróleo brasileiro, e também, a ordem econômica constitucional brasileira. Hoje, nossa ordem econômica1 é pautada pela livre iniciativa, livre concorrência e isonomia entre os agentes econômicos, salvo nos casos raros em que o interesse público é extremamente relevante. Esses casos são aqueles nos quais o Estado chama para si a responsabilidade e retira dos particulares a oportunidade de explorar determinadas atividades. A conjectura é, portanto, desestatizada; aberta aos investimentos e capital estrangeiros. E isso tudo sem perder no aspecto da segurança jurídica. Afinal, desde o Programa Nacional de Desestatização, o chamado ‘Risco Brasil’ só diminui. Além disso, no que tange à segurança jurídico-legislativa de potenciais investidores a capitalizarem recursos em nosso país, as leis Este Trabalho Técnico foi apresentado na Rio Oil & Gas Expo and Conference 2010, realizada no período de 13 a 16 de setembro de 2010, no Rio de Janeiro. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, seus Associados e Representantes. Título VII da Constituição da República Federativa do Brasil. Em seu Capítulo I – Dos princípios gerais da atividade econômica; já em seu artigo inaugural, o art. 170, traz em seu caput: “ordem econômica, fundada na valorização do trabalho humano e na livre iniciativa, tem por fim assegurar a todos existência digna, conforme os ditames da justiça social [...].”

Ilustração: Agência Petrobras

Foto: Agência Brasil

reguladoras dos principais setores da economia não sofrem tantas alterações, o que garante um ambiente firme e sólido para investir no Brasil e ganhar dinheiro. Dito isso, o que os Projetos de Lei do novo marco regulatório do pré-sal propõem são retrocessos. Em outras palavras, propõe-se um retorno à estatização. E uma vez que estamos tratando do setor petrolífero, esta estatização se dará pelo retorno ao monopólio das atividades de upstream e downstream às empresas de capital público. Retrocesso este que fere os atuais princípios constitucionais sobre o tema, positivados pela Emenda Constitucional n. 09, de 1995. O ambiente estatizado foi alterado para permitir o crescimento do setor. Crescimento este que foi conseguido. Em dez rodadas de licitação realizadas pela agência reguladora do setor – a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) – os índices de

arrecadação, seja por Bônus de Assinatura, seja por royalties, só aumentaram. Assim, os autores passarão a analisar as principais mudanças propostas à luz do princípio da livre concorrência. A escolha pelo foco em tal princípio se faz clara quando se entende que, ao ferir tal princípio, qualquer que seja a palavra ou expressão de quaisquer dos Projetos de Lei, essa violação ensejará argumentos robustos para a instauração de controle concentrado de constitucionalidade perante nosso Supremo Tribunal Federal, por meio de ações diretas de inconstitucionalidade (ADI). Para tanto, no capítulo seguinte será feita uma breve nota histórica e explicativa acerca do instituto do monopólio no setor de petróleo no Brasil. Faz-se necessário entender um pouco da história passada e recente do tratamento a este instituto para elaborar um raciocínio crítico acerca dos atuais Projetos de Lei. Somente com as TN Petróleo 77

127

regulamentação

interpretações histórica e sistemática, se poderá perceber a malícia do legislador. Em seguida serão apresentados os motivos e justificativas do Governo para a edição de tais textos. Neste capítulo já serão mostrados alguns dos principais pontos trabalhados pelo legislador que estão gerando tanto debate. Aqui já se poderá ter uma ideia mínima do que está se propondo e os riscos jurídicos que o setor petrolífero corre em caso de aprovação integral das redações. O quarto capítulo se voltará para a perspectiva do investidor. Serão abordados os riscos econômicos que o país corre se aprovados os projetos, e outros questionamentos. O foco, portanto, será o princípio da segurança jurídica. No capítulo seguinte virão as principais discussões sobre a matéria e tema principal deste trabalho. A análise minuciosa sobre os impactos dos Projetos de Lei sobre o princípio da livre iniciativa. Para isso, o capítulo foi dividido em seis subtítulos. Cada um com um tema específico, fruto da inovação legislativa proposta. A conclusão não pode ser diferente. Chega-se ao consenso de que, se aprovados os Projetos de Lei, com suas redações originárias, o país, além de retroagir juridicamente, pois voltará ao ambiente regulatório anterior ao da abertura de mercado, este corre o sério risco de, com a estatização proposta de forma indireta, se tornar mais um país autoritário da América do Sul.

Monopólio do petróleo As atividades econômicas no Brasil têm, em termos constitucionais, como fundamento o princípio da livre iniciativa. Tal princípio possui dois subprincípios intrínsecos: o da abstenção, pelo qual é defeso ao Estado explorar atividades econômicas em competição ou em substituição aos agentes privados; e o da subsidiariedade, por força do qual o dever de abstenção é atenuado e excepcionado, nas hipóteses de relevante interesse coletivo ou imperativos de segurança nacional, definidos em lei (CF, art. 173)2 ou na própria Constituição (CF, art. 177).3,4 Primeiramente, há um regime de intervenção concorrencial do Estado na economia; e no segundo caso, uma intervenção monopolística. Portanto, há ocasiões em que o Estado pode intervir na economia, seja em regime concorrencial ou monopolista. Ou seja, monopólios, por se tratarem de restrição ao

princípio da livre iniciativa, apenas se justificam quando em caráter excepcional (Ribeiro, 2009). E a consequência prática disso é que os entes privados não podem desenvolver suas atividades quando definidas constitucionalmente como monopólios, salvo nos casos em que o Estado emite uma autorização específica para tanto. Por muito tempo, essa autorização específica para pessoas jurídicas distintas da União desenvolverem atividades no ramo petrolífero era restrita a sociedades sob o controle da União Federal. A ideia de que o monopólio não estimulava a eficiência (período de 1953 a 1995) motivou a criação de cenários voltados para a competitividade e, então, foram aprovadas diversas reformas no ordenamento jurídico, de modo a introduzir espaço para os recursos privados em regime de competição, com o propósito de ampliar, não somente os investimentos como também a eficiência em atividades desenvolvidas sob regime de concorrência. Isto se concretizou na indústria do petróleo com a promulgação da Emenda Constitucional n. 9 de 1995,5 a qual passou a admitir a presença do capital privado. Sem pôr fim ao monopólio da União, a Emenda alterando a redação do parágrafo primeiro do art. 177 da Constituição da República passou a admitir a contratação da exploração das atividades a ele inerentes com empresas estatais ou privadas, observadas as condições estabelecidas em lei. E, se aprovados os projetos de lei com a redação original com que foram redigidos, será demonstrado adiante que isso representará evidente retorno ao regime monopolista.

Motivação para os projetos de lei É, portanto, neste cenário de evolução constitucional voltada para a abertura econômica que devem ser avaliados os projetos de lei apresentados pelo Presidente para a exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural na área do pré-sal. A primeira grande mudança que o novo marco regulatório traz é a mudança do regime único das concessões, como forma de contratação para a realização das atividades petrolíferas, para a reunião de dois sistemas. O outro modelo é justamente o da partilha da produção. O Projeto de Lei n. 5.938/2009 parte da premissa de que uma eventual ausência de sede constitucional para

Artigo 173 da Constituição da República dispõe: “Ressalvados os casos previstos nesta Constituição, a exploração direta de atividade econômica pelo Estado só será permitida quando necessária aos imperativos da segurança nacional ou a relevante interesse coletivo, conforme definidos em lei.”

Artigo 177 da Constituição da República dispõe: “Constituem monopólio da União: I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos; II - a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro; III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores; IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem; V - a pesquisa, a lavra, o enriquecimento, o reprocessamento, a industrialização e o comércio de minérios e minerais nucleares e seus derivados, com exceção dos radioisótopos cuja produção, comercialização e utilização poderão ser autorizadas sob regime de permissão, conforme as alíneas b e c do inciso XXIII do caput do art. 21 desta Constituição Federal.”

Parecer de Marcos Juruena Villela Souto solicitado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP): Propostas legislativas de novo marco regulatório do pré-sal. Disponível em: http://www.ibp.org.br/presal

Emenda Constitucional n.9, de 09 de novembro de 1995 deu nova redação ao art. 177 da Constituição Federal, alterando e inserindo parágrafos. Redação original do § 1º art. 177 da Constituição Federal: “O monopólio previsto neste artigo inclui os riscos e resultados decorrentes das atividades nele mencionadas, sendo vedado à União ceder ou conceder qualquer tipo de participação, em espécie ou em valor, na exploração de jazidas de petróleo ou gás natural, ressalvado o disposto no art. 20, § 1º.”

128

TN Petróleo 77

as concessões de petróleo o autoriza a instituir não só um novo modelo contratual, o de partilha de produção,6 como ainda outros mecanismos de funcionamento do setor.7 Vale registrar que o contrato de partilha da produção representa um dos modelos já reconhecidos no mercado8 para a exploração de petróleo e gás natural, mas a diferença para a concessão é sensível. A manutenção do sistema das concessões é apoiada pelos investidores privados, assim como por diversos consultores da área, como a proposta mais adequada para garantir a competitividade da indústria nacional e a atratividade do Brasil para novos players. A concessão adotada pela legislação brasileira é o regime da eficiência e da transparência que faz do Estado brasileiro sócio oculto e privilegiado na exploração do petróleo, participando dos resultados sem desgaste administrativo e risco de prejuízo. O modelo de concessão, em vigor, permitiu dobrar a produção de petróleo em dez anos. Nossa produção subiu de 900 mil barris/dia em 1997 para mais de 1,9 milhão de barris/dia em 2008. O contrato de partilha implica, para o contratante, a obrigação de explorar por sua conta e risco, sem que, no entanto, tenha a propriedade sobre o produto obtido. O Estado é o proprietário do óleo/gás produzido e o concessionário, como pagamento pelo seu trabalho, recebe parte da produção, conforme definido em edital de licitação e no contrato (Smith, 2000). A proposta que vem sendo anunciada pelo Governo de substituir o atual regime da concessão pelo regime burocratizado da partilha, pode representar um retrocesso na política em vigor no país para a exploração do petróleo. Pelo modelo de partilha, os custos que a empresa tem para explorar e extrair o petróleo são inteiramente ressarcidos pelo Governo. No modelo de concessão, os custos são integralmente assumidos pelo investidor. Essa mudança no modelo contratual também pode aumentar muito a fatia do Estado sobre a renda petrolífera e inviabilizar economicamente o desenvolvimento das reservas do pré-sal por empresas com menor poder econômico,

Foto: Agência Petrobras

o marco do pré-sal

frente às majors do setor. Outro aspecto a ser considerado é que o contrato de partilha pode ser menos transparente do que os contratos de concessão. Os investidores privados são desfavoráveis a este modelo. Nesse contexto, duas são as motivações principais apontadas para a confecção de um novo marco regulatório: a primeira, no fato de que a concessão não seria adequada para a exploração e produção de petróleo e gás natural nas áreas localizadas no pré-sal; e a segunda, de que é necessário dividir com a sociedade os ganhos decorrentes das novas descobertas. Afinal, segundo os números divulgados à época dos lançamentos dos projetos de lei, a quantidade de petróleo descoberto9 pode mudar os destinos e colocar o Brasil

6 Art. 2º do Projeto de Lei n.5.938, de 2009 dispõe: “Para os fins desta Lei, ficam estabelecidas as seguintes definições: I - partilha de produção: regime de exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos no qual o contratado exerce, por sua conta e risco, as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta comercial, adquire o direito à apropriação do custo em óleo, bem como a parcela do excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato.” 7 O Prof. Toshio Mukai em seu parecer: Análise jurídico-constitucional dos quatro projetos de leis relativos à regulação das contratações correspondentes ao programa pré-sal, elaborado a pedido do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP) assegura: “O artigo 177 da Constituição Federal não prevê expressamente o contrato de concessão. [...] O instituto da concessão é apenas mencionado no artigo 176 da Constituição Federal, e até a promulgação da Lei n.9.478, de 1997, só era empregado para os setores elétrico e minerário (e nem sempre com natureza contratual). [...] A controvérsia decorre do fato de a Emenda Constitucional n.09, de 1995, ao dar nova redação ao § 1º do art. 177, estabeleceu que a União pudesse contratar com empresas estatais ou privadas. Ali não se teria estipulado, expressamente, qualquer obrigatoriedade da adoção do regime das ‘concessões’ para a exploração de petróleo. Portanto, o modelo de exploração ficaria a cargo do legislador originário.”

Os modelos podem ser classificados nas seguintes categorias: a) concessões tradicionais, em que são transferidos os riscos para o concessionário, mas que este será o proprietário do petróleo extraído; b) production sharing agreements, ou contratos de partilha, no qual o risco é integral do concessionário, que tem o direito de dividir a produção do petróleo; c) contrato de joint venture, no qual o risco é do concessionário, mas há a possibilidade de divisão dos riscos da produção do petróleo, notadamente pela criação de sociedades de propósito específico (JOA’s) ou por meio de associações (non-incorporated joint ventures). Cf. Barbosa, 2002, p. 31-46, sendo vedado à União ceder ou conceder qualquer tipo de participação, em espécie ou em valor, na exploração de jazidas de petróleo ou gás natural, ressalvado o disposto no art. 20, § 1º.”

9 As descobertas encontram-se ainda em fase de avaliação para comprovar seu caráter comercial. Entretanto, os resultados obtidos até o momento apontam para uma nova província exploratória de dimensões gigantescas. Somente no caso do Campo de Tupi, na Bacia de Santos, por exemplo, os volumes divulgados pelo consórcio formado por Petrobras, BG Group e Galp indicam a presença de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo recuperáveis - que correspondem a uma faixa entre 30% e mais de 50% das reservas totais da Petrobras. Estes recursos elevarão as reservas – de 14 bilhões de barris de petróleo equivalente (ou BBOE, da sigla em inglês) – para mais de 25 bilhões de barris de petróleo equivalente. In. www.ibp.com.br/presal Acesso em: 20/06/2010.

TN Petróleo 77

129

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

regulamentação

dentre os maiores produtores do mundo, beneficiando as atuais e futuras gerações. A concessão envolve a delegação de um negócio, de titularidade do Estado, para exploração por um particular por sua conta e risco. Assim, se a atividade exploratória não tem riscos, visto que há certeza da existência do bem embaixo do solo, o modelo não seria justo e voltado aos interesses nacionais. Tal presunção está longe de ser absoluta. Não se pode afirmar que toda a região do pré-sal apresenta risco exploratório zero. Em toda atividade exploratória do petróleo existe o risco. O pré-sal pode apresentar menor risco exploratório que a média dos campos, mas isso não elimina a existência de risco, como comprovam as informações divulgadas recentemente que de 28 poços perfurados nas bacias de Campos e Santos, nove (32%) mostraram resultados pouco animadores. Os investidores privados não concordam que o menor risco justifica uma mudança no marco regulatório. O menor risco exploratório pode ser compensado com mudanças na contribuição da participação especial,10 prevista no Decreto n. 2.705/1998 e, que pode ser ajustada para situações particulares de grande volume de produção ou de grande rentabilidade, conforme o objetivo de sua criação. Ou seja, a mudança na fórmula paramétrica

de cálculo da participação especial, visando contabilizar apropriadamente a participação do Estado na produção sob as novas condições previstas para o pré-sal, é uma solução de menor impacto sobre a competitividade e a segurança jurídica do setor e resultará no mesmo objetivo: aumento da arrecadação do Estado. Questões técnicas e econômicas seriam mais bem tratadas no âmbito regulatório, e não no cenário político do Congresso Nacional, que passa a deliberar sobre questões para as quais não tem a devida formação. O monopólio está mantido nas mãos da União. É, pois, o poder central quem decide abrir ou não licitações, explorar ou não jazidas, sob tal ou qual modelo. Contudo, em tomando a decisão de iniciar tal exploração de atividade econômica, por meio de contratações, estas, pela própria previsão do art. 177, CF, em sua nova redação, devem ser licitadas. Afinal, a licitação é um instrumento que tem por objetivo dar concreção aos princípios da eficiência e da economicidade, além do, sempre importante e tema deste trabalho, da livre concorrência.

Marco regulatório e o princípio da segurança jurídica Não parece que o maior problema para os juristas e, principalmente, para os operadores da área de petróleo e gás, seja a introdução de um novo modelo. O mercado já se acostumou a trabalhar em diversos cenários, com ou sem a presença de entes estatais. Seja sob o regime de concessão ou do de partilha de produção ou ainda sistemas híbridos, as grandes empresas estão acostumadas a trabalhar em todos os sistemas hoje existentes. O que soa como o mais grave dos problemas é a insegurança jurídica que surge num cenário que envolve vultosas quantias e emprego de tecnologias e pesquisas sofisticadas, com retorno de investimentos a longos prazos. A decisão de um potencial investidor, agora, passará a exigir certa estabilidade, que não se sabe ao certo se continuará a existir. Nesse sentido, vale lembrar que o Brasil, com o regime das concessões inaugurado pela Lei n. 9.478, de 1997, possui um dos cenários mais seguros para se investir. Foram ao total, dez rodadas de licitações muito bem sucedidas e bastante rentáveis ao país, seja a título de bônus de assinatura, quanto de royalties devidos aos entes da federação. A Emenda Constitucional n. 09, de 1995 não autorizou o legislador ordinário a retornar com o regime monopolista.11 Isto incidiria em inconstitucionalidade. O legislador tem a discricionariedade de escolher o modelo contratual,

A participação especial constitui compensação financeira extraordinária devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos casos de grande volume de produção ou de grande rentabilidade e será paga, com relação a cada campo de uma dada área de concessão, a partir do trimestre em que ocorrer a data de início da respectiva produção.

Vale transcrever a Exposição de Motivos da Emenda Constitucional n.09: “A Emenda visa a flexibilizar o monopólio do petróleo de forma que a União possa contratar com empresas privadas a realização das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, gás natural, refino de petróleo, importação e exportação de petróleo, gás e derivados, bem como o transporte marítimo de petróleo, derivados e gás natural, inclusive por meio de dutos. Assevere-se que a lei ordinária deverá regular as condições e relações contratuais concernentes. Nesta medida, a flexibilização a ser implementada em nível infraconstitucional implica a ampliação da competência do Poder Legislativo na discussão dos rumos da política governamental voltada para o setor do petróleo. [...] Tal flexibilização permitirá a atração de capitais privados para determinadas atividades em que se requer a expansão dos investimentos em volume insuscetível de financiamento exclusivo por parte da Petrobras.”

130

TN Petróleo 77

mas nunca de retornar ao sistema de monopólio, alterado constitucionalmente por Emenda em 1995. Não é razoável pensar que num segmento dominado pelas intensas pesquisas e investimentos em aprimoramento tecnológico, a cada descoberta de novas riquezas ou tecnologias seja necessário mudar a legislação. Alterações legislativas no regime de E&P geram insegurança jurídica. Isso só desestimularia as pesquisas, com produção de efeito inverso àquele desejado pelos arts. 218 e 219, CF12 (e isto por si só já representaria uma inconstitucionalidade do novo modelo regulatório). Numa economia globalizada, em que as ofertas de oportunidades de enriquecimento são múltiplas, a mudança de regras, de forma tão radical, e tão célere, impedindo um debate político democrático, demonstra uma visão arbitrária, radical e estatizante, tal como está a ocorrer em outros países da América do Sul. Em síntese, a brusca mudança de cenários, não pela adoção de um novo modelo contratual, mas pela recriação de um modelo estatizante, cria uma situação desestimulante aos investimentos. Isso tudo afeta a expectativa dos potenciais investidores em confiar nas leis e políticas do Estado brasileiro – fixadas em sede constitucional – destinadas à atração de investimentos privados a setores em abertura. É nítido o conflito entre o modelo de abertura – instaurado pelo Programa de Reforma do Estado (por meio das Emendas Constitucionais) – e o modelo estatizante – proposto por tais projetos de lei que atribuem tratamento diferenciado a companhias sob controle do Estado. Ocorre que o primeiro foi decorrente de uma política de Estado, com sede constitucional, e o segundo reflete uma política de governo e, portanto, conjuntural. Em geral, as políticas de governo devem se alinhar com as políticas de Estado, contudo, e sobretudo, quando o modelo tem sede constitucional, os programas partidários e as políticas governamentais devem se amoldar aos princípios e regras previstos na Constituição. Pois bem, se as normas constitucionais caminharam para um modelo de atração de investimentos privados, em especial os voltados para o longo prazo, esse é o elemento balizador de qualquer exame de constitucionalidade das propostas apresentadas sob forma de lei ordinária – as quais deveriam retornar às casas legislativas para serem curadas dos vícios que hoje possuem com tais redações. O processo de criação de normas deve ser voltado para a concreção aos comandos constitucionais, e não para negá-los.

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

o marco do pré-sal

Violação aos princípios da isonomia e da livre concorrência Como demonstrado aqui, o modelo de livre iniciativa previsto na Constituição admite a presença de monopólios e de empresas sob controle do Estado, contudo, sob a influência do princípio da subsidiariedade, em regime de competição e sob as mesmas condições que se submetem as empresas do setor privado. A própria Constituição estabelece, no art. 173, § 2°, que as empresas públicas e as sociedades de economia mista não poderão gozar de privilégios fiscais (leia-se, não apenas benefícios de natureza tributária, mas financeira). Isso decorre não apenas do princípio da livre iniciativa, fundamento da República – CF, art. 1°, IV – como do princípio da livre concorrência – CF, art. 170, IV. Essa lógica se reforçou com a Emenda Constitucional n. 09, 1995, que introduziu o regime de competição para a exploração do monopólio da União, dele participando empresas estatais e privadas. Daí porque na orientação do Supremo Tribunal Federal, pelo voto do Exmo. Senhor Ministro Eros Grau na ADI 3.273, ficou assentado que “a Petrobras não é prestadora de serviço público. Não pode ser concebida como delegada da União. Explora atividade econômica em sentido estrito, sujeitando-se ao regime jurídico das empresas privadas. Atua em regime de competição com

12 Os arts. 218 e 219 da Constituição da República dispõem: “O Estado promoverá e incentivará o desenvolvimento científico, a pesquisa e a capacitação tecnológicas. § 1º - A pesquisa científica básica receberá tratamento prioritário do Estado, tendo em vista o bem público e o progresso das ciências. § 2º - A pesquisa tecnológica voltar-se-á preponderantemente para a solução dos problemas brasileiros e para o desenvolvimento do sistema produtivo nacional e regional. § 3º - O Estado apoiará a formação de recursos humanos nas áreas de ciência, pesquisa e tecnologia, e concederá aos que delas se ocupem meios e condições especiais de trabalho. § 4º - A lei apoiará e estimulará as empresas que invistam em pesquisa, criação de tecnologia adequada ao País, formação e aperfeiçoamento de seus recursos humanos e que pratiquem sistemas de remuneração que assegurem ao empregado, desvinculada do salário, participação nos ganhos econômicos resultantes da produtividade de seu trabalho. § 5º - É facultado aos Estados e ao Distrito Federal vincular parcela de sua receita orçamentária a entidades públicas de fomento ao ensino e à pesquisa científica e tecnológica.”; e “O mercado interno integra o patrimônio nacional e será incentivado de modo a viabilizar o desenvolvimento cultural e sócio-econômico, o bem-estar da população e a autonomia tecnológica do País, nos termos de lei federal.”

TN Petróleo 77

131

Foto: Agência Petrobras

regulamentação

as empresas privadas que se disponham a disputar, no âmbito de procedimentos licitatórios (artigo 37, inciso XXI, da CF/88), as contratações previstas no §1° do art. 177 da Constituição do Brasil”. Portanto, um afastamento da competição em favor de sociedades estatais representa flagrante violação aos princípios da livre iniciativa, da livre concorrência e, em última instância, da isonomia. Dessa forma, podemos concluir que, se há uma interpretação de que a exploração direta (por meio de estatais) é legal e está prevista nos Projetos de Lei, esta interpretação não conta com o respaldo do Supremo Tribunal Federal; o monopólio se dá sobre a titularidade da atividade, sobre o poder de decidir quando e como explorar – os modelos contratuais não foram constitucionalizados. Contratação direta da Petrobras – O Projeto de Lei n. 5.938/2009, em seu artigo 7°, Parágrafo Único, prevê que a Petrobras poderá ser contratada diretamente, isto é, sem licitação, para promover a avaliação do potencial das áreas do pré-sal e das áreas estratégicas.13

O ponto que mais chama a atenção dos juristas e especialistas é que o mesmo Projeto prevê ainda, que esta estatal poderá ser contratada14 diretamente para a celebração de contratos de partilha de produção.15 Não bastasse a contratação direta apontada acima, o referido projeto possibilita ainda a contratação direta desta entidade para a realização de avaliação de jazidas que não se localizem na área do pré-sal ou em áreas estratégicas.16 Tais medidas acabam criando um ambiente altamente não atrativo para potenciais investidores. Mais uma violação ao princípio da segurança jurídica. Cessão Onerosa – Ainda na mesma linha de prerrogativas, o Projeto de Lei n. 5.941/2009 prevê um novo modelo de exploração – a cessão onerosa do exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos a Petrobras, dispensada a licitação.17 Tais propostas atentam contra os princípios aqui invocados e contra a própria evolução normativa do tema – que substituiu o monopólio da Petrobras, para admitir esta empresa como agente competidor – afastando o que ocorreu em outros setores, nos quais a tendência foi a privatização18 de empresas estatais. O que é extremamente grave é que tais propostas violam o princípio democrático e o Estado de Direito, posto que se pretenda implementar uma política pública incompatível com o modelo já implementado na Constituição, que, nesse passo, mereceu modificação especifica para que fosse implementado um modelo de competição (Souto, s/d.). Petrobras como operadora única – O Projeto de Lei n. 5.938/2009 prevê que a Petrobras será a operadora única de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção; caso haja outra empresa vencedora da licitação, esta deverá constituir, obrigatoriamente, um consórcio com a estatal.19 Não resta dúvida de que esta obrigatoriedade da formação de consórcios das empresas privadas vito-

13 Art. 7° do Projeto de Lei n. 5.938/2009 prevê: “Previamente à contratação sob o regime de partilha de produção, o Ministério de Minas e Energia, diretamente ou por meio da ANP, poderá promover a avaliação do potencial das áreas do pré-sal e das áreas estratégicas. Parágrafo Único. A Petrobras poderá ser contratada diretamente para realizar estudos exploratórios necessários à avaliação prevista no caput.” 14 Tal contratação direta poderá, inclusive, ocorrer por provocação do CNPE: art. 12 do Projeto de Lei n. 5.938/2009 prevê: “O CNPE proporá ao Presidente da República os casos em que, com vistas à preservação do interesse nacional e ao atendimento dos demais objetivos da política energética, a Petrobras será contratada diretamente pela União para a exploração e produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em regime de partilha de produção.” 15 Art. 8° do Projeto de Lei n. 5.938/2009 prevê: “A União, por intermédio do Ministério de Minas e Energia, celebrará os contratos de partilha de produção: I diretamente com a Petrobras, dispensada a licitação; ou II - mediante licitação na modalidade leilão.”

Art. 38 do Projeto de Lei n. 5.938/2009 prevê: “A ANP poderá contratar diretamente a Petrobras para realizar as atividades de avaliação das jazidas previstas nos arts. 36 e 37.”

Art. 1° do Projeto de Lei 5.941/2009 dispõe: “Fica a União autorizada a ceder onerosamente a Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras, dispensada a licitação, o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição, em áreas não concedidas localizadas no pré-sal.”

18 Vide Plano Nacional de Desestatização (disciplinado pela Lei n. 8.031, de 12 de abril de 1990, posteriormente revogada pela Lei n. 9.491, de 09 de setembro de 1997), que traçou as diretrizes para o desenvolvimento de um Estado Gerencial Regulador.

Art. 4° do Projeto de Lei n. 5.938/2009 dispõe: “A Petrobras será a operadora de todos os blocos contratados sob o regime de partilha de produção, sendolhe assegurada, a este título, participação mínima no consórcio previsto no art. 20.” “Art. 20 do Projeto de Lei n. 5.938/2009 dispõe: “O licitante vencedor deverá constituir consórcio com a Petrobras e com a empresa pública de que trata o § 1° do art. 8°, na forma do disposto no art. 279 da Lei n. 6.404, de 1976. § 1° A participação da Petrobras no consórcio implicará sua adesão às regras do edital e à proposta vencedora. § 2° Os direitos e obrigações patrimoniais da Petrobras e demais contratados serão proporcionais à sua participação no consórcio. § 3° O contrato de constituição de consórcio deverá indicar a Petrobras como responsável pela execução do contrato, sem prejuízo da responsabilidade solidária das consorciadas perante o contratante ou terceiros, observado o disposto no § 2° do art. 8°.”

132

TN Petróleo 77

o marco do pré-sal

riosas nas licitações do pré-sal com a Petrobras viola o sistema constitucional de atuação de empresas estatais, a liberdade de associação e a liberdade de contratar das licitantes vencedoras. Trata-se, em última análise, de uma intervenção indevida na liberdade de empresa das licitantes vencedoras, que corresponde a uma das facetas da liberdade de iniciativa.20 Enfim, todos são valores inerentes ao fundamento da liberdade de iniciativa. De outro lado, esta obrigatoriedade de formação de um consórcio com a Petrobras se apresenta, mais uma vez, como uma violação ao princípio da proporcionalidade; isto porque se cria ônus e riscos excessivos, tanto para a estatal como para empresa vencedora da rodada de licitações. A proposta também retira da Petrobras, uma empresa constitucionalmente submetida ao direito privado, a autonomia para a escolha dos blocos que desejar operar, em função de critérios empresariais voltados para a rentabilidade. Isso, como dito e repetido, aniquila todo um esforço na imagem de empresa autônoma e blindada contra as indevidas ingerências políticas. De sua parte, a empresa do setor privado deixa de ter a liberdade de escolha estratégica da parceria com a estatal (como já vinha acontecendo por decisões de mercado) para ser obrigada a tanto. Tudo isso interfere na autonomia da vontade de formação das sociedades, traduzida pela affectio societatis, da qual não se pode prescindir.21 Frise-se que a Petrobras, uma das maiores empresas do mundo, pode ter sua imagem arranhada no mercado, junto a fornecedores e investidores, por conta de um projeto que abusa do poder de usar uma estatal como instrumento de uma política de governo (que é diversa da política de Estado, constitucionalmente estabelecida).

Capitalização da estatal O Projeto de Lei n. 5.941/2009 propõe a capitalização da Petrobras, autorizando a União a ceder onerosamente à Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras o direito ao exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos.22

Tal intenção se justificaria pelo fato de ter a Petrobras descoberto os campos e possuir, em tese, maior capacidade técnica para explorar a área do pré-sal. Pelo modelo de cessão sem licitação, a Petrobras recebe um direito, como nos melhores dias do monopólio. Cuidase, novamente, da personificação da atividade na estatal, como se a Ordem Constitucional não tivesse sido mudada. A estatal recebe um “brinde” de valor desconhecido. Claro que o Estado pode integralizar o capital de suas sociedades e, para tanto, pode fazê-lo em recursos ou em bens. No entanto, há bens que se submetem a um regime especial de exploração e de comercialização, como, no caso em exame, se dá com o petróleo e gás natural; sua exploração se dá num regime de competição e sua comercialização se submete a decisões do Conselho Nacional de Política Energética.23 Logo, a integralização do capital de uma estatal com esse bem exige a sua utilização no formato constitucionalmente estabelecido para o emprego de tal propriedade em alguma atividade. Não basta a vontade do acionista controlador – ainda que ele não estivesse sujeito a uma assembleia geral, aceitando a integralização e o valor do bem. O fato de a Petrobras ter missões, de garantir o abastecimento nacional, entre outros, não a autoriza a ter privilégios que diluam a importância do acionista privado e, menos ainda, que o tratamento diferenciado possa subverter o mercado; não está vedado um tratamento diferenciado, mas não se pode ir a ponto de afastar competidores do mercado, para atribuir a estatal todos os direitos ali presentes. Por exemplo, pode a União ou empresa estatal sob seu controle (em decorrência e para atendimento dessas missões), atribuir à Petrobras, sem licitação, o direito a exploração de um terreno ou de um porto (ou benefício não fiscal), como uma decorrência de suas missões (a qual seus competidores não estão), mas não pode afastar-lhe os competidores diretos (reservandolhe um mercado) na atividade econômica para a qual ela foi criada – em especial pela via de um contrato de cessão de bem, não reconhecido pela doutrina do direito

Como leciona Eros Roberto Grau: “Inúmeros sentidos, de toda sorte, podem ser divisados no princípio, em sua dupla face, ou seja, enquanto liberdade de comércio e indústria e enquanto liberdade de concorrência. A este critério classificatório acoplando-se outro, que leva a distinção entre liberdade publica e liberdade privada, poderemos ter equacionado o seguinte quadro de exposição de tais sentidos: a) liberdade de comércio e indústria (não ingerência do Estado no domínio econômico): a.1) faculdade de criar e explorar uma atividade econômica a titulo privado – liberdade pública; a.2) não sujeição a qualquer restrição estatal senão em virtude de lei – liberdade pública; b) Liberdade de concorrência: b.1) faculdade de conquistar a clientela, desde que não através de concorrência desleal – liberdade privada” (Grau, 2003, p. 184).

21 Luis Roberto Barroso (2001, p. 411 a 419) afirma que em uma associação não se pode prescindir da affectio societatis, elemento indissociável que identifica, em meio a outros aspectos, a afinidade entre as partes e a motivação pela qual decidem somar esforços para produzir um resultado de interesse comum, citando, para tanto, a lição de Rubens Requião: Esse elemento característico do contrato societário é altamente útil na prática da vida comercial, para distinguir a sociedade de outros tipos de contrato, que tendem a se confundir, aparentemente, com a sociedade de fato presumida. O conceito é subjetivo, o elemento é intencional, e se deve perquirir dos reflexos aparentes e exteriores, se a intenção do agente foi de unir seus esforços para obter resultados comuns, que isoladamente não seriam tão plenamente conseguidos (Requião, p. 289).

Art. 1° do Projeto de Lei n. 5.941/2009 dispõe: “Fica a União autorizada a ceder onerosamente à Petróleo Brasileiro S/A - Petrobras, dispensada a licitação, o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição, em áreas não concedidas localizadas no pré-sal. § 1° A cessão de que trata o caput será limitada ao volume máximo de cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo. § 2° O pagamento devido pela Petrobras pela cessão de que trata o caput poderá ser efetivado em títulos da dívida pública mobiliária federal, precificados a valor de mercado. § 3° As condições para pagamento em títulos da dívida pública mobiliária federal serão fixadas em ato do Ministro de Estado da Fazenda. § 4° A cessão de que trata o caput é intransferível.”

Este conselho que opina em caráter de orientação da fixação da política de exploração do monopólio, o que afasta a crítica de que o modelo de concessão permitiria o esgotamento dos recursos do subsolo, por conta de uma exploração especulativa de tais riquezas; esta a característica do monopólio, qual seja, submeter à decisão da União a decisão de explorar ou não o recurso, o momento da exploração e o modelo contratual; no entanto, se houver tal decisão, esta exploração só pode se dar em regime de competição.

TN Petróleo 77

133

regulamentação

do petróleo, mormente quando esse bem se submete a regime especial de exploração (Mukai, s/d). Criação de nova empresa pública – O Projeto de Lei n. 5.939/2009 prevê a criação de mais uma empresa pública (sem, portanto, acionistas do setor privado) que terá por objeto a gestão dos contratos de partilha de produção celebrados pelo Ministério de Minas e Energia e a gestão dos contratos para a comercialização de petróleo e gás natural da União.24 A criação de uma entidade da Administração Indireta tem fundamento na decisão de iniciativa do Chefe do Executivo em realizar a descentralização administrativa, por meio de pessoas jurídicas autônomas em face do poder central. Destarte, enquanto mera personificação de uma função de gerir contratos da União na área de produção de petróleo, não haveria, num primeiro exame, maior entrave jurídico. Claro que é, no mínimo, curioso que se crie uma empresa estabelecendo, por lei, que ela não está exposta a riscos; se o Estado explora atividade econômica – a gestão de um ativo ou de um contrato – o faz por meio de estatais; o risco é inerente à atividade econômica; a diferença está no objetivo de busca (ou não) do lucro; na sociedade de economia mista (pelo fato de ela só existir porque há acionistas privados), o objetivo do lucro é imperativo, mas isto não ocorre na empresa pública – uma decorrência natural do princípio da livre iniciativa (o Estado não nasce para produzir lucros, mas para buscar o bem-estar geral); em síntese, pode ser afastado o lucro como objetivo de uma empresa pública, mas o risco é inerente ao conceito de atividade empresarial; do contrário, cria-se uma autarquia (daí a ANP) ou fundação. Nesse passo, é claro, ainda, que o inchaço da máquina administrativa25 pode representar violação do princípio da economicidade. Algumas das funções poderiam continuar a ser exercidas pela ANP, autarquia criada para fins semelhantes. Também, a criação de espaço para interferências políticas pode resultar em violação do princípio da moralidade. Isso só o futuro dirá (a imoralidade não se presume). No entanto, de imediato, mais uma vez, sem norma geral, se tem o afastamento do procedimento licitatório

– e, consequentemente, da isonomia e da livre concorrência.26 E isso, nem é o mais grave. Poder de veto e voto de qualidade – O mais gravoso e abusivo de tudo é o conjunto de direitos atribuídos à nova empresa pública para gerir os contratos. Entre esses direitos, está um poder de veto,27 que acaba por representar uma drástica interferência sobre atividades empresariais e tipicamente negociais o que é incompatível com uma empresa que “não será responsável pela execução, direta ou indireta, das atividades de exploração, desenvolvimento, produção e comercialização de petróleo e gás natural” (art. 2°, p. único do Projeto de Lei n. 5.939/2009). Pelo que se vê, a entidade, que não assume riscos, tem metade do comitê operacional e o voto de qualidade; ou seja, o comitê é um mero fornecedor de debates, mas a decisão será tomada por ato de força, sem regras de transparência. Mesmo quando se admitia, no Programa Nacional de Desestatização, o uso de ações de classe especial (golden shares), se tinha a certeza de que seria nos atos constitutivos – portanto, por manifestação da vontade dos acionistas – que seriam definidos os poderes conferidos por tal ação. Aqui, a vontade – isto é, liberdade de empresa e autonomia contratual – é absolutamente desprezada, à revelia dos valores, fundamentos e princípios constitucionais (Souto, s/d). Outro ponto envolve o aspecto concorrencial (e, assim, o princípio da livre concorrência). A nova empresa pública, sem licitação, recebe seu pagamento em óleo; por ele não paga royalties e nem bônus de assinatura e poderá, portanto, colocar tal produto no mercado,28 provavelmente, a um custo menor. Ocorre que a colocação dessa propriedade no mercado não é um direito absoluto – o tema é tratado no âmbito dos regimes especiais de bens – e não só deve obediência às diretrizes do Conselho Nacional de Política Energética, com vistas a assegurar o abastecimento nacional, de modo a se estabelecer diretrizes para a importação e exportação, como se submeter à regulação da ANP, que administra a comercialização da propriedade adquirida, que não se confunde com a do bem da qual ela é extraída. Ora, ao se reduzir a competência da ANP, cria-se um conflito de atribuições exatamente numa função para

24 Art. 2° do Projeto de Lei n. 5.939/2009 dispõe: “A Petro-Sal terá por objeto a gestão dos contratos de partilha de produção celebrados pelo Ministério de Minas e Energia e a gestão dos contratos para a comercialização de petróleo e gás natural da União. Parágrafo Único. A Petro-Sal não será responsável pela execução, direta ou indireta, das atividades de exploração, desenvolvimento, produção e comercialização de petróleo e gás natural.”

Claudia Safatle, ao comentar que “Faltam razões para a Petro-Sal”, bem lembra que estatais nascem com o compromisso de serem enxutas; com o passar dos anos, vão inchando o seu quadro funcional para acomodar pressões político-partidárias e terminam, com raríssimas exceções, apropriadas por um partido político. Valor Econômico, 11 de setembro de 2009, p. A-2.

Art. 5° do Projeto de Lei n. 5.939/2009 dispõe: “E dispensada a licitação para a contratação da Petro-Sal pela administração pública para realizar atividades relacionadas ao seu objeto.”

O art. 20 do Projeto de Lei n. 5.939/2009 dispõe que: “O licitante vencedor deverá constituir consórcio com a Petrobras e com a empresa pública de que trata o § 1° do art. 8°, na forma do disposto no art. 279 da Lei n. 6.404, de 1976.” O art. 21 dispõe que: “A empresa pública de que trata o § 1° do art. 8° integrará o consórcio como representante dos interesses da União no contrato de partilha de produção.” O art. 22 dispõe que: “A administração do consórcio caberá ao seu comitê operacional.” O art. 23 dispõe que: “O comitê operacional será composto por representantes da empresa pública de que trata o § 1° do art. 8° e dos demais consorciados. Parágrafo Único. A empresa pública de que trata o § 1° do art. 8° indicará a metade dos integrantes do comitê operacional, inclusive o seu presidente, cabendo aos demais consorciados a indicação dos outros integrantes. Por fim, o art. 25 dispõe que “O presidente do comitê operacional terá poder de veto e voto de qualidade, conforme previsto no contrato de partilha de produção.”

28 Como se extrai do voto do Exmo. Senhor Ministro Eros Grau, na ADI 3273/DF, “o argumento segundo o qual esta poderia comercializar o petróleo da União porque a sua propriedade, dela Petrobras, é detida pela União não se sustenta. Pois é certo que mesmo para contratar unicamente a comercialização de petróleo a União teria de licitá-la.”

134

TN Petróleo 77

o marco do pré-sal

a qual a Lei Maior exigiu que fosse especificamente estruturada no âmbito da Administração Pública Federal um órgão regulador – sendo certo e sabido que o STF já decidiu que as funções de regulação não podem ser exercidas por pessoas jurídicas de direito privado (Mukai, s/d). Evidente, pois, o choque de atribuições no que concerne a comercialização da produção, com provável impacto na livre concorrência, amesquinhando uma competência do Estado para intervir no domínio econômico por meio da regulação (CF, art. 174).

Por último, os Projetos de Lei propostos pelo Governo para a nova regulação do setor de petróleo e gás natural, especificamente no que diz respeito às áreas situadas no pré-sal, contêm diversos dispositivos dignos de uma potencial arguição de constitucionalidade. Inovações legislativas como o poder de veto e voto de qualidade da nova empresa pública a ser constituída, a Pré-Sal Petróleo S/A; a Petrobras como operadora única de todos os blocos exploratórios do pré-sal; a cessão onerosa à Petrobras de blocos do pré-sal; e a contratação direta da Petrobras, sem licitação, para realizar a exploração e a produção em alguns dos blocos do pré-sal, representam um excesso de poder por parte da Administração Pública e interferem, sobremaneira, na segurança jurídica regulatória do setor (Quintas & Quintans, 2009). O viés estatizante dos projetos acaba por interromper o crescimento contínuo do setor petrolífero. Seja em termos de investimentos estrangeiros, seja em inovações tecnológicas. Internacionalmente, os Projetos podem vir a gerar uma aversão à atratividade de investimentos, provocando, inclusive, a saída de companhias e grupos econômicos já estabelecidos no Brasil. Tudo isso por conta da dificuldade que as petroleiras e prestadoras de serviço terão em participar dos leilões (rodadas de licitação) e fornecer produtos e prestar serviços fundamentalmente à Petrobras. E a respeito do princípio da livre concorrência, este se faz muito importante, pois, além dos motivos expostos neste trabalho, ele será, sem dúvida, a principal argu-

Ilustração: Agência Petrobras

Votação consciente

mentação constitucional principiológica para as Ações Declaratórias de Inconstitucionalidade perante o STF. Nesse sentido, pelo fato de o Brasil ser um país riquíssimo em recursos energéticos e também em recursos humanos, de baixa remuneração e também de altíssima instrução, não será apenas a aprovação destes projetos que afastará de imediato as majors do país. A tendência é que as principais companhias petrolíferas e prestadoras de serviço briguem muito judicial e extrajudicialmente, com lobby, marketing e outras ferramentas, para se manterem firmes no país e com boa perspectiva de lucro. O que não pode acontecer de forma alguma é o Brasil ficar identificado ou de qualquer maneira comparado com países sul-americanos autoritaristas. A comunidade jurídica espera e torce para que os atuais governantes não confundam governo com política. A decisão de criar um novo marco regulatório para o pré-sal parece certa, mas esta deve ter em mente a continuidade de um regime que hoje já funciona bem e que precisa continuar funcionando bem nas gerações futuras. É este pensamento coletivo, pautado no bem-estar da coletividade, que os legisladores precisam ter na hora de aprovar ou não as redações dos Projetos de Lei.

Referências BARBOSA, Alfredo Ruy. Breve panorama dos contratos no setor de petróleo. In. VALOIS, Paulo (Org.). Temas de Direito do Petróleo e Gás Natural. Rio de Janeiro: Lumen Juris, 2002. BARROSO, Luis Roberto. Temas de direito constitucional. Tomo I. Rio de Janeiro: Renovar, 2001. CENTRO de Estudos da Consultoria do Senado Federal: Avaliação da proposta para o marco regulatório do pré-sal. Disponível em: http://www. senado.gov.br/conleg/textos_discussao.htm. GRAU, Eros Roberto. A ordem econômica na Constituição de 1988. 8. ed. Rio de Janeiro: Malheiros, 2003. MUKAI, Toshio. Parecer solicitado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP): Análise jurídico-constitucional dos quatro projetos de leis relativos à regulação das contratações correspondentes ao programa pré-sal. Disponível em: http://www.ibp.org.br/presal. QUINTAS, Humberto Vinícius Ribeiro; QUINTANS, Luiz Cezar P. A história do petróleo: no Brasil e no mundo. Rio de Janeiro: Freitas Bastos, 2009. REQUIÃO, Rubens. Curso de direito comercial. Vol. 10. São Paulo: Saraiva, 1995. RIBEIRO, Marilda Rosado de Sá. Novos rumos do Direito do Petróleo. Rio de Janeiro: Renovar, 2009. SMITH, Ernest E. et al. International Petroleum Transactions. 2 ed. Denver: Rocky Mountain Mineral Law Foundation, 2000. SOUTO, Marcos Juruena Villela. Parecer solicitado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP): Propostas legislativas de novo marco regulatório do pré-sal. Disponível em: http://www.ibp.org.br/presal.

TN Petróleo 77

135

regulamentação

Aprovado o decreto de regulamentação da

Lei do Gás, e agora? Em 3 de dezembro 2010, o governo federal assinou o Decreto 7.832/10, que regulamenta a Lei 11.909/09, mais conhecida como Lei do Gás. O tão aguardado Decreto foi aprovado mais de um ano e meio após a aprovação da Lei (4 de março 2009).

Sylvie D’Apote é sócia diretora da Gas Energy, lidera a área de estudos e assessoria na cadeia de gás natural, petróleo e energia elétrica. Economista formada pela Universidade La Sapienza (Roma, Itália), com mestrado em Tecnologia da Energia do Imperial College, Londres (Inglaterra), tem 20 anos de experiência como consultora na área de petróleo, gás natural e eletricidade, dos quais 15 anos focando na América Latina. Foi diretora da Cambridge Research Energy Associates (Cera) de 2005 a 2009. Entre 1997 e 2002, atuou na Agência Internacional de Energia (International Energy Agency/IEA), em Paris, como gerente do Programa para a América Latina.

136

TN Petróleo 77

uando se analisa a Lei do Gás, é importante colocá-la no contexto histórico em que foi discutida e negociada. Ela começou a ser discutida em 2005, a partir de três projetos de lei distintos: o primeiro do ex-senador Rodolpho Tourinho (PFL/BA) [PL 226/05], em seguida o projeto do deputado Luciano Zica (PT/SP) [PL 6666/06] e, por fim, a proposta do Executivo (MME) [PL 6676/06]. Cada uma dessas propostas de lei apresentava diferentes enfoques e cronogramas quanto, por exemplo, à abertura do mercado. O texto final da Lei foi o resultado de longa negociação e de um acordo de consenso entre os principais agentes econômicos envolvidos: Ministério de Minas e Energia (MME), a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a Petrobras e oito associações do setor (Abar, Abegas, Abiape, Abiquim, Abividro, Abrace, IBP e o Fórum Nacional de Secretários de Estado para Assuntos de Energia). É importante ressaltar que a formulação e a negociação da Lei do Gás aconteceram num contexto de escassez de gás. Os anos 2006-2007 foram caracterizados pela paralisação de novos contratos comerciais e pelo aumento significativo dos preços do gás pela Petrobras, com o objetivo de frear o aumento da demanda. Ao mesmo tempo, a Petrobras iniciou esforços para aumentar a oferta, como o Plangás, a construção dos terminais de GNL, e a ampliação da malha de gasodutos. Aprovada em março de 2009, a Lei refletia esse cenário de escassez de gás, apresentando, por exemplo, como uma das pautas principais, um capítulo sobre seu contingenciamento. No entanto, hoje, o cenário é completamente diferente. A crise internacional de 2008-09 e os preços elevados frearam o aumento da demanda, enquanto o Plangás, Projeto Malhas e as duas plantas de regaseificação contribuíam para o incremento da oferta. A situação atual é de abundância de oferta e de potencial sobreoferta. Além disso, num futuro próximo, o gás associado do Pré‑sal poderá levar o Brasil a se transformar de importador líquido a exportador líquido de gás natural. O Decreto 7.832/10, que regulamenta a Lei do Gás, foi aprovado um ano e nove meses após a Lei, e já incorpora alguns elementos que refletem essa nova realidade. Por exemplo, a troca operacional (swap) é um elemento inovador importante do Decreto, que não existia na Lei do Gás. Por outro lado, o Decreto nada inclui sobre o assunto da contingência (que poderá ser regulamentada por um decreto separado). Lei e Decreto formam o novo marco regulatório das atividades que classificamos como midstream da indústria do gás, ou seja, tratamento, processamento, estocagem, liquefação, regaseificação, transporte e comer-

Foto: Agência Petrobras

cialização. Para operacionalizar esse novo marco ainda faltam algumas regulamentações mais detalhadas que deverão ser publicadas pelo MME e pela ANP. É importante ressaltar que o transporte é hoje o maior gargalo na liberalização do mercado de gás no Brasil. A cadeia do gás natural é formada por Exploração e Produção, Transporte, Distribuição, e Mercado Final. A exploração e produção de gás já foi liberalizada em 1997 com a Lei do Petróleo. Como consequência desta abertura, e dos rounds organizados pela ANP, hoje há mais de 70 empresas e grupos econômicos que atuam no upstream no Brasil. E os resultados estão aparecendo: a Petrobras ainda domina a produção de gás (95%), mas a concentração diminui quando se consideram os campos que hoje estão em desenvolvimento para exploração, que são os que estarão em operação daqui a dois ou cinco anos. No que diz respeito aos campos em desenvolvimento, mais próximos de entrarem em operação, a Petrobras é a operadora em 73% dos blocos. Na exploração, a participação da Petrobras desce ainda mais. Existem 510 blocos em exploração, com uma área total de 350 mil km², e a Petrobras é a operadora em 50% dos blocos e de 30% da área. O mercado final, por sua vez, também está sendo liberalizado gradativamente. Já existe a figura do consumidor livre em dois estados: São Paulo e Rio de Janeiro. Outros estados também estão pensando em introduzir a figura do consumidor livre em suas regulamentações estaduais, entre eles: Espírito Santo, Minas Gerais e Bahia. Lembramos que “consumidor livre” é um consumidor (em geral de grande porte) que tem a opção de adquirir o gás natural de qualquer agente produtor, importador ou comercializador, pagando uma tarifa à distribuidora, caso use as instalações de distribuição. Ele se diferencia do “consumidor cativo”, que tem a obrigação de adquirir seu gás da distribuidora local. Então, pode-se vislumbrar em alguns anos uma nova realidade em que a Petrobras já não será o único produtor a fornecer gás às distribuidoras, e existirão consumidores que poderão negociar diretamente com os novos produtores, sem passar pela intermediação da distribuidora local. Entretanto, entre a produção e o mercado existe um elo importante da cadeia: o transporte, hoje controlado 100% pela Petrobras. O acesso à infraestrutura de transporte é hoje o maior empecilho para uma liberalização do mercado de gás. A nova Lei do Gás e o seu Decreto não mudaram a estrutura da indústria de gás. Ao contrário do que foi feito em vários países (Reino Unido, Argentina, etc.), a estrutura da indústria não foi modificada e não foi vetada a integração vertical. No Brasil, a Petrobras permanecerá dona e operadora da infraestrutura de transporte ainda por muitos anos. O acesso a terceiros nos gasodutos existentes será permitido apenas naqueles com mais de dez anos de operação e somente em caso de capacidade ociosa.

Para os novos gasodutos, a nova Lei permite e define regras claras, a fim de que outros agentes possam construir a infraestrutura e oferecer o serviço de transporte de maneira transparente a todos os agentes do mercado. No entanto, ainda por um bom tempo, haverá a nítida predominância da Petrobras no transporte de gás. Mesmo com essas limitações, a nova regulamentação é um avanço em relação à situação anterior. Em nosso entendimento, os elementos mais importantes da nova regulamentação são o swap, único elemento que permitirá a curto prazo alguma competição no suprimento de gás, além da criação de três novos agentes em nível federal (consumidor livre, autoprodutor e autoimportador), que auxiliarão na introdução de nova regulação nas esferas estaduais. Também são elementos importantes a definição do MME como responsável por elaborar o Plano Decenal de Expansão da Malha de Transporte Dutoviário, e a maior participação da ANP na promoção e elaboração dos editais e na operacionalização e fiscalização das novas regras. A aprovação do Decreto de regulamentação vai permitir a operacionalização da Lei, porém, em nossa opinião, a Lei e seu Decreto de Regulamentação devem fazer parte de uma política mais abrangente para o desenvolvimento da indústria do gás, ainda hoje inexistente. Essa política de governo deveria incluir objetivos claros de penetração do gás na matriz energética, bem como programas e incentivos para atingir esses objetivos, como por exemplo, novas regras de inserção das termelétricas a gás no setor elétrico; promoção da interiorização do gás utilizando os mecanismos à disposição (PPP, Cide, CDE); programa nacional de cogeração e geração distribuída; programa de incentivo ao uso do gás no transporte pesado urbano (ônibus e caminhões), programa de substituição de importação de químicos, entre outros. TN Petróleo 77

137

contratos de epc

Todo cuidado é pouco Evitando disputas em contrato de EPC para a construção de unidades offshore – administração jurídica de obras de construção naval e offshore.

diretoria da Petrobras aprovou o processo de licitação para a construção no Brasil das primeiras sete sondas de um total de 28 unidades de perfuração marítima, atendendo ao seu programa de perfuração de longo prazo, prioritariamente para áreas exploratórias no pré-sal. O vencedor do primeiro lote foi o Estaleiro Atlântico Sul (EAS). O contrato de afretamento será realizado com a Sete Brasil S/A (Sete BR), que assumirá o contrato de construção com o EAS. A Sete BR é uma empresa constituída pelo fundo de investimento em participações FIP Sondas, gerido pela Caixa Econômica Federal (CEF), que detém 90% da empresa e terá como cotistas investidores de mercado, incluindo fundos de pensão e bancos brasileiros de investimento. A Petrobras deterá 10% da nova empresa. A Sete BR admitirá como parceiras e coproprietárias dos navios-sonda empresas com experiência na operação de sondas offshore e na prestação dos serviços contratados pela Petrobras. O EAS adotará predominantemente o regime de contratação global única para os navios-sonda, com entrega escalonada. As sondas serão construídas a partir de projeto do estaleiro coreano Samsung Heavy Industries, parceiro da Queiroz Galvão, sócia principal do EAS. Com experiência de construção de mais de 40 sondas nos últimos anos, o Samsung usará o mesmo conceito dos naviossonda Petrobras 10.000 e Vitoria 10.000, com posicionamento dinâmico tipo 3. O Samsung será ainda responsável pela elaboração do projeto de engenharia.

Heller Redor Barroso é advogado e consultor especializado em indústria naval e offshore, fundador do Escritório Heller Redo Barroso & Associados.

Marcos Macedo é consultor especializado em indústria naval e offshore. Consultor do Escritório Heller Redo Barroso & Associados.

138

TN Petróleo 77

Contratos de construção no setor petrolífero e potencial para disputas – No Brasil, a maioria esmagadora dos contratos firmados para construções de empreendimentos de grande porte offshore é feita sob o regime de Contratos de Engineering, Procurement and Construction, conhecidos simplesmente como Contratos de EPC. Apesar de se assemelharem aos contratos de empreitada global, os Contratos de EPC são considerados contratos únicos, atípicos, principalmente devido ao seu arcabouço diferenciado de cláusulas, procedimentos e peculiaridades que fogem ao padrão normal dos contratos de empreitada, aglutinando diversas cláusulas de modelos mais internacionalizados. Os contratos de EPC, em termos gerais, são aqueles pelos os quais o dono de determinado projeto contrata determinada empresa para construir as instalações projetadas. Esse construtor em geral é responsável por três itens: elaboração ou revisão e consolidação dos projetos básico e executivo, em geral, revisão do projeto básico e elaboração do projeto executivo, ou de detalhe; fornecimento próprio ou indireto, via compra de todos os equipamentos e materiais necessários para sua consecução; e pela construção, montagem eletromecânica, integração e comissionamento. Ocorre com frequência, também, na indústria internacional, que a oil company transmita ao epecista apenas o que se convencionou chamar ‘functional especification’, que o epecista (um estaleiro) deve transformar em ‘working design especification’.

Foto: Banco de Imagens Keystone

Como vimos no caso da Sete BR, a parceira Samsung fará o projeto de engenharia, trabalho focado basicamente nos ajustes das características das sondas e elaboração dos desenhos de fabricação e detalhamento de chapas. Internacionalmente, não são raras as disputas advindas de projetos inovadores (não testados no original) para ambientes hostis ou com desafios ainda desconhecidos, como será o caso em várias áreas do pré-sal. O cronograma acelerado com que esses tipos de unidades são comumente construídos, fruto quase sempre de atrasos no processo de licitação, fazem com que possam ocorrer disputas em relação a atrasos no alcance de metas contratuais pouco realistas. Além disso, a construção da unidade com frequência nasce do casamento de tecnologia de construção offshore de uma empresa aliada a tecnologias de perfuração e processamento de subcontratados e fornecedores, e integração de topsides também de prestadores de serviço ao estaleiro. Este relacionamento entre vários atores é, não raro, acirrador de disputas acerca da responsabilidade sobre defeitos funcionais da unidade muitas vezes perceptíveis já na fase de comissionamento. O próprio comissionamento, feito pelo estaleiro ou por terceiros, costuma ser objeto de disputas nos foros internacionais. A alocação de responsabilidades entre os diversos atores é sempre fonte de discussões que, muitas vezes, evoluem para disputas, a maior parte das vezes dirimidas por meio de arbitragens internacionais. Do ponto de vista internacional, a indústria se vale de modelos consolidados de contratos de construção de unidades offshore, como o da Shipbuilder’s Association of Japao (SAJ) e da Association of European Shipbuilders and Shiprepairers (AESS), ou ainda, no Mar do Norte, o modelo NF 92 (Norwegian) Fabrication Form. No Brasil, contudo, não há um modelo padrão utilizado pela indústria, e em nossa experiência de quase 20 anos nessa indústria jamais vimos a adoção sistemática de modelos internacionais. Adota-se, aqui, um regime do caso a caso, no qual o mais perto que se chega de modelos comuns destilados pela indústria são os contratos comumente utilizados pela Petrobras, em especial os modelos utilizados pela Petrobras Netherlands e Petrobras-Mitsui Netherlands, elaborados com base em modelos internacionais, mas ainda assim customizados caso a caso e não alinhados com nenhum modelo internacional específico. Os contratos de construção de sondas no Brasil variam entre contratos de 15 a 200 páginas, sem critérios objetivos que expliquem a adoção de uma ou outra minuta. Falta, do ponto de vista jurídico, uma sistematização deste tipo de contratação. Esperamos que este artigo, cujo objetivo é trazer a lume fontes comuns de disputa em contratos de EPC na indústria offshore, possa induzir a elaboração de um modelo de contrato de construção que se paute na

experiência internacional e doméstica, com uma espinha advinda da prática internacional, mas coberto de características afetas às práticas da indústria brasileira. Exemplos de questões tipicamente locais são aquelas relacionadas, por exemplo, com a alocação de riscos de flutuação cambial na compra de itens importados ou cujo preço é pautado pelo mercado internacional (ex. chapas de aço naval). Empresas projetistas como Engevix, Promon Engenharia e todas as demais (perdoem-nos aquelas que deixamos de mencionar) já se familiarizaram com os diversos percalços durante a consolidação de projetos. Outras empresas, como Aker e Acergy sabem das dificuldades que surgem durante a elaboração de projetos de EPC para torres de risers ou sistemas subsea. Bem, este artigo é apenas para ilustrar como certos problemas surgem de um contrato mal redigido. Contratos de EPC: sistemas subsea – Nossa experiência divide os contratos de EPC para sistemas subsea em dois tipos distintos. O primeiro envolve o desenvolvimento de um projeto subsea totalmente novo, desvinculado de sistemas antigos. Já o segundo é aquele que envolve a utilização de sistemas antigos ou quando se exige que o sistema a ser elaborado não apenas permita o first oil, mas também possibilite a construção subsea e a continuação da perfuração. De modo geral, nos grandes projetos de sistemas subsea, consideramos o respeito ao cronograma de implantação a principal preocupação do dono do empreendimento, já que as datas para first oil costumam vincular-se a questões institucionais, econômicas ou até mesmo políticas dentro da empresa. Outro problema é referente à importação de determinados bens necessários para a implantação do empreTN Petróleo 77

139

contratos de epc

endimento. Embora seja este um conflito comum a toda indústria petrolífera, o atraso na admissão de um Repetro ou na liberação de determinado bem pode atrasar todo o empreendimento e destruir todo o cumprimento dos marcos contratuais previamente estabelecidos. Em nosso caso, ao negociarmos o cronograma, atuamos com maior razoabilidade, evitando a aplicação de multa dos marcos secundários, desde que o construtor recuperasse o tempo e atingisse os marcos estabelecidos. Também reforçarmos a participação necessária do dono do empreendimento nas questões de licenciamento, tanto ambiental quanto fiscal e alfandegário. Isso supriu muitos dos problemas do projeto citado. Questões ambientais também estão em voga e são muito mencionadas nos contratos, em especial após o desastre de Macondo, no Golfo do México. Acreditamos existir uma tendência a cláusulas mais rígidas e a exigência de um acompanhamento SMS cada vez mais imponente e atuante. Ainda aguardamos o Plano Nacional de Contingência, tão mencionado no final do ano passado, mas que ainda não foi revelado, mas supomos que o EPC subsea poderá sofrer certa interferência caso se façam exigências de segurança ou acompanhamento desses projetos. Contratos de EPC: dutos – No setor de construção de dutos, podemos falar tanto de dutos onshore como offshore. Apesar dos investimentos no setor de midstream ainda aguardarem a regulamentação da nova lei do gás, promulgada em 2008, a Petrobras já busca a ampliação de sua malha de gasodutos com o intuito e melhor integrar sua rede, acrescendo outros 1.091 km à atual malha de 6.900 km. Quando falamos de dutos offshore, os problemas são semelhantes aos levantados nos contratos de EPC de sistemas subsea, somando-se o fato de que é uma obra de proporções ainda maiores e que acaba englobando também essas questões levantadas nos contratos de EPC de dutos. Nosso principal conselho para a construção de dutos offshore restringe-se às questões ambientais. A exigência ambiental, assim como toda e qualquer outra licença originalmente de responsabilidade do proprietário, deve explicitamente ser indicada como condição suspensiva do contrato, sem a qual sequer é iniciada a obra, ou, caso ela cesse, suspendam-se os trabalhos e garanta-se ao construtor o direito de rescisão com ressarcimento de perdas e danos. Contratos de EPC: unidades offshore – De modo geral, para o construtor, num contrato de EPC de construção, o principal risco que vislumbramos é o técnico. Os riscos técnicos incluem, por exemplo, que o projeto desenvolvido para a embarcação não funcione como planejado ou que o construtor não tenha sido capaz de atender os padrões de qualidade necessários para a atividade que seria desempenhada pela embarcação. Outras questões 140

TN Petróleo 77

incluem o aumento de custos e variações no projeto, atrasos na conclusão do projeto ou mesmo a perda da embarcação durante a construção. Por sua vez, para o proprietário existem, comprovadamente, riscos como: 1) descumprimento do construtor de alguma especificação ou termo contratual; e 2) risco do mercado. Podemos ter qualquer um dos riscos listados aqui, que, é claro, impactam diretamente no planejamento do proprietário e, nos termos do segundo risco, que a embarcação acabou sendo muito mais cara devido a modificações no mercado, excesso de embarcações disponíveis ou qualquer outro motivo. Quase sempre, o epecista assumirá o risco do projeto, ou pelo menos esta é a prática comum no mercado internacional. Como este artigo se volta para uma nova fase da indústria naval e offshore brasileira, e tem como pano de fundo a experiência inovadora da Sete BR, evitaremos comentar cláusulas de contratos de construção assinados pela Petrobras: porque muitos desses contratos seguiram os modelos dos estaleiros (Samsung, Daewoo, Hyundai, Cosco, KeppelFels, DSME, etc.), e porque os demais modelos utilizados foram sempre casuísticos e não refletem uma estandardização. Nossas considerações virão, portanto, da experiência internacional, que inclui a brasileira sem a ela se restringir. Quando mencionamos melhores práticas da indústria, estamos nos referindo sempre à indústria internacional. Elaboração e “Verificação” do Projeto Básico e Elaboração do Projeto Executivo – Dizíamos que o projeto básico e geral é elaborado pelo epecista. As primeiras disputas começam aí, já na fase de contratação: o epecista não quer assumir responsabilidade pelo projeto, ou pela sua revisão (quando é o cliente que lhe transmite especificações funcionais ou mesmo já um projeto básico para revisão e detalhamento pelo epecista (ou ainda um projeto executivo pronto apenas para revisão pelo estaleiro). Normalmente o armador (ou, digamos, a Sete BR), contratará de terceiros um design ou projeto básico, exigindo do epecista o projeto executivo. Um ponto que costuma gerar disputas é a alocação de responsabilidades sobre, por exemplo, quem responderá pela aprovação de Classe e obtenção de certificados internacionais e domésticos que dependerão da consistência do projeto básico e executivo com as normas de segurança e outros requisitos técnicos emanados pelas autoridades nas águas territoriais em que for operar a unidade offshore, em especial quando falamos de naviossonda (para efeitos deste artigo, vamos convencionar que quando nos referimos a sondas ou unidades offshore trata-se de navios-sonda, para ficarmos mais próximos do exemplo da Sete BR). Os tempos de submissão do projeto básico ao estaleiro e os tempos de resposta na análise, levantamento

todo cuidado é pouco

Long-Lead Itens e Company Provided Equipment – Muitas vezes, o armador ou contratante da sonda, para acelerar o processo de construção, encomendará itens cujo fornecimento é demorado (long lead items) antes da celebração do contrato com o epecista, fazendo com que tenhamos a figura do Company Provided Equipment (que não chega a desvirtuar a figura do EPC). Um exemplo clássico são os thrusters no caso de um navio-sonda, ou módulos de processamento de óleo e gás no caso de unidades de produção como FPSOs. É praxe no mercado internacional que o epecista não tenha responsabilidade por defeitos advindos destes long lead items, nem por atrasos em sua entrega ao estaleiro e sua conformidade com as especificações técnicas. Recomenda-se, portanto, que isto esteja muito claro no contrato, e ainda que esteja muito clara a questão da extensão de prazos contratuais e ajuste de preços na hipótese de problemas com este long lead items fornecidos pelo armador ou qualquer Company Provided Equipment. Ainda no tema dos long-lead items, o estaleiro deve ter muito cuidado ao assumir responsabilidades de ‘receber’, ‘verificar’, ‘testar’ esses long lead items, de modo a evitar a atração a si de responsabilidades, o que pode ocorrer se o contrato não for claro. O epecista, pela boa prática internacional, deve ser exonerado de responsabilidade em relação aos long-lead items, salvo nas hipóteses expressamente previstas no contrato, sem espaço para redações ambíguas ou obscuras.

As hipóteses em que sejam admitidos pedidos de alteração (Variation) de preço e prazo devem ser descritas em detalhe no contrato, incluindo o procedimento de tramitação destes variation orders (quando partem do armador) ou requests (quando partem do estaleiro), e de preferência fixando-se prazos para a apresentação destes pedidos. Recomendamos aos nossos clientes jamais permitir apresentação de variation orders ou cost overrun claims após mais que 15 dias do fato que der origem ao pedido. Isso porque foi e ainda é muito comum que o armador contratante receba, ao final da obra, após 18, 24 meses, uma lista de variation orders ou um claim por cost overrun (em geral já na forma de um pedido de arbitragem ou ação judicial conforme o caso), juntando todos os alegados custos extras da obra, advindos de atrasos ou outros fatores. O problema óbvio é que o contratante (ou o estaleiro, no caso em que é ele o demandado, o réu) terá seu direito de defesa seriamente cerceado ao ter de se defender de fatos ocorridos a 12, 18, 24 meses, para os quais não tem adequada documentação, ou quando as pessoas envolvidas (que poderiam ser arroladas como testemunhas) não trabalhem mais nas empresas e sejam de difícil localização. Também é nesse sentido que recomendamos aos nossos clientes jamais deixar de manter um diário de obra, um log book, assinado diariamente pelos Project managers ou responsáveis de canteiro de ambas as partes, em que todos os contratempos, fatos de força maior, acidentes, discussões de variation serão documentados conforme ocorrerem os fatos. As variation orders ou requests devem estabelecer, de forma embasada, estimativas de impacto em custo e preço. As variation requests apresentadas fora do prazo devem ser consideradas preclusas, ou seja, sem validade jurídica, enquanto as variation orders, pelos motivos óbvios podem ser apresentadas a qualquer tempo, contanto que se chegue a um acordo quanto a impacto em preço e prazo, e para isso é imprescindível prever um mecanismo de resolução rápida de impasses, de preferência sem paralisar a obra enquanto a disputa é dirimida. A complexidade da construção de sondas é tamanha, que podem coexistir com a obra várias disputas, sem que haja uma parada substancial. As várias frentes devem prosseguir, independentemente de uma discussão de custos de uma variation order ou request, por exemplo, tanto quanto possível. Do contrário, os prejuízos se amontoarão e isso dará ensejo a mais disputas.

Variations – O contrato de EPC é comumente um contrato com preço fixo por empreitada global (turn-key lump sum price) com data certa para a entrega da sonda. Hoje, vem se tornando mais comum na indústria de construção para infraestrutura em geral a adoção de modelos de empreitada por administração, e contratos de aliança, mas menos na indústria offshore.

Gestor ‘legal’ do contrato e diferentes tipos de Dispute Resolution, possível papel do advogado durante a obra com objetivo de evitar disputas – Recomendamos também um contract manager, que pode ou não ser um advogado (recomendamos que seja um advogado, aí designado como Owner’s legal ou Contractor’s legal na gíria do setor, pelos motivos óbvios: o advogado tem ex-

de questões e discussão entre as partes também, não raro, geram disputas. Um contrato justo deveria prever a extensão de prazos contratuais nas hipóteses em que o projeto básico (quando apresentado pelo armador contratante) apresente número excessivo de ajustes (em comparação a padrões internacionais), tornando o projeto tão customizado que os prazos normais de análise deste projeto básico e elaboração do projeto executivo pelo estaleiro serão muito superiores ao que se considera ‘normal’ na execução de contratos baseados em designs mais comuns internacionalmente (SBM Gusto, Daweoo 3000, Huisman – para FPSOs de pequena envergadura, etc.) “A definição do que inclui a ’verificação’ ou ‘revisão’ do projeto básico pelo estaleiro também é matéria controversa”. A definição de que tipos de ‘erros de revisão’ ensejam responsabilidade para o estaleiro é tema comum em arbitragens internacionais. Neste ponto, a clareza nas cláusulas contratuais ajuda muito a evitar disputas futuras.

TN Petróleo 77

141

contratos de epc

periência no que pode ou não gerar demandas judiciais ou arbitrais), que acompanhe diariamente a obra, in loco ou a distância, documentando todas as ocorrências que possam gerar disputas contratuais, de modo a garantir à parte que representam um conjunto de documentos organizados que não deixem espaço para dúvidas acerca das ocorrências e incidentes da obra. Também recomendamos estabelecer dispute resolution board ou fast-track dispute resolution mechanisms, que nada mais são que mecanismos de resoluções de pequenas disputas, geralmente de teor muito técnico, no andar da obra. Esses mecanismos preveem que um terceiro independente (um technical expert) aprovado por ambas as partes (um engenheiro naval assistido de um advogado) receberá das partes, em cinco ou dez dias, as razões de suas reclamações e ‘julgará’ a disputa em um espaço curto de tempo, dez ou 15 dias. A obra não deve parar enquanto a disputa é dirimida e os resultados devem ser vinculantes (como é o caso, por exemplo, da minuta de shipbuilding contract da AESS). Para disputas de maior complexidade (e o contrato pode distinguir uma da outra por valor) que possam ser deixadas para momento posterior, as partes devem documentar suas razões, apresentá-las, e ao final da obra processá-las via arbitragem ou pelo método que escolher. São os casos em que a não resolução do conflito naquele momento não vai impedir a obra de continuar. A determinação sobre se uma disputa será dirimida pelo technical expert no correr da obra ou em uma arbitragem formal ou disputa judicial no seu término pode ser determinada também pela natureza mais ou menos técnica do claim. O que importa é que, tanto no caso do valor do claim como threshold ou da complexidade da matéria subjacente à reivindicação, tudo esteja estabelecido nos mínimos detalhes no contrato, sempre buscando atrasar o mínimo a obra por conta destes incidentes. Na ’gestão jurídica do contrato’, os seguintes tópicos serão observados à risca: 1. Respeito aos prazos preclusivos para apresentação de documentos, respostas, claims, e enfim a emissão de notificações e contranotificações que garantam a implementação do quadro geral de prazos do contrato, muitas vezes esquecidos e ignorados na prática do canteiro, gerando uma dissociação destrutiva entre contrato e realidade da obra. 2. Documentação de todos os incidentes da obra e revisão do log book diariamente, tomando cuidado para que não sejam assinadas atas de obra nas quais os gerentes assumam responsabilidades ou resolvam modificações que, do ponto de vista jurídico, somente poderiam se processar mediante aditivo contratual assinado pelos representantes legais das empresas. É muito comum que os gerentes de obra comentem esses erros jurídicos, gerando invalidades que depois darão ensejo a imensas disputas jurídicas. 142

TN Petróleo 77

3. Elaboração de atas de canteiro, no dia a dia, com o cuidado de atendimento as normas do contrato e, em particular, utilizando linguagem clara, definições consistentes com a do contrato para evitar dúvidas, e referências a cláusulas do contrato para manter sempre todos os atores cientes e ‘bem educados’ quanto às regras pelas quais se regem seus trabalhos. Mais uma vez alertamos para o erro frequente de que os gerentes de projeto e demais atores em determinado momento passem a administrar a obra segundo suas práticas habituais descompromissando-se com o contrato, ignorando-o, vendo-o como “coisa de advogado” e não como um manual de instruções da obra, como deveria ser. É impressionante, em estudo recentemente realizado pela associação de armadores da Noruega (salvo engano) a quantidade de obras (aqui entendidas sempre como construção de sondas) realizadas seguindo regras aleatórias e não as do contrato. A presença do advogado na obra, muitas vezes in loco, busca evitar esse grave hábito da indústria. O advogado, de forma didática, sem uso de expressões que possam causar estranheza aos engenheiros e demais atores, deve educar as partes diariamente sobre como se devem pautar as relações entre elas sob a ‘égide’ (exemplo de expressão que o advogado não deve usar com os engenheiros) do contrato. O advogado deve também participar de todas as reuniões relativas ao contrato, como seu defensor, chamando sempre a atenção das partes acerca de regras acordadas. O bom advogado deve mesmo decorar o contrato, tendo sempre na ponta da língua as cláusulas que se aplicam a situação A ou B, de modo a “cortar o mal pela raiz” em caso de nascentes disputas ou práticas que se afastem da letra do acordo. 4. Administrar os diversos mecanismos previstos de resolução de disputa, determinando o que será resolvido pelo technical expert no meio da obra e o que irá para uma arbitragem ou disputa judicial no seu término, e que procedimentos devem ser adotados em cada caso e em que prazos. O advogado, repetimos, é um guardião do contrato. Em geral se terá um advogado para cada parte, mas não é incomum que as partes de comum acordo escolham um advogado independente da confiança de ambas para exercer esta função de forma equidistante. Dizemos, neste caso, que o cliente do advogado não é a parte A ou B, mas que o cliente é o próprio contrato. 5. Quanto à gestão de documentos, o advogado deve ter controle de todos os documentos da obra, para verificação de sua consistência com o contrato. De grande importância são os cronogramas, que os gerentes costumam alterar por ata no canteiro, quando na verdade seria necessário um aditivo contratual assinado pelos representantes legais das partes para que as modificações tenham validade. O mesmo se aplica, é claro, a mudanças de preço. Diz-se que ‘pau que nasce torto nunca se endireita’. O adágio

todo cuidado é pouco

popular não podia encontrar melhor aplicação que em obras nas quais se tomam no canteiro decisões que se deveriam tomar nas diretorias. A obra passa a tomar um rumo, sem volta, que invariavelmente vai gerar nulidades de cobranças, múltiplos claims e, enfim, afundar o projeto num emaranhado de quizilas (perdão aos engenheiros mais uma vez) jurídicas de montante significativo. Já passamos por arbitragens em que se discutiam claims de quase 150% o valor da obra!!! Ou seja, com o valor do claim se construiria mais uma sonda e meia! Tudo por má redação e má gestão contratual. 6. Gestão de troca de informações no dia a dia: muitas vezes um fax dirigido à outra parte ou uma ressalva no log book alertando antecipadamente acerca do risco de um atraso iminente ou futuro se determinadas medidas não forem adotadas pode evitar o atraso em si e os claims dele decorrentes. É uma medida simples, corriqueira, cuja importância costuma ser ignorada pelos atores da obra. A farta documentação da obra é também benéfica para ambas as partes, pois evitará discussões inúteis geradas pelo ‘efeito amnésia seletiva’ tão comum em obras nas quais a documentação é escassa e as correspondências inexistentes (‘tudo de boca’, atas não assinadas) ou pouco claras, ou mesmo mal escritas. Isso sem falar nas hipóteses em que toda a documentação da obra deve estar em inglês e os atores da obra não dominam o idioma, ou em português e há vários contractors estrangeiros. O advogado muitas vezes ocupa o papel de tradutor, não só de uma língua a outra, mas de ambos os idiomas para a língua do contrato, que para eficiência, clareza e evitar ambiguidades costuma ter uma vasta seção de expressões e termos definidos com significados muitas vezes diversos do que teriam lato sensu, no uso vulgar do vernáculo. As partes têm de ter em mente que é uma tendência natural do ser humano acertar as coisas ‘de boca’, sem colocá-las no papel.

Conclusão Diante dos dados e experiência que relatamos, podemos observar que existem diversos riscos em contratos de construção do setor petrolífero. Além disso, não restam dúvidas que veremos mais e mais construções e projetos. Assim sendo, precisamos aperfeiçoar nossa cultura contratual e redação para tornar esses contratos de EPC instrumentos que auxiliem o desenvolvimento do projeto, ao invés de gerarem conflitos ou arbitragem. É necessária uma linguagem simples, clara, sem interpretações extensivas ou redações com milhares de remissões ocultas. Todas as situações potencialmente geradoras de conflito (cobrimos neste artigo apenas algumas delas) devem ser previstas de forma clara, sempre tendo em vista (e no

papel!) uma clara alocação de responsabilidade entre as partes, e a previsão de mecanismos de resolução de disputas corriqueiras durante a construção (nos referimos aqui a mecanismos negociais de resolução de disputas, ou até mediações rápidas, fast-track dispute resolution, dispute boards, etc.), que evitem uma arbitragem propriamente dita, chamada às vezes de full-fledge arbitration. São diversos os padrões de contratos de construção, temos os modelos do Fidic para obras civis, modelos de construção naval do SAJ e da Awes (associações de construtores do Japão e Europa, respectivamente), além dos próprios contratos desenvolvidos ao longo do tempo e experiência por atores da indústria do petróleo, em especial estaleiros e armadores. Recomenda-se também um processo muito eficiente de gestão do contrato, dos documentos, de preferência por um advogado in sitio, in loco, que seja seu guardião e de confiança de ambas as partes, independente, equidistante, cujo cliente não seja parte A ou B, mas o próprio Contrato, ou a obra. O advogado zelará pela eliminação de disputas antes de seu nascimento, cortando-as pela raiz, e pelo término da obra a tempo e preço, o tanto quanto possível, obrigando os atores do canteiro a seguirem os comandos contratuais, ou que normalmente não acontece e dá ensejo a disputas milionárias quando está ausente esta figura do guardião do contrato. É claro que, enquanto advogados, os autores são suspeitos ao defender com tanta veemência o envolvimento dos advogados na obra (construção naval). Mas quem tem experiência neste tipo de empreendimento sabe do que se está falando neste artigo e do potencial explosivo de uma má redação e má gestão contratual. Como já dito, e repetimos aqui para terminar o artigo com uma bomba de efeito psicológico, já passamos por arbitragens em que se discutiam claims de quase 150% o valor da obra, ou seja, com o valor do claim se construiria mais uma sonda e meia! Tudo por má redação e má gestão contratual. E tudo poderia ter sido evitado com um custo agregado de serviços advocatícios que, se comparado com o valor da obra ou mesmo apenas com o valor de um de seus claims (que dirá o agregado), não passará de 0, 01% ou menos. É economia porca ignorar realidades tão pungentes e tão useiras na prática doméstica e internacional. “As empresas que usam apenas e exclusivamente advogado para revisar o contrato negociado pelos diretores comerciais, para ‘ver se há algo ilegal’, ou quando querem escrever uma notificação ‘mais forte’, com fraseado jurídico voltado a ‘assustar’ a outra parte cometem um sério erro de julgamento pelo qual, ao fim e ao cabo, serão eles os responsabilizados. A quantidade de delay and disruption claims evitados pela adoção de uma administração jurídico-contratual é visível em uma obra bem administrada. Os prejuízos e atrasos de uma obra mal administrada são, infelizmente, ainda mais palpáveis e visíveis. TN Petróleo 77

143

produção

O fim do petróleo. Será que isso importa? O momento no tempo em que a produção máxima de petróleo no mundo é atingida, o famoso “pico do petróleo”, indica o ponto em que esse produto começará a acabar. Embora a definição pareça simples, determinar o “pico do petróleo” não é trivial.

Rob Fisher é conselheiro sênior da Bain & Company. Ele se juntou à Bain em 2009 e possui mais de 25 anos de experiência no setor de petróleo e gás, tendo sido Country Head da ExxonMobil Malaysia e VP da Área da ExxonMobil responsável por grandes projetos de E&P em parceria com outras empresas. Pedro Cordeiro é sócio no escritório da Bain & Company em São Paulo. Ele se juntou à Bain em 2007 e possui mais de 14 anos de experiência em consultoria de gestão. Pedro tem trabalhado com a alta gestão de grandes grupos nacionais e multinacionais em diversos setores, com especial foco em petróleo & gás, na América Latina, EUA e Europa. Rodrigo Más é gerente sênior no escritório da Bain & Company em São Paulo. Ele se juntou à Bain em 2000 e possui mais de 11 anos de experiência em consultoria de gestão. Rodrigo tem trabalhado em diversos setores da indústria brasileira, com foco especial na cadeia de petróleo e gás, assessorando a alta gestão de clientes privados e estatais em projetos de estratégia, melhoria de performance, M&A, organização e gestão da mudança.

144

TN Petróleo 77

or exemplo, estamos falando apenas de petróleo, ou também de gás? O petróleo não convencional (por exemplo, de areias betuminosas) também entra na conta? E as fontes de gás não convencionais (como o gás de xisto) como são consideradas? De qualquer forma, faz sentido imaginar que um dia esse momento chegará. Porém, o fundamental não é quando alcançaremos esse “pico”, mas sim que a indústria do petróleo ainda existirá por muitas décadas. É comum escutar hoje em dia a frase: “a época do petróleo fácil acabou”. No entanto, se olharmos a perspectiva histórica, a verdade é que esta época nunca existiu; o petróleo fácil só pode ser qualificado como tal quando visto pelo espelho retrovisor. O petróleo hoje extraído em águas rasas no Mar do Norte parece “fácil” em comparação, por exemplo, ao produzido em águas profundas no Brasil e na África Ocidental ou a partir de areias betuminosas no Canadá. Os gerentes de projeto da primeira geração de plataformas instaladas no Mar do Norte, na década de 1970, no entanto, teriam dificuldades em classificar esse petróleo de “fácil”, numa época em que foram a regra os custos muito maiores que os planejados e os atrasos de vários anos. O petróleo que consideramos “difícil” hoje será considerado fácil pelos nossos filhos daqui a 20 ou 30 anos. O fato é que temos ainda 120 anos de reservas recuperáveis, se considerarmos as taxas atuais de consumo de petróleo. São 40 anos de reservas convencionais e 80 anos de reservas não convencionais. Esse número tem permanecido quase constante desde meados da década de 1980, apesar de que, desde então, o consumo de petróleo no mundo aumentou 30%. Assim, não só foram repostos 25 anos de reservas consumidas, mas as reservas ainda a consumir aumentaram em 30%. Quase todo esse aumento não tem sido de petróleo “fácil”, mas de petróleo “difícil” que uma vez foi considerado “impossível”, se estivéssemos fazendo essa análise na década de 1980. Continuamos a aumentar as reservas através de novas descobertas, e através de novas técnicas de extração de recursos descobertos que os tornam economicamente viáveis. As reservas também crescem com as chamadas fontes “não convencionais”, também economicamente viáveis por meio de novas tecnologias. Dizer que essa tendência de repente irá se reverter é desafiar a lógica e a experiência histórica vivida.

Foto: Agência Petrobras

Por outro lado, o número de 120 anos de reservas depende do nível de consumo global de petróleo, o qual é impulsionado por dois fatores principais: a demanda global por energia e o custo da energia que o petróleo fornece em relação a outras fontes alternativas. Embora pareça simples, estes fatores primários são movidos por uma multiplicidade de variáveis que são extremamente importantes e difíceis de prever. Por exemplo, a demanda global de energia é o resultado do crescimento da população e da taxa de desenvolvimento econômico, que variam de região para região. Os preços relativos de energia são função das interações complexas entre aspectos “estruturantes” (por exemplo, forma líquida versus gasosa, poder calorífico por unidade de volume), desenvolvimento tecnológico, e subsídios econômicos e dinâmicas específicas de oferta e demanda, tanto no curto como no médio-longo prazo. Assim, embora saibamos quais são os fatores que determinam o consumo, prever como eles irão se desenvolver é tarefa impossível, como evidenciado pelas divergências entre os muitos estudos de previsão de demanda e preços de petróleo. No Brasil, por exemplo, essa dinâmica é ainda mais complexa, como evidenciada pela interação gasolina/álcool/açúcar, que tem criado um dos mercados mais imprevisíveis do mundo. Provavelmente, a única coisa que podemos antecipar é que o crescimento econômico será mais eficiente se forem utilizadas fontes confiáveis de energia ao menor custo possível. Nesse contexto, é então mais importante identificar quais as tendências que irão continuar, independentemente da velocidade da reposição de reservas e da evolução da demanda e preços relativos. Uma primeira tendência é que a indústria de energia irá sempre precisar de novas tecnologias e do aprimoramento de tecnologias existentes. O desenvolvimento tecnológico não só viabilizará a produção de petróleo em reservas cada vez mais “difíceis”, como também reduzirá os custos de fontes alternativas de energia. Além disso, preocupações quanto a mudanças do clima e outros aspectos ambientais irão canalizar recursos de desenvolvimento tecnológico para alternativas aos combustíveis fósseis, tais como energia nuclear, eólica ou de baterias para carros. A indústria de petróleo irá enfrentar a concorrência dessas fontes alternativas e, potencialmente, subsidiadas. A única resposta é continuar investindo em tecnologias e nas pessoas que possam desenvolvê-las, não só para encontrar e produzir petróleo de forma mais eficiente, mas também para assegurar que cada molécula de petróleo seja usada onde gere o máximo valor econômico. A segunda tendência importante é a de que, diante um aumento inexorável da demanda, a evolução da oferta de energia exigirá flexibilidade. Nesse contexto, os governos têm um papel fundamental e não devem recusar ou restringir qualquer fonte potencial de energia, pois todas provavelmente serão necessárias em algum momento. A competitividade entre as fontes irá oscilar, e tentativas

prévias de identificação de vencedores e perdedores inevitavelmente levarão a desfechos sub-ótimos. Governos que forem flexíveis ao desenvolvimento de soluções abrangentes de fornecimento de energia irão garantir que seus países estejam mais bem posicionados em relação aos outros. Esses governos também devem prestar especial atenção nos impactos ambientais, buscar ambientes comerciais e fiscais estáveis no setor de energia, e priorizar a educação de jovens talentos nas disciplinas necessárias para enfrentar as questões energéticas. O Brasil deverá considerar esses fatores no desenvolvimento de políticas setoriais para não comprometer sua crescente liderança no mercado energético mundial. O “pico do petróleo” irá acontecer um dia. Já pode ter ocorrido. Mas a indústria de petróleo não deve se distrair por isso. Esse evento não irá sinalizar o fim do petróleo como um fator de crescimento. A indústria como um todo continuará alimentando o desenvolvimento econômico mundial e do Brasil por muitas décadas se investir o suficiente em tecnologia e pessoas. Os ganhadores, dentro dessa indústria, serão aquelas empresas que saibam incorporar de modo correto essa dinâmica nos seu processo estratégico para poder fazer esses investimentos nas áreas certas e no momento apropriado. TN Petróleo 77

145

dutos

Tecnologia amplia oferta de

tubo nacional para o mercado de óleo e gás Os tubos ERW (Eletric Resistance Welding), fabricados por meio do processo de soldagem por resistência elétrica com indução em alta frequência (HFIW, sigla de High Frequency Induction Welding), vêm sendo utilizados de forma crescente no setor de óleo e gás.

Wilson Rosa Cordeiro é vice-presidente de Manufatura da Apolo Tubulars. Engenheiro Mecânico com especialização em metalurgia e economia, com mais de 40 anos de experiências no mercado de tubos, tem sido responsável pelos aspectos técnicos de diversos projetos das áreas de óleo e gás; energia; automobilística; construção civil e industrial.

146

TN Petróleo 77

anto nas atividades de condução e transporte (line pipe), como de produção e exploração (E&P) de petróleo e gás, inclusive em águas profundas, nas mais diversas condições de temperatura e pressão e mesmo em ambientes altamente corrosivos, eles substituem pouco a pouco aqueles fabricados por outros processos. Isto se deve ao grande avanço na qualidade dos aços laminados a quente e principalmente às novas tecnologias de soldagem de tubos. É o caso do sistema HFIW, que, quando combinado a um processo contínuo de fabricação, controlado com rigor, gera um produto de custos operacionais competitivos e performance que se iguala ou supera os fabricados por outros processos – inclusive no que diz respeito à resistência ao colapso e ruptura, bem como suscetibilidade à corrosão. A eficiência e qualidade dos tubos fabricados por processo contínuo ERW/HIFW hoje é reconhecida internacionalmente, inclusive por possibilitar aplicações mais atraentes do ponto de vista econômico que a de tubos fabricados por outros processos – tanto que já é bastante utilizado por operadoras, como a Petrobras. Segundo o último relatório publicado pelo Preston Pipe & Tube Report (v. 29, n. 01, jan 2011), os tubos soldados tiveram uma participação de 30,6% do mercado de tubos de revestimento e produção nos Estados Unidos e Canadá, em 2009, frente a 69,4% dos tubos laminados por extrusão (processo convencional). Já em 2010, esta relação foi de 48,3% de tubos soldados versus 51,7% dos tubos laminados por extrusão (processo convencional), demonstrando a crescente participação dos tubos soldados pelo processo ERW no exigente mercado de petróleo e gás norte-americano. No segmento de condução e transporte, a participação dos tubos soldados é muito mais representativa, alcançando mais de 90% frente aos laminados por extrusão, em função da baixa ovalização e da possibilidade de oferta em comprimentos maiores, reduzindo de forma significativa o número de soldas circunferenciais e aumentando a velocidade de montagem das linhas em campo – o que representa

Fotos: Cortesia de Apolo Tubulars

uma economia expressiva, às vezes não considerada em projetos de gasodutos. Entre os principais atributos dos tubos ERW/ HFIW estão a excelente estabilidade dimensional, espessura de parede uniforme (excentricidade) e baixíssima ovalização, características importantes para a determinação da resistência ao colapso plástico e garantia da integridade estrutural da instalação em aplicações de águas profundas, como é o caso do pré-sal. Alguns técnicos ainda manifestam preocupação quanto aos tubos soldados em relação aos extrudados, no que se refere à suscetibilidade à corrosão. Esta percepção possivelmente advém dos antigos processos de fabricação, quando a soldagem era feita por mecanismos ineficientes e simplórios. Graças ao avanço da tecnologia de soldagem por resistência elétrica e, notadamente, com a introdução do método HIFW, hoje são oferecidos no mercado tubos com características semelhantes às dos que são produzidos pelo método convencional. Mais recentemente, a indústria aperfeiçoou o processo de fabricação, introduzindo tratamento avançado da zona termicamente afetada pela solda, obtendo um tubo especial, considerado Premium. Entre seus atributos está a alta resistência à corrosão (igual à do metal base), fazendo com que o produto final apresente características metalúrgicas homogêneas em toda a extensão de sua parede (similar à dos tubos fabricados pelo processo convencional). Além disso, atendendo às exigências do mercado, os tubos ERW considerados especiais ou Premium são submetidos a ensaios de corrosão normatizados pela Nace (National Association of Corrosion Engineers), tais como: Corrosão sob tensão em ambiente com H2S (Nace TM01772005; Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion

Cracking in H2S Environments); Fragilização por Hidrogênio (Nace TM0284-2003; Evaluation of Pipeline and Pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking), dentre outros, apresentando desempenho igual ao dos demais tipos de tubo. Ademais, as modernas práticas de fabricação de tubos ERW/HFIW, a fim de garantir um produto especial ou Premium, contemplam a realização de ensaios não destrutivos ao longo da linha de produção para detecção de eventuais defeitos e garantia de um produto perfeito. Para aplicações que exigem alta resistência mecânica, os tubos ERW/HFIW especiais ou Premium são submetidos ainda a tratamentos térmicos sofisticados, que normalizam o material e lhes conferem alto grau de uniformidade da sua microestrutura e propriedades físicas e químicas. Mais um marco consolidado pela indústria brasileira, uma vez que este tipo de tubo já é fabricado no país e seu valor começa a ser reconhecido pela indústria de óleo e gás local, da mesma forma como ocorreu no mercado norte-americano. TN Petróleo 77

147

projetos

VIM demanda cuidado adicional Mais um fenômeno a ser considerado no projeto e desenvolvimento de novas plataformas.

André L. C. Fujarra é pós-graduado pela Universidade de São Paulo. Atua junto ao Departamento de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica da Universiade de São Paulo desde 2003. Atualmente coordena e colabora em projetos de pesquisa junto aos laboratórios TPN (Tanque de Provas Numérico) e Life & MO (Laboratório de Interação Fluido Estrutura e Mecânica Offshore). Kazuo Nishimoto é professor titular da Epusp. Chefe do Departamento de Engenharia Naval e Oceânica e diretor do Tanque de Provas Numérico (TPN). Graduado em Engenharia Naval e Oceânica pela Universidade de São Paulo (1979), com mestrado em Engenharia Naval e Oceânica, Yokohama National University (1982) e doutorado em Engenharia Naval e Oceânica pela Universidade de Tóquio (1985).

Rodolfo T. Gonçalves, graduado em Engenharia Naval e Oceânica pela Universidade de São Paulo (2007). Atua desde 2005 com pesquisa e desenvolvimento juntamente com o Laboratório Tanque de Provas Numérico (TPN), principalmente no seguinte tema: vibrações induzidas pela emissão de vórtices (VIV e VIM).

Guilherme Feitosa Rosetti é graduado em Engenharia Naval e Oceânica pela Universidade de São Paulo (2010). Tem experiência na área de Engenharia Naval e Oceânica, com ênfase em Projeto de Sistemas Oceânicos na área de Hidrodinâmica. Atua desde 2007 com pesquisa e desenvolvimento juntamente com o Laboratório Tanque de Provas Numérico (TPN).

148

TN Petróleo 77

produção de petróleo e gás no mar tem exigido um constante esforço técnico-científico na busca pelo projeto e desenvolvimento de unidades flutuantes cada vez mais eficientes e capacitadas para operação em águas profundas e ultraprofundas. Neste cenário, não são raras as situações em que o próprio sistema inovador propicia ou agrava o aparecimento de fenômenos pouco importantes para os sistemas até então conhecidos. Este é o caso do fenômeno de excitação de movimentos pela emissão de vórtices, conhecido como VIM (Vortex-Induced Motion), muito importante para as grandes plataformas atualmente em desenvolvimento, quer sejam spars, monocolunas e/ou semissubmersíveis. Embora semelhante ao bastante explorado fenômeno de VIV (Vortex-Induced Vibration) em risers, o fenômeno de VIM só teve grande aporte de pesquisa na última década. Neste período, uma ação cooperativa entre a Universidade de São Paulo (USP) e a Petrobras tem lançado luz sobre este fenômeno, criando ferramentas, soluções patenteadas e capacitação reconhecida internacionalmente. Este trabalho apresenta uma parte desta potencialidade nacional.

Introdução Nos últimos anos, cresceu a necessidade de se desenvolver sistemas flutuantes mais eficientes, operando em lâminas d’água profundas (maiores de 500 m) e ultraprofundas (maiores de 1.700 m) e, cada vez mais, dotados com capacidades maiores, tanto do ponto de vista de armazenamento, quanto de processamento do gás e óleo extraídos. Assim, as plataformas de petróleo passaram a exibir formas diversas, utilizadas conforme as necessidades e características da área onde deveriam ser instaladas. Evoluíram de estruturas fixas, nas primeiras décadas, para conceitos inovadores como os projetos atuais de plataformas do tipo monocoluna, passando por geometrias flutuantes como as semissubmersíveis e as unidades FPSO (Floating Production, Storage and Offloading, plataformas que possuem formas de navio e que são preparadas para a produção, estocagem e também transbordo da carga) convencionais. De maneira geral, independente da geometria, a ideia básica dos sistemas flutuantes é possuir baixos níveis de movimentos para as condições de mar onde operam, tentando não “sintonizar” seus períodos naturais de movimento com os períodos de máxima energia do estado de mar. Uma maneira simplificada de se caminhar no sentido de atender tal demanda é buscar minimizar a resposta em heave da unidade (translação vertical) para uma boa faixa de ondas que compõem o espectro de mar na região de instalação. Os movimentos reduzidos são desejáveis, porque as unidades flutuantes sofrem deslocamentos devido à ação das ondas, bem como de correntezas e ventos, exibindo a possibilidade de danificar os equipamentos lançados em

Figura 1. Ilustração de plataformas monocolunas típicas (ver Gonçalves et al., 2010a): A) a Sevan Piranema – plataforma já instalada no Nordeste brasileiro; B) a Sevan Hummingbird, plataforma instalada no Mar do Norte; C) a MonoBR, conceito para a Bacia de Campos, perfeitamente adaptável para a Bacia de Santos; e D) a MonoGoM, um conceito para o Golfo do México.

direção aos poços no leito do oceano. Por esse motivo, torna-se necessário que tais unidades flutuantes fiquem posicionadas dentro de um raio de deriva na superfície do mar e apresentem amplitudes de movimento que atendam requisitos exigidos para a integridade dos equipamentos submersos. Com este objetivo principal, foi desenvolvido o conceito da plataforma monocoluna, unidade flutuante com geometria razoavelmente simples e períodos naturais acima do usual, portanto, fora da região de energia máxima de ondas, conforme visto na Figura 1. Maiores detalhes podem ser encontrados no trabalho de Gonçalves et al. (2010a). Como evolução, o conceito monocoluna com moonpool, denominado de MPSO (Monocolumn Production, Storage and Offloading System, plataforma monocoluna preparada para a produção, estocagem e também transbordo da carga, além de exibir baixos níveis de movimento vertical), foi desenvolvido pela USP em parceria com a Petrobras. No que tange ao formato cilíndrico e os baixos níveis de movimento vertical, este novo conceito de unidade flutuante assemelha-se a uma plataforma do tipo spar. No entanto, as características que as diferem são: a menor razão de aspecto (L/D, ou seja, calado/diâ-metro) das unidades MPSO e a capacidade adicional destas unidades em suportar maiores carregamentos em função da planta de processo dos conveses. Uma característica vantajosa adicional da unidade flutuante MPSO é sua grande capacidade de armazenamento de produção, semelhante à de uma plataforma do tipo FPSO, tendo como diferenciais: a facilidade de construção devido à geométrica simplificada do conceito e os movimentos verticais bem menores, com a possibilidade de utilização de absorvedores passivos de movimento – por exemplo: o moonpool, utilizado para amenizar os movimentos de heave. Ver mais detalhe na Figura 1 c e d. Como aplicação pioneira, a Petrobras demandou da Sevan Marine a operação da primeira unidade de produção do tipo monocoluna no campo de Piranema, a SSP Piranema, ilustrada na Figura 1 a. Essa unidade, já

em operação no Nordeste brasileiro, é capaz de produzir o equivalente a 30 mil barris de petróleo por dia e armazenar 300 mil barris, trabalhando em lâminas d’água entre 1.100 m e 1.600 m. Na Figura 1 b, por sua vez, é apresentada outra plataforma do tipo monocoluna sem moonpool, também de propriedade da Sevan Marine construída para operação no Mar do Norte. Embora já se encontre em operação, o conceito das monocolunas exige uma preocupação adicional com relação aos movimentos no plano da superfície do mar, sobretudo quando grandes dimensões estão envolvidas. Nestas circunstâncias, esse conceito torna-se consideravelmente suscetível a um fenômeno de oscilação espontânea motivado pela correnteza incidente, o fenômeno de VIM (Vortex-Induced Motion). O VIM, semelhante ao fenômeno de VIV (VortexInduced Vibration) que acontece nos risers, pode ser explicado por flutuações no campo de pressões ao redor do corpo causadas pela geração e desprendimento alternado de vórtices advindos da ação do escoamento fluido incidente, no caso, a correnteza. Essas flutuações no campo de pressões causam o surgimento de forças hidrodinâmicas oscilantes, as quais podem resultar em movimentos periódicos (ou quase periódicos) do sistema. Trata-se, portanto, de um fenômeno autoexcitado, passível de ocorrência em corpos rombudos livres para oscilar e imersos em condições específicas de escoamento fluido, que exibe amplitudes da ordem de grandeza da seção transversal do sistema submetido ao mesmo (Para maiores detalhes ver, por exemplo, Gonçalves et al., 2011a). Desta forma, não só para as plataformas monocolunas, como também para as do tipo spar, e mesmo para as semissubmersíveis de grande porte, o fenômeno de VIM pode representar grandes passeios na superfície do mar, o que se reflete no dimensionamento das linhas de amarração e dutos de produção, quer seja em termos de esforços extremos, quer no que tange à vida útil dos mesmos. Uma representação gráfica da possibilidade de ocorrência do fenômeno na monocoluna pode ser observada na Figura 2. TN Petróleo 77

149

projetos

Figura 2. Característica geral do VIM e seu possível impacto no projeto das linhas de operação da plataforma (amarração, risers e umbilicais).

3 Figura 3. Fotos de ensaio típico de plataformas monocolunas em escala reduzida, realizados em tanques de prova: a) exemplo de um modelo típico para o MPSO MonoGoM, e b) ensaio típico em carro de reboque do tanque de provas no NMRI-Japão.

Figura 4. Resultados de oscilação na direção transversal e longitudinal às correntezas incidentes, tipicamente apresentados de maneira adimensionalizada e parametrizada de acordo com o aproamento entre a plataforma e a direção dessas correntezas (ver Gonçalves et al., 2010b).

Historicamente, um dos grandes motivadores para o estudo do fenômeno de VIM foram as fortes correntezas existentes em locais como a região do Golfo do México, denominadas como Loop/Eddy currents, que se caracterizam por velocidades superficiais variando

150

TN Petróleo 77

de 2 a 5 nós e, portanto, capazes de suscitar grandes amplitudes de movimento permanente no plano da superfície. Em geral, o procedimento para avaliação do fenômeno de VIM em sistemas reais é bastante complexo, uma vez que a interação fluido-estrutural apresenta uma infinidade de aspectos importantes e que podem influenciar nos resultados das análises, levando, eventualmente, a conclusões imprecisas. Desta forma, buscando minimizar eventuais imprecisões, a realização de ensaios em tanques de provas a partir de modelos em escala reduzida torna-se uma estratégia precisa e comum para a avaliação do VIM. A Figura 3 mostra um exemplo de ensaio em tanque de reboque, mas ensaios desta natureza também podem ser realizados em tanques ou canais com recirculação, bem como a partir de modelos em escalas intermediárias destinados à caracterização das amplitudes e frequências exibidas durante a ação do fenômeno (para mais detalhes a esse respeito, consultar Gonçalves et al., 2010b). Para que se compreendam os resultados obtidos nos ensaios, é necessário que se façam alguns comentários, em princípio, discutidos a partir de alguns adimensionais como: o número de Reynolds; o número de Strouhal; a velocidade reduzida, bem como os processos de geração de vórtices e de sincronização entre períodos natural e de excitação, conhecida como processo de lock-in. Sabe-se que a geração de vórtices em um cilindro liso é função do número de Reynolds. Em valores baixos deste adimensional, até cerca de 50, é gerado um par simétrico de vórtices. Após este valor, a simetria é quebrada e os vórtices são gerados de forma alternada, formando uma esteira de vórtices alternados que causa a flutuação das forças de sustentação e arrasto. Trabalhos experimentais identificaram que a oscilação na força de sustentação ocorre na mesma (ou aproximadamente na mesma) frequência da geração dos vórtices, enquanto a oscilação da força de arrasto ocorre com o dobro desta frequência. Ainda com relação aos adimensionais, o número de Strouhal é definido como a razão entre a frequência de geração de vórtices, multiplicada pela dimensão característica (usualmente o diâmetro), e a velocidade do escoamento incidente. Este adimensional também é função de Reynolds, da rugosidade superficial do cilindro, da turbulência do fluxo incidente e da razão entre o calado (profundidade de imersão) e o diâmetro do sistema, tendo impacto direto sobre o processo ressonante que caracteriza o fenômeno de VIM. Por outro lado, a velocidade reduzida pode ser definida como a razão entre a velocidade de corrente e a frequência natural do sistema, multiplicada pela sua dimensão característica. Em linhas gerais, destina-se ao estudo do processo de sincronização, em inglês lock-in, que ocorre quando a frequência de emissão de vórtices se aproxima da frequência natural do sistema. Trata-se, portanto, de um adimensional bastante útil à identifica-

vim demanda cuidado adicional

ção da ocorrência do fenômeno, assim como a razão da amplitude pelo diâmetro, ambos com impacto direto na estrutura dos vórtices emitidos, determinando a ordem de grandeza das amplitudes durante a ocorrência do fenômeno de VIM. Resultados destas observações acerca do VIM podem ser sintetizados na forma de gráficos como os apresentados na Figura 4.

As maneiras de consideração no projeto Como se pode depreender, dada sua importância recente para a indústria offshore, o fenômeno de VIM vem sendo intensamente estudado em seus aspectos mais fundamentais dentro do ambiente acadêmico, em particular na USP, instituição reconhecida por sua ação pioneira neste setor. Para tanto, assim como em diversos temas da pesquisa em engenharia, também no caso do fenômeno de VIM é necessário que se utilizem os conhecimentos científicos de forma aplicada à demanda da indústria pela geração de novas soluções tecnológicas. Particularmente, neste caso, o tema carece de maior estudo em virtude dos diversos aspectos que o influenciam, suscitando intenso programa de pesquisa. Apesar da complexidade, a pesquisa da USP já conta com uma metodologia bem estabelecida para a predição do VIM em sistemas flutuantes, utilizando como subsídio os dados obtidos em quase uma década de experimentos em tanques de prova, bem como estudos analíticonuméricos sobre o tema. Apesar disso, devido às assimetrias do casco e às não-linearidades do comportamento dinâmico do sistema flutuante, os resultados obtidos podem, por vezes, não representar exatamente as condições de operação real no mar, de modo que são necessárias interpretações coerentes dos dados colhidos a partir dos experimentos em escala reduzida. Com base nesta premissa, o procedimento desenvolvido pela USP em parceria com a Petrobras se baseia na análise numérico-experimental, ou seja, via um conjunto de dados experimentais e simulações numéricas que avaliem a variação de parâmetros dinâmicos, levando em conta a influência de linhas de amarração e risers, além de parâmetros hidrodinâmicos. Deste modo, por meio dos resultados das simulações, é possível interpretar os dados experimentais a cada caso analisado, ou seja, em cada condição ambiental à qual o sistema é exposto. A Figura 5 mostra um exemplo de resultado obtido com esta metodologia. Segundo ela, apesar de ser um fenômeno complexo é possível prever com certa margem de segurança as respostas do sistema, ainda mais em termos de movimentos e respectivos períodos, a partir dos quais, é possível realizar análises de fadiga e de extremos, principalmente nos sistemas de amarração e risers. Ainda de acordo com as análises via Figura 5, podese chegar à conclusão que, sob certas condições am-

5b Figura 5. Trajetórias no plano transversal do sistema MPSO sujeito ao VIM: a) resultados experimentais (ver Gonçalves et al., 2010b), para diferentes ângulos de incidência da correnteza na plataforma MPSO MonoBR; b) predição numérica do VIM para plataforma MPSO MonoBR (ver Rosetti et al., 2009).

bientais, o sistema não deixará de conviver com certo nível de resposta à excitação do VIM, exceto se alguma estratégia for utilizada para sua atenuação. A observação dessa necessidade levou o grupo de pesquisas da USP, juntamente com a Petrobras e a empresa Oceânica Offshore, a desenvolver dispositivo mitigador para o fenômeno de VIM. Este dispositivo, cujo conceito rendeu uma patente reconhecida ao grupo de pesquisadores das três instituições, consiste em um conjunto de placas distribuídas de forma helicoidal ao redor do casco, chamadas de Aletas Supressoras de Vórtices, conforme ilustrado na Figura 6. Seu princípio de funcionamento se baseia na diminuição da excitação por meio da quebra da correlação das emissões de vórtices ao longo do casco e que, portanto, alimentam as forças dinâmicas de excitação (sustentação e/ou arrasto). Desta forma, com uma formação de vórtices menos coerente, ou “mais fraca”, a força total agindo sobre a unidade no plano da superfície do mar é menor, causando movimentos menores. Evidentemente, o conceito deve ser adaptado a cada geometria de plataforma, o que requer algum estudo para a definição das dimensões das aletas, sua quantidade e localização, para que se busque diminuir a excitação TN Petróleo 77

151

projetos

função da mudança do campo hidrodinâmico, quanto na alteração dinâmica da resposta da plataforma.

Outros aspectos importantes

Figura 6. Disposição dos spoiler plates na MonoGoM com o objetivo de atenuar os movimentos induzidos pela emissão de vórtices na plataforma monocoluna – Patente USP|Oceânica|Petrobras, que rendeu aos professores Fujarra e Nishimoto, bem como aos pesquisadores daquelas empresas, o Prêmio Inventor 2010.

dos vórtices, sem que haja prejuízo para outros aspectos do dimensionamento. Além das aletas, o grupo de pesquisa da USP também identificou outros fatores que levam à diminuição do fenômeno de VIM e que podem ser utilizados de forma favorável durante a operação da plataforma. Como se pode imaginar, esses fatores também funcionam de maneira semelhante às aletas, ou seja, perturbando o escoamento fluido e promovendo a formação de vórtices mais fracos. Assim, é intuitivo perceber que apêndices ao casco, que exibam dimensões apreciáveis, também podem realizar a tarefa de quebrar a correlação na emissão dos vórtices. O mesmo acontece quando se promove a diminuição do calado de operação da plataforma, gerando perturbação adicional no escoamento e diminuindo de maneira contundente a correlação da emissão. A presença dos sistemas de amarração e risers, por sua vez, também representam papel importante na mitigação do fenômeno, na medida que introduzem amortecimento adicional ao sistema, diminuindo sua resposta. A esse respeito, no entanto, há que se tomar muito cuidado para não se sobrecarregar tais subsistemas. Por fim, vale observar que a coexistência entre ondas e correnteza pode representar um papel fundamental no fenômeno de interação fluido-estrutural, tanto em

É interessante observar que o fenômeno de vibrações induzidas por vórtices vem sendo estudado há várias décadas em diversas instituições de pesquisa e, mesmo com tamanho esforço, seus aspectos ainda não foram compreendidos por completo. Por outro lado, há relativamente pouco tempo, esse fenômeno se revelou importante para plataformas de exploração, em especial para plataformas de seção circular (como as monocolunas e spars) e, mais recentemente, para plataformas com colunas de seção retangular, com grandes calados (como semissubmersíveis, ver Gonçalves et al., 2011b). Neste último contexto, surgiram complicadores adicionais, além da já mencionada coexistência com ondas.

A continuidade das pesquisas Por serem assuntos muito pouco explorados pelas pesquisas recentes, ainda não existe um modelo teórico que explique o funcionamento da emissão de vórtices interagindo com os fenômenos de superfície, particularmente as ondas, tanto em termos da fluido-dinâmica, quanto da dinâmica fluido-estrutural. Portanto, se torna um pouco difícil tratar o tema quando esse se encontra no contexto mais geral da operação da plataforma, ou seja, quando o VIM é considerado em conjunto com todos os outros fenômenos que atuam na operação da plataforma. Dessa forma, hoje, os esforços da academia, juntamente com setores de pesquisa da indústria offshore, têm se concentrado na compreensão dos fundamentos fluido-dinâmicos e da interação fluido-estrutural, bem como no desenvolvimento de metodologias e ferramentas computacionais de predição do VIM concomitante aos demais fenômenos já considerados, sendo aplicadas no âmbito de projetos e pesquisas para os novos cenários da produção de petróleo e gás no mar. Agradecimentos – Os autores deste trabalho agradecem às agências oficiais de fomento a suas pesquisas, Fapesp e Capes, bem como à Petrobras, pelo constante suporte técnico, científico e financeiro prestado ao grupo.

Referências GONÇALVES, R. T., MATSUMOTO, F. T., MALTA, E. B., ROSETTI, G. F., FUJARRA, A. L. C., & NISHIMOTO, K. (2010a). Evolution of the MPSO (monocolumn production, storage and offloading system). Marine System & Ocean Technology, v. 5, n. 1, p. 43-51, December 2009/June 2010. ______, FUJARRA, A. L. C., ROSETTI, G. F., & NISHIMOTO, K. (2010b). Mitigation of Vortex-Induced Motion (VIM) on a Monocolumn Platform: Forces and Movements. Journal of Offshore Mechanics and Arctic Engineering, v. 132(4). ______, ROSETTI, G. F., FUJARRA, A. L. C., & NISHIMOTO, K. (2011a). An Overview of Relevant Aspects on VIM of Spar and Monocolumn Platforms. Journal of Offshore Mechanics and Arctic Engineering, v. 133(4). _______, ROSETTI, G. F., FUJARRA, A. L. C., NISHIMOTO, K., & OLIVEIRA, A. C. (2011b). “Experimental Study on Vortex-Induced Motions (VIM) of a Large-Volume Semi-Submersible Platform”. 30th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering. Rotterdam, The Netherlands. OMAE2011-49010. ROSETTI, G. F., GONÇALVES, R. T., FUJARRA, A. L. C., NISHIMOTO, K., & FERREIRA, M. D. (2009). “A Phenomenological Model for VortexInduced Motions of the Monocolumn Platform and Comparison with Experiments”. 28th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering. Honolulu (Hawaii, USA). OMAE2009-79431.

152

TN Petróleo 77

royalties

marco regulatório

Petróleo e gás:

da exploração no Brasil e divisão de royalties

A discussão de temas referentes ao petróleo e ao gás natural tem ganhado enorme destaque, dado o início das atividades na plataforma do pré-sal localizada em zona econômica exclusivamente brasileira, mais precisamente em águas que banham os estados de São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo.

isando à renovação da regulação do setor, que já completou mais de 40 anos de existência, novas regras para a extração e comercialização do petróleo e do gás natural já vêm sendo discutidas e aprovadas nas Casas do Congresso Nacional. Apesar de ser possível observar a existência de diversos projetos de lei acerca do tema,1 são dois os assuntos que mais chamam a atenção neste momento, em que se acirram as disputas para a escolha das regras apropriadas à exploração do petróleo brasileiro. São eles: a adoção de um novo modelo de exploração da atividade, e o pagamento dos royalties2 a estados, Distrito Federal e municípios. Acerca da proposta de um novo modelo de exploração, pode-se afirmar que, hoje, o petróleo brasileiro é explorado por meio de concessões. Neste modelo de exploração, muito utilizado em locais em que o risco maior se encontra na fase do upstream,3 a propriedade do petróleo e do gás natural descobertos e extraídos é da empresa concessionária dos serviços. Neste sentido, como o risco de fracasso na localização do petróleo na camada do pré-sal é baixíssimo, o governo brasileiro já vislumbra a adoção de um novo modelo de exploração de petróleo: o modelo de partilha. Tal modelo é utilizado majoritariamente em países muito ricos em petróleo – como Arábia Saudita, Venezuela, Nigéria e Indonésia –, pois, em contraposição à concessão, pode-se afirmar que garante aos governos maior controle do petróleo contido no pré-sal. Esse sistema ainda prevê que as partes dividam o petróleo obtido a partir da extração, e estabelece que o Governo será o proprietário final das instalações e equipamentos utilizados durante a exploração. No entanto, por envolver um bem tão valioso como o petróleo, a exploração do pré-sal também inicia outro intenso debate além da questão sobre o modelo de exploração: quais os reais lucros que o negócio pode gerar? Quem serão os finais destinatários dos royalties? A proposta inicial do governo brasileiro previa a divisão de royalties com favorecimento dos municípios e estados produtores e daqueles de fato afetados por tal produção. Entretanto, foram efetuadas no Congresso Nacional recentes alterações ao Projeto de Lei n. 5.938-A, de 2009, o que resultou na aprovação da divisão igualitária dos royalties entre municípios e estados brasileiros. Tal decisão ainda está pendente de análise presidencial e pode ser vetada. Caso isto não aconteça, os estados do Rio de Janeiro e do Espírito Santo já estimam prejuízos que podem atingir a soma de 10 bilhões de reais por ano, dependendo do volume de petróleo efetivamente extraído. Desta forma, as discussões continuarão no Congresso Nacional até que seja apresentada decisão final acerca da divisão dos royalties.

Leonardo A. F. Palhares é bacharel em Direito pela Faculdade de Direito Milton Campos, em Belo Horizonte. Mestre em Direito pela Universidade de Paris 1 – Panthéon Sorbonne (2003). Faz parte da equipe do escritório Almeida Advogados - Direito Corporativo. Caio Iadocico de Faria Lima é bacharel em Direito pela Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo. Atua nas áres de Direito Administrativo, Direito Eletrônico, Ambiental, Minerário e Empresarial. Faz parte da equipe do escritório Almeida Advogados - Direito Corporativo.

1 Os Projetos de Lei que regulamentam a matéria são os seguintes: PL 4.290/08; PL 4.565/08; PL 5333/09; PL 5.334/09; PL 5.430/09; PL 5.621/09 e PL 5.938/09.

Segundo o PL 5.938-A/09, os royalties são definidos como a compensação financeira pela exploração de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o §1º do art. 20 da Constituição Federal, vedada sua inclusão no cálculo do custo em óleo.

Upstream é a denominação da fase de investigação acerca da localização de reservatórios naturais de petróleo e gás, período em que se inicia a efetiva retirada dos minerais de seus reservatórios. Também são fases da exploração do petróleo e do gás natural o midstream (que envolve o transporte) e downstream (que consiste no comércio dos produtos aos seus consumidores finais).

TN Petróleo 77

153

fino gosto

Adega do

Pimenta

A revitalização da Praça Tiradentes

Primeiro foi a revitalização da Lapa, num processo lento e gradual, que ainda não terminou. Agora, a vizinha Praça Tiradentes segue o mesmo caminho, num movimento espontâneo e similar, com a abertura de novos bares e casas noturnas, além da remodelação dos hotéis tradicionais e decadentes, comprados pela iniciativa privada e que serão transformados em cinco estrelas, como é o caso do Hotel Paris, adquirido pela rede franceses La Suíte. por Orlando Santos

Adega do Pimenta Praça Tiradentes, 6, Centro Rio de Janeiro - RJ Telefone: (21) 2507-5293 Funcionamento: Segunda a sexta, das 11h30 às 20h Sábados, das 11h30 às 17h

154

TN Petróleo 77

A mais nova e bem sucedida experiência na área, defronte à Praça Tiradentes, é a Adega do Pimenta (cuja primeira casa foi aberta há mais de três décadas por um alemão chamado Holf Pfeffer, que traduziu seu nome achando que os brasileiros não conseguiriam pronunciar seu sobrenome – pimenta em português – e era apaixonado pelo bairro carioca de Santa Teresa), com chope de primeira e comida de boa qualidade, sob o comando dos irmãos Gus-

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

A crítica de gastronomia do jornal O Globo não poupou elogios à nova casa. Disse que o Eisben servido na Adega é tão bom e gostoso que é para se ‘comer rezando na praça’. Exageros à parte, as filas de espera na porta da Adega parecem confirmar que a casa, símbolo maior da revitalização da Praça Tiradentes, veio para ficar. Mais ainda: para servir de exemplo a novos restaurantes e casas de música que começam a se instalar para alegria de cariocas e turistas. Afinal de contas, não custa lembrar que a região, na época do Império, era epicentro da vida cultural da cidade. E com todos esses investimentos, tem tudo para recuperar o antigo prestígio.

Um pouco da história tavo e Fábio – sempre com fila de espera na porta, especialmente às sextas-feiras. Em sua grande maioria, os frequentadores diários pertencem aos quadros da Petrobras, cuja sede é bem próxima. Durante um ano, o casarão do século XVI, onde está instalada a filial da tradicional casa alemã, foi todo reformado, seguindo as recomendações dos órgãos de preservação histórica. A claraboia no interior da casa e as sacadas no mezzanino despejam os olhares para a praça, na qual se encontra a estátua equestre de Dom Pedro I. As paredes do prédio são de pedras aparentes. Mas o forte mesmo da casa, e que tem levado milhares de pessoas a este novo endereço da ‘família’ Pimenta, é a comida farta e saborosa da culinária germânica, em especial o Eisbein grelhado (joelho de porco) com batata rosti; e às sextas e sábados, a feijoada alemã, à base de feijão branco e carnes. A linguiça da diretoria (temperada com grãos de pimenta verde), salada de salmão defumado e goulash com Spatzle respondem também pelo sucesso da mais nova criação da grife Pimenta.

Chamada de Rocio Grande, Terreio da Polé, Campo dos Ciganos e Praça da Constituição, a Praça Tiradentes só recebeu o nome atual após a Proclamação da República. Palco de fatos históricos relevantes, da sacada do Teatro Carlos Gomes, o imperador da vez jurou amor à Constituição, em 1822. A dramaturgia nacional foi apresentada nas duas principais ribaltas brasileiras do século XIX: o próprio Carlos Gomes, antigo Theatro de Sant’Anna, e o João Caetano, ex-Theatro São Pedro de Alcântara. Nas adjacências da Praça Tiradentes fica ainda o Real Gabinete Português de Leitura, um marco da arquitetura manuelina, muito bem preservado, e que já mereceu uma matéria especial da TN Petróleo. Todo este conjunto histórico, emoldurado pela já citada estátua de Dom Pedro I, e que agora dá sinais concretos de revitalização, está sendo saudado por cariocas e comerciantes de antigamente, e pelos recémchegados – a Adega do Pimenta, incluída – como o mais novo espaço de lazer e cultura da cidade.

TN Petróleo 77

155

coffee break O Futebol no Acervo do Instituto Moreira Salles

A paixão do

futebol por Orlando Santos

Na final da Copa do Mundo de 1950, com o Maracanã lotado para assistir

por Orlando Santos

Brasil x Uruguai, um menino franzino, Foto: José Medeiros/Acervo Instituto Moreira Salles

nas arquibancadas, deslocado do resto da multidão, de calça curta, olhar perdido e decepcionado para o centro do gramado – o Uruguai ganhou a Copa, silenciando o maior

C 156

TN Petróleo 77

estádio do mundo – chamou a atenção do fotógrafo José Medeiros. om a sensibilidade de fotógrafo e torcedor perplexo, Medeiros registrou esse momento, que agora será compartilhado com o público que visitar a galeria do Instituto Moreira Salles, montada no Unibanco Arteplex de Botafogo, até fins de julho – juntamente com outras 21 imagens sobre futebol. O acervo do Instituto Moreira Salles, composto pela obra de importantes nomes da fotografia brasileira, contém (como revela a exposição) imagens significativas relacionadas ao futebol brasileiro das décadas de 1940 a 1960. Registros feitos por Thomaz Farkas, Hildegard Rosenthal, Alice Brill, Haruo Ohara, Marcel Gautherot, Carlos Moskovics e o já citado José Medeiros. Na realidade, a maioria das fotos da exposição leva a assinatura desse último.

Estádio do Maracanã, 1967. Jogo disputado pelo Flamengo na Suécia, quando da excursão do time pela Europa, 1952.

Foto: José Medeiros/Acervo Instituto Moreira Salles

Para o curador da mostra, Sergio Burgi, nenhum desses artistas dedicou-se exclusivamente à fotografia de esportes ou, em especial, ao futebol. Entretanto, todos produziram imagens que registram esse ambiente de forma elaborada. E contribuem, assim, para uma percepção da intensa relação que o brasileiro construiu com o futebol ao longo de mais de um século de paixão, sofrimento e alegria. Sentimentos que se tornam mais intensos com a proximidade da Copa do Mundo, que volta a se realizar no Brasil, em 2014, depois de mais de meio século. E, certamente, com final bem diferente daquele captado pelo olhar do menino. É o que todos esperam desta vez.

Foto: Marcel Gautherot/Acervo Instituto Moreira Salles

De 15 de abril a julho de 2011 Galeria do Unibanco Arteplex Botafogo Praia de Botafogo, 316 – Botafogo Rio de Janeiro – RJ Horário de visitação: das 13h30 às 22h Telefone: (21) 2559-8750

Foto: José Medeiro/Acervo Instituto Moreira Salles

O Futebol no Acervo do Instituto Moreira Salles

O goleiro uruguaio Máspoli e Augusto, jogador da seleção brasileira, se abraçam após a derrota brasileira na Copa de 1950.

Não muito distante da Galeria do Instituto Moreira Salles, em Botafogo, num restaurante do Leme, um menino napolitano ainda se recorda do tempo em que queria ser jogador de futebol, mas que terminou mesmo foi no ramo gastronômico. Há menos de um ano, Michellangelo Simonelli abriu o seu restaurante, deulhe o nome de Pasta e Pallone (bola de futebol), e exibe orgulhoso, em volta das paredes do salão, pôsteres imensos que exaltam os títulos mundiais das seleções de futebol do Brasil e de sua pátria. Simonelli não deu para jogador de futebol, mas no setor gastronômico anda jogando um bolão. Sua casa no Leme está sendo considerada por especialistas como uma das mais conceituadas, pela variedade dos pratos, serviço atencioso e preço bastante acessível. E o começo de tudo são as agradáveis bruschettas oferecidas, de entrada,

Foto: Márcio Valença

Pasta e Pallone. As Copas do Brasil e Itália

como a caprese, feita de tomate, manjericão e mussarela de búfala, de ótima qualidade – todos com ingredientes bem frescos. Na hora do prato principal, é difícil escolher entre as quase 40 opções de massa, todas produzidas no próprio restaurante. O mais solicitado, no entanto, neste pouco tempo de vida do Pasta é o spaghetti allá pescatora (foto), entremeado de lula, camarão, vôngole e mexilhão. É comer e sair ‘correndo pra galera’, esperando os aplausos... no caso, para agradecer ao destino

por ter mudado o rumo de vida de Michellangelo. Pasta e Pallone: Avenida Princesa Isabel, 82/A – Copacabana, Rio de Janeiro. Telefone: 2543-7157. TN Petróleo 77

157

feiras e congressos

Junho

7 a 9 – Canadá Gas & Oil Expo & Conference North America Local: Calgary, Alberta Tel.: +1 (403) 209-3555 Fax: +1 (403) 245-8649 ryanmurray@dmgevents.com www.gasandoilexpo.com 7 a 9 – Nigéria Nigeria Oil & Gas Technology 2011 Local: Victoria Island Tel.: +44 20 7978-0000 CWCConferences@thecwcgroup.com www.cwcnogtech.com 7 a 9 – Alemanha NGV 2011 Local: Berlim Tel.: +54 11 4300-6137 info@ngv2011berlin.com www.ngv2011berlin.com 7 a 10 – Azerbaijão Caspian International Oil & Gas Exhibition & Conference 2011 Local: Baku Tel.: 0044 207 596-5091 Fax: 0044 207 596-5008 me.coombes@ite-exhibitions.com www.caspianoil-gas.com/2010/index.html 8 a 9 – China GAP & Coal Chemicals Conference Local: Pequim Tel.: (00XX336) 07 28 5247 Fax: (00XX331) 56 08 0351 management2011@gap-gasification.com www.gap-gasification.com 14 a 17 – Brasil Brasil Offshore 2011 Local: Macaé, RJ Tel.: 55 11 3060-4868 Fax: 55 11 3060-4953 contato@brasiloffshore.com www.brasiloffshore.com 20 a 22 – Brasil XI Conferência da ANPEI Local: Fortaleza, CE Tel.: 55 11 3842-3553 ou 55 85 3261-1111 anpei2011@ikone.com.br www.anpei.org.br

21 a 24 – Rússia 11th MIOGE 2011 Local: Moscou Tel.: 0044 207 596 5135 Fax: 0044 207 596 5135 trubetskaya@ite-expo.ru www.russianpetroleumcongress.com/2010/ 22 a 23 – Canadá Atlantic Canada Petroleum Show Local: Newfoundland Tel.: +1 (403) 209-3555 Fax: +1 (403) 245-8649 bettyshea@dmgevents.com www.atlanticcanadapetroleumshow.com

Agosto

1º a 3 – Colômbia Hola – Heavy Oil Latin America Congress Local: Bogotá Tel.: (888) 799-2545 Fax: +1 (403) 245-8649 sdcomercial@campetrol.org heavyoillatinamerica.com 15 a 18 – Brasil International Congress of the Brazilian Geophysical Society Local: Rio de Janiero Tel.: 918 497 5500 Fax: 918 497 5557 eventos@sbgf.org.br sys2.sbgf.org.br/congresso/ 17 a 19 – EUA NAPE Conference & Expo Local: Houston, TX Tel.: 972 993 9090 Fax: 972 993 9191 info@nape.com www.nape.com 22 a 24 – China CIPPE 2011 - Shanghai Local: Xangai Tel.: +86 10 5823-6588/5823-6548 Fax: +86 10 5823-6567 cippe@zhenweiexpo.com sh.cippe.com.cn/cippeen/

Setembro

20 a 22 – Brasil Rio Pipeline Conference & Exposition 2011 Local: Rio de Janeiro Tel.: +55 21 2112-9077 Fax: +55 21 2220-1596 congressos@ibp.org.br www.riopipeline.com.br

Outubro

4 a 6 – Brasil OTC Brasil 2011 Local: Rio de Janeiro Tel.: 1 281 491-5908 Fax: 1 281 491-5902 info@otcbrasil.org www.otcbrasil.org 10 a 13 – Argentina Argentina Oil & Gas – AOG 2011 Local: Buenos Aires Tel.: +54 11 4322-5707 Fax: +54 11 4322-0916 aog@uniline.com.ar www.aog.com.ar 24 a 26 – Brasil Vitória Oil & Gas 2011 Local: Vitória, ES Tel.: +55 21 2112-9000 ibp@ibp.org.br www.ibp.org.br 25 a 26 – Brasil Pernanbuco Business 2009 Oil & Gas, Offshore, Shipbuilding Local: Recife Tel.: +55 21 2112-9077 Fax: +55 21 2220-1596 congressos@ibp.org.br www.ibp.org.br

Novembro

7 a 10 – Brasil NNO – Niterói Naval Offshore Local: Niterói, RJ Tel.: (55 21) 2215-3207 maria.jose@nno.com.br www.nno.com.br/ 10 a 12 – Argentina V ExpoGNC 2011 Local: Buenos Aires Tel.: +54 11 4300 6137 info@expognc.com www.expognc.com 28 a 30– Brasil Brazil Onshore 2011 Local: Natal, RN Tel.: (21) 2112-9000 ibp@ibp.org.br www.ibp.org.br

Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 3221-7500 ou webmaster-tn@tnpetroleo.com.br

158

TN Petróleo 77

opinião

de Antônio Ernesto Ferreira Müller, presidente do CE-EPC

EPC

uma via de mão dupla “Nós somos o que repetidamente fazemos. Excelência, assim, não é um ato, mas um hábito.” (Aristóteles)

ão apenas para os fornecedores de bens em geral como também para aqueles que prestam uma infinidade enorme de serviços, nos quais um dos grandes desafios cabe àqueles que vão executar esses empreendimentos, a partir de especificações conceituais ou projetos básicos, para entregá-los em totais condições de operar. Estamos falando dos epecistas, como são chamados os responsáveis pelo EPC (Engineering, Procurement and Construction), que além da tradução simples e direta, abrange engenharia, suprimento, construção e montagem. Os contratos de EPC atribuem ainda ao epecista a responsabilidade, limitada (de acordo com o contrato e preços estabelecidos), de dar garantias de que o empreendimento terá uma vida útil com boa performance. A despeito das controvérsias que há hoje em torno dos contratos de engenharia e construção de obras de grande porte, que se assemelham aos de empreitada global, mas são considerados atípicos devido ao seu arcabouço diferenciado de cláusulas, procedimentos e peculiaridades, a execução do EPC impõe uma série de desafios para todas as partes, desde o cliente final aos subfornecedores do epecista (muitas vezes selecionados de acordo com várias especificações do próprio cliente, o que restringe o leque de opções), passando, é claro, pelo próprio epecista, que vai executar o projeto e entregá-lo pronto para operar. O cenário brasileiro é desafiador para o epecista que tem de atender a uma demanda aquecida do mercado de óleo e gás, devido à grande quantidade

de projetos que visam viabilizar e antecipar a produção comercial de grandes reservas descobertas na última década, assim como propiciar o aumento dessa produção e do processamento final do petróleo e gás, em unidades de refino ou petroquímicos, e também garantir o escoamento e transporte dos hidrocarbonetos, desde o ponto de produção até a entrega do produto final ao consumidor, por meio de dutos, gasodutos e polidutos. De plataformas e navios de apoio à malha de transportes e refinarias, fábricas de fertilizantes e petroquímicas, aliado às obras do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) e às obras de infraestrutura necessária para a viabilização da Copa do Mundo de 2014 e das Olimpíadas de 2016, o Brasil tem hoje um gigantesco canteiro de obras para tocar. E o epecista, um portfólio de projetos para tornar realidade. É nesse contexto que foi criado o Centro de Excelência em EPC (CE-EPC), resultado de estudos realizados no âmbito do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp). A entidade tem como principal objetivo unir e potencializar os esforços das empresas e entidades para desenvolver ações que promovam o incremento da produtividade da indústria brasileira da cadeia de EPC e, consequentemente, aumente a TN Petróleo 77

159

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

O desenvolvimento acelerado que temos vivenciado no setor de energia, em particular no de petróleo e gás, incluindo a indústria naval e offshore, mais além de gerar um volume expressivo de projetos e empreendimentos de grande e, na maioria das vezes, alta complexidade, tem imposto novos desafios para o mercado como um todo.

opinião

participação dela nos grandes projetos do setor, em bases mais competitivas e sustentáveis. O fato de reunir mais de 60 entidades, entre operadoras (como Petrobras, Shell e Statoil/Hydro), fornecedores de bens e serviços, instituições de ensino e pesquisa, e entidades de classe representativas de toda a cadeia produtiva de óleo, gás e indústria naval, reflete a importância dessa missão. Mais ainda: a necessidade de consolidarmos uma nova cultura, respaldada nas melhores práticas tecnológicas e de gestão, para garantir um salto de qualidade e tornar a cadeia de EPC ainda mais eficiente e competitiva, apta a executar projetos de todos os portes nos mercados nacional e internacional. Para que isso ocorra o mais rápido possível, de forma coordenada e que gere resultados, o CE-EPC tem um portfólio de projetos a serem implementados pelos seus associados. No entanto, precisamos ir mais além dessas ações, buscando promover uma reflexão mais aprofundada sobre a atividade do epecista, de forma a assegurarmos um desenvolvimento sustentável desse setor. O fato é que o Brasil tem que entender mais o conceito do EPC, ou seja, saber executar e comprar EPC: executar de maneira competitiva e comprar de forma bem planejada. E isso vale para todos os que compõem essa cadeia produtiva, incluindo aquele que demanda os trabalhos do epecista porque tem um grande projeto de engenharia a implantar. A atribuição do epecista é fazer bem feito o seu trabalho e o do cliente, fazer um bom planejamento e ter um projeto bem claro, além, é claro, de fazer um bom gerenciamento do empreendimento após sua entrega. Parece fácil, mas não é. Quando se contrata uma empresa estrangeira, com preço global e prazo fixo no exterior, não há alterações. A realidade é que os contratos de EPC, como já destacamos, têm suas próprias peculiaridades, sendo bem diferentes dos contratos de empreitada global. Mais além de dar uma série de especificações e do projeto básico (o que já se tornou uma prática brasileira no setor de petróleo), o cliente, recorrentemente, faz grande número de modificações (variations), que vão impactar o empreendimento, tanto em termos de custos como prazos. Planejar e saber executar deve ser a tarefa básica de todos os envolvidos, uma vez que o

próprio EPC precisa ter um planejamento de suas atividades, para cumprir prazos, exigências e ficar dentro dos custos estabelecidos em contrato. Mas, na maioria das vezes, isso não se dá de forma tranquila. Acredito que a evolução desse setor passe também por uma aprendizagem importante, isto é, que é uma via de mão dupla: diz respeito tanto ao cliente como ao epecista, que deve replicar isso para os seus fornecedores e subfornecedores, em todos os níveis de uma empreitada. Essa aprendizagem está na comunicação, no diálogo contínuo entre todas as partes. Como disse, é uma via de mão dupla: contratantes e epecistas devem perseguir este conceito, pois o resultado é o sucesso para todos os envolvidos no projeto que está sendo implantado. O contratante do EPC tem todo o direito de acompanhar o empreendimento, mas, para modificar, intervir, deve conversar com o epecista. E este deve se preocupar com os prazos, atuar dentro dos custos previstos e atentar para os mais altos padrões de segurança e qualidade, para ter certeza de que vai entregar um empreendimento pronto para operar, com eficácia garantida. O bom epecista deve se preocupar com a vida útil do empreendimento. Há, inclusive, modelos de contrato, no exterior, que entregam ao epecista a operação do empreendimento por um período inicial. Tudo isso confirma o que já defendi como um primeiro passo importante para o desenvolvimento do setor – o diálogo entre as partes. Temos que descobrir qual a melhor maneira de chegar lá, atendendo às demandas do cliente e respeitando aquilo para o que o epecista foi contratado. Em uma via de mão dupla, o interesse das duas partes é que seja um projeto bem sucedido. Que epecista e cliente possam crescer juntos, marcar posição no mercado como bom epecista e bom cliente. Esse é, sem dúvida, o primeiro passo para assegurarmos não somente um bom trabalho, mas a qualificação e maior competitividade dessa cadeia produtiva, com vistas não somente ao mercado brasileiro como também ao exterior. Outros passos são decisivos, mas que prefiro tratar em outro artigo, pois há muito trabalho a fazer. Arregacemos as mangas e vamos em frente!

TN Petróleo no Twitter. Siga-nos em http://twitter.com/tnpetroleo 160

TN Petróleo 77

Aprimore e oriente seu caminho para uma produtividade superior.

Mais que lubrificantes de tecnologia avançada – uma parceria com você para ajudar no aumento da produtividade. Quando você confia em nós, nunca está sozinho. Pois nós não vendemos apenas produtos. Trabalhamos juntos para garantir que você tenha o suporte técnico apropriado. Incluindo programas de suporte analítico executados globalmente por nossos representantes de vendas e engenheiros treinados – tudo para ajudar a reduzir o seu custo total de operação. Portanto, eleve os seus equipamentos marítimos para níveis superiores com os lubrificantes Mobil. Afinal, por que se contentar com um navio que flutua, quando você pode ter um que voa? Visite www.cosan.com.br/mobil para mais informações.