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Revista Brasileira de Tecnologia e Negócios de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis
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EPC: uma via de mão dupla, de Antônio Ernesto Ferreira Müller, presidente do CE-EPC.
Ano XII • mai/jun 2011 • Número 77 • www.tnpetroleo.com.br
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
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entrevista exclusiva
Nelson Leite, presidente da FMc Technologies do Brasil
Ousadia na dose certa
QUÍMIcosEsPECIaL: DEmaNDa POR
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
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TN Petróleo 77 1
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Plataforma Fixa ..................
Unidade Flutuante de Pro-dução, Armazenamento e Transferência (FPSO) .........
Unidade Flutuante de Arma-zenamento e Transferência (FSO) ..................................
Semissubmersível ..............
Unidade Flutuante de Produ-ção com Pernas Tensionadas (TLWP) ................................
Unidade de Manutenção eSegurança (UMS) ................
Unidade de Processamentode Gás Natural .....................
GasodutoOleoduto
Legendas
..............
UNIDADES OFFSHORE NA BACIA DE CAMPOSDenominação Tipo Ínicio da
operaçãoLocalização (campo)
Lâmina d’água (metros)
Produção (barris/dia)
Compressão de gás (m³/dia)
P-55 Semissub 2012 Roncador 1.790 180.000 6 milhões
FPSO Cidade de Anchieta FPSO 2012 Baleia Azul (BES) 800 100.000 2,5 milhões
UMS Cidade de Quissamã
Semissub 2011 Marlim (P-37) – – –
FPSO OSX-1 (OGX) FPSO 2011 Waimea 134 80.000 2,5 milhões
Peregrino (Statoil) Fixa 2011 Peregrino 110 100.000 –
UMS Cidade de Arraial do Cabo
Semissub 2011 Cherne – – –
P-63 FPSO 2011 Papa-Terra 1.200 150.000 1 milhãoP-61 TLWP 2011 Papa-Terra 1.200 150.000 1 milhãoP-56 Semissub 2011 Marlim Sul 1.700 100.000 6 milhõesFrade (Chevron) FPSO 2009 Frade 1.100 100.000 3 milhõesFPSO Cidade de Niterói FPSO 2009 Marlim Leste 1.080 100.000 3,5 milhõesFPSO Cidade Rio das Ostras FPSO 2008 Badejo 95 20.000 –FSO Cidade de Macaé FSO 2007 Marlim Sul/Marlim Leste/
Roncador105 1,8 milhão –
Polvo (BP) FPSO 2007 Polvo 105 1,8 milhão –Polvo (BP) Fixa 2007 Polvo 105 60.000 –P-54 FPSO 2007 Roncador 1.300 180.000 6 milhõesP-53 FPU 2008 Marlim Leste 1.080 190.000 6 milhõesPRA-1 Rebombeio 2007 Marlim Sul 106 750.000 –FPSO Rio de Janeiro FPSO 2007 Espadarte 1.370 100.000 2.5 milhõesP-51 Semissub 2008 Marlim Sul 1.255 180.000 7 milhõesP-52 Semissub 2007 Roncador 1.800 180.000 9 milhõesP-50 FPSO 2006 Albacora Leste 1.750 180.000 6 milhõesUMS Cidade de Armação dos Búzios
Semissub 2006 Enchova – – –
P-48 FPSO 2005 Caratinga 1.040 150.000 6 milhõesP-47 FPSO 2005 Marlim 960 150.000 3 milhõesP-43 FPSO 2005 Barracuda 820 150.000 6 milhõesFPSO Marlin Sul FPSO 2004 Marlim Sul 1.250 100.000 2,3 milhõesFPSO Fluminense (Shell) FPSO 2003 Bijupirá/Salema 870 70.000 8 milhõesFPSO Brasil FPSO 2003 Roncador 1.360 90.000 3 milhõesSS-06 Semissub 2002 Enchova 120 – –P-40 Semissub 2001 Marlim Sul 1.080 150.000 6 milhõesP-38 FSO 2001 Marlim Sul 1.030 – –P-37 FPSO 2000 Marlim 910 150.000 6 milhõesP-35 FPSO 1998 Marlim 850 100.000 3 milhõesP-33 FPSO 1998 Marlim 780 50.000 2,5 milhõesP-32 FPSO 1997 Marlim 1.060 150.000 –P-31 FPSO 1998 Albacora 330 100.000 2,9 milhõesP-27 Semissub 1998 Voador 533 65.000 2,2 milhõesP-26 Semissub 1997 Marlim 990 100.000 3 milhõesP-25 Semissub 1996 Albacora 575 100.000 6,5 milhõesP-20 Semissub 1992 Marlim 620 50.000 1,2 milhãoP-19 Semissub 1997 Marlim 770 100.000 3 milhõesP-18 Semissub 1994 Marlim 910 100.000 1,9 milhãoP-15 Semissub 1983 Marimbá/Piraúna 242 40,000 1 milhãoP-12 Semissub 1984 Badejo/Linguado/Trilha 103 35.000 900.000P-09 Semissub 1983 Congro/Corvina/Malhado 230 38.000 550.000P-08 Semissub 1993 Marimbá 423 60.000 1,6 milhãoP-07 Semissub 1988 Bicudo/Enchova Oeste 209 56.000 900.000PCE-1 Fixa 1988 Enchova/Bonito 116 60.000 1,1 milhãoPCH-1 Fixa 1984 Anequim/Bagre/
Cherne/Parat117 44.000 1,9 milhão
PCH-2 Fixa 1983 Congro/Cherne/Malhado 142 48.000 2 milhõesPCP-1 Fixa 1988 Carapeba 82 – –PCP-2 Fixa 1988 Carapeba 83 – –PCP-3 Fixa 1988 Carapeba 82 – –PGP-1 Fixa 1979 Garoupa/Garoupinha/
Viola120 120.000 650.000
PNA-1 Fixa 1983 Congro/Namorado 145 40.000 3 milhõesPNA-2 Fixa 1984 Namorado 170 60.000 400.000
PPG-1A Fixa 1988 Pargo 101 190.000 700.000PPM-1 Fixa 1984 Pampo 115 80.000 2,1 milhõesPVM-1 Fixa 1988 Vermelho 80 – –PVM-2 Fixa 1988 Vermelho 80 – –PVM-3 Fixa 1988 Vermelho 80 – –
Bacia de Campos Números de janeiro/2011Produção média de petróleo e LGN (média de março de 2011) ...................................1.710.800 barris/diaProdução média de gás natural(média de março de 2011) .............................. 23,852 milhões de m³Produção total em barris equivalentes(média de dezembro de 2010) ..................................... 1.781.361 boedNúmero de poços produtores ...........................................................591Número de poços injetores .............................................................. 184Reserva provada total ................................................... 9,7 bilhões boePlataformas fixas ...................................................................................14
Plataformas flutuantes ........................................................................ 39Plataformas em construção ................................................................. 6 Sondas de perfuração ......................48 (4 próprias e 44 afretadas)Manifolds ................................................................................................ 69Monoboias ................................................................................................. 1Dutos submarinos .....................................................................5 mil kmÁreas de concessão pela ANP ............................................ 9.365 km²Área total ............................................................................... 100 mil km²Frota de barcos de apoio ..................................................................267Frota de helicópteros .......................................................42 aeronavesPassageiros transportados/mês (média) ................................. 50 milTrabalhadores (empregados e terceirizados) ........ cerca de 66 mil
Barcos de apoio em operação no Brasil
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.
Grau API no petróleo offshore Albacora Leste .................................................................................. 20,0Albacora P-31 .....................................................................................28,3Barracuda P-43 .................................................................................24,9Bijupirá/Salema FPSO Fluminense...............................................28,0Caratinga P-48 ...................................................................................22,4Espadarte .............................................................................................27,1Espadarte FPSO Cidade do Rio de Janeiro ............................... 20,5Espirito Santo .....................................................................................24,8Golfinho FPSO Capixaba (*) ........................................................... 41,0Golfinho FPSO Cidade de Vitória ...................................................27,6Jubarte(**) ......................................................................................... 16,8Marlim Leste Jabuti (FPSO Cidade de Niterói) ............................28,1
Marlim Leste P-53............................................................................. 21,5Marlim P-32 .........................................................................................19,6Marlim P-33 .........................................................................................19,9Marlim P-35 ....................................................................................... 20,0Marlim P-37 ....................................................................................... 22,8Marlim P-47 .........................................................................................19,6Marlim Sul FPSO Marlim Sul ..........................................................23,0Marlim Sul P-38..................................................................................23,1Roncador FPSO Brasil .....................................................................27,0Roncador P-52...................................................................................28,3Roncador P-54 .................................................................................. 18,0Siri FPSO Cidade de Rio das Ostras ............................................. 12,3
Obs.: Quanto maior o grau do API, mais leve e melhor é o óleo 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).
Porto de Imbetiba, Macaé Área .................................... 55.000 m²
Cais do Porto3 piers .....................................6 berçosComprimento ............................... 90 mLargura ..........................................15 mCalado máximo .............................. 8 mDeadweight máximo ...........5.000 tonAtracações ............................ 440/mês
Capacidade de estocagemágua: 6.000 m³; óleo: 4.620 m³; granéis: 33.000 m³
NAVEGANTES
ITANHAÉM
SANTOS
ITAJAÍ
JACAREPAGUÁ
CABO FRIO
MACAÉ
SÃO TOMÉ
VITÓRIA
CPVV
SAMARCO – UBU
PORTO DO RIOITAGUAÍ
Aeroportos Portos (apoio offshore)
VITÓRIASÃO TOMÉMACAÉCABO FRIOJACAREPAGUÁITAGUAÍ (2016)SANTOS (2015)ITANHAÉMNAVEGANTES
CPVV
SAMARCO – UBU (2014)
MACAÉ
PORTO DO RIO
ITAGUAÍ (2016)
SANTOS (2015)
ITAJAÍ
Garoupa ....................................................... 142Enchova ....................................................... 114Pampo .......................................................... 114Roncador .................................................... 200Albacora Leste ............................................198Marlim Leste .............................................. 145Marlim Sul .................................................. 182Tupi ..............................................................320
Distâncias médias entre a costa (Macaé) e os principais campos em produção (km)
BACIA DE CAMPOS
Bacia de Santos
Bacia do Espírito Santo
Tipo Bandeira AHTS PSV RSV Mini Supply LH UT Crew Boat OSRV WSV PLSVBrasileira 16 58 4 10 23 8 6 7 0 0Estrangeira 36 48 6 5 14 5 8 0 4 9TOTAL 52 96 10 15 37 13 14 7 4 9
Atividades de perfuração da OGX na Bacia de CamposAtivo Bloco Prospecto Sonda Distância da costa LDA PerfurandoOGX-39HP BM-C-41 Pipeline Horiz. Ocean Star 77 km 128m desde 25/03/2011OGX-42D BM-C-41 Pipeline-3D Pride Venezuela 78 km 120m desde 12/04/2011OGX-43D BM-C-41 Illimani-1D Ocean Ambassador 80 km 140m desde 17/04/2011OGX-44HP BM-C-41 Waikiki Ocean Lexington 90 km 110m desde 29/04/2011OGX-45D BM-C-41 Waikiki-3D Sea Explorer 96 km 109m desde 04/05/2011
Maiores poços produtores (BOE)Posição Campo Poço* Prod. boe/d
1 Marlim Leste 7MLL54HPRJS 30.4292 Cachalote 7CHT7HPESS 29.4953 Jubarte 6BRSA639ESS 28.2354 Cachalote 7CHT5HAESS 27.0565 Marlim Sul 7MLS63HPARJS 25.4156 Marlim Leste 7MLL50HRJS 25.0137 Cachalote 7CHT9HESS 24.7638 Marlim Leste 6BRSA817RJS 24.6829 Barracuda/
Caratinga6BRSA806RJS 24.528
10 Marlim Leste 7MLL10HPRJS 22.74211 Jubarte 7JUB14HAESS 21.56212 Marlim Sul 7MLS113HARJS 20.04013 Jubarte 7JUB13HPESS 19.66114 Lula 9BRSA716RJS** 18.93115 Albacora/
Albacora Leste7ABL71HPRJS 18.893
16 Marlim Sul 7MLS99HPRJS 18.36017 Roncador 7RO46HPRJS 18.06418 Roncador 7RO41DRJS 17.98319 Roncador 7RO86HPRJS 17.03520 Ostra 7OST2HESS*** 17.022
* Nome do poço pela ANP** Localizado na Bacia de Santos *** Poços operados pela Shell
Fonte: ANP/SDP/SIGEP, maio, 2011
Dez maiores produtores de petróleo e gás no BrasilPosição Concessionário Petróleo (bbl/d) Gás Natural (Mm³/d) Produção (boe/d)
1 Petrobras 1.919.231 59.560,89 2.293.8692 Chevron Frade 71.322 841,79 76.6173 Shell 60.378 621,38 64.2864 Shell Brasil 23.858 352,70 26.0775 BP 3.294 9,02 3.3506 Sonangol Starfish 1.269 15,10 1.3647 Petrosynergy 626 13,02 7088 Alvorada 554 9,05 6119 UTC Engenharia 384 3,59 406
10 UP Petróleo Brasil 324 4,82 355Fonte: ANP/SDP/SIGEP, março, 2011
0 9,5 19 km
PN 2010-2014
APOIO LOGÍSTICO
GASDUC IIIDiâmetro: 38”Extensão: 183 kmVazão: 40 milhões m³/d
GASCAVDiâmetro: 28”Extensão: 300 kmVazão: 20 milhões m³/d
GASDUC IIDiâmetro: 20”Extensão: 182 kmVazão: 18 milhões m³/d
OSDUC II (GLP)Diâmetro: 10”Extensão: 180 kmVazão: 7 milhões m³/d
OSDUC IV (LGN)Diâmetro: 16”Extensão: 183 kmVazão: 15 milhões m³/d
CABIÚNASCapacidade: 15 milhões m³/dObs.: considerado o maior pólo processador de gás natural do Brasil
População (2010) ............................. 207 mil Área ........................................1.216,845 km² Densidade demográfica ........169,89 hab/km² Empresas instaladas ........................... 5,3 mil Trabalhadores ativos .......................... 110 milSalário médio mensal ....................R$ 4,5 mil
Fonte: IBGE, junho de 2011
Marlim Sul
Rio de Janeiro
Oceano Atlântico
Marlim Leste
Marlim
Voador
MoreiaPargo
Viola
Carapeba
Garoupinha
Garoupa
Parati
AnequimBagre
Cherne
Malhado
CongroCorvina
Salema
BijupiráMarimbá
Espadarte
PiraúnaEnchova
Enchova Oeste
Bonito
Bicudo
Pampo
Linguado
1-RJS-485
Polvo
Peregrino
Maromba
Waimea
BM-S-44Petrobras
BM-C-42OGX
BM-C-41OGX
BM-C-40OGX
BM-C-39OGX
BM-C-38Maersk Oil
BM-C-37Maersk Oil
BM-C-47Statoil
BM-C-45Starfish
BM-C-43OGX BM-C-46
Starfish
BM-C-44Petrobras
BM-C-35Petrobras
BM-C-36Petrobras
BM-C-36Petrobras
BM-C-28Petrobras
BM-C-29Anadarko
BM-C-30Anadarko
BM-C-32BP
FPSO Capixaba
FPSO Espírito Santo
FPSO Cidade de Anchieta
P-57
P-34
FPSO Frade
P-54
P-50
FPSO Brasil
P-31FPSO Cidade de Macaé
PRA-1PPG-1
PGP-1
PVM-2
PCP-2PCP-1
PNA-2
PCH-2
PPM-1
Polvo
Peregrino
FPSOPolvo
FPSOOSX-1
P-63 TLWP P-61
P-09P-40
FPSO Marlim Sul
FPSO Cidade de Niterói
P-37
P-35
P-47
P-32 P-33
P-08
P-51 P-56
P-19P-20
P-27P-18
P-26
P-07
P-12
P-15SS-06
FPSO Fluminense
P-43
P-38
P-48
P-53
FPSO Rio de Janeiro
FPSO Rio das Ostras
PCH-1
UMS Cidade de Arraial do Cabo UMS Cidade
de Quissamã
UMS Cidade Armação de Búzios
PNA-1
PCP-3
PVM-3
P-52
P-55
P-25
BM-C-31Petrobras
BM-C-26Petrobras
BM-C-27Petrobras
BM-C-27Petrobras
Barra do Furado
Gasoduto de 12” (extensão 95 km)
Gasoduto de 20” (extensão 87 km; vazão 4,7 milhões m3 por dia)
Oleoduto de 22” (extensão 84 km; vazão 17 mil m3 por dia)
Gasoduto de 12” (extensão 84 km; vazão 2,2 milhões m3 por dia)
Gasoduto de 18” (extensão: 113 km;
vazão nominal: 4,25 milhões m3 por dia)
Oleoduto de 24” (extensão 82 km; vazão nominal:22,8 mil m3 por dia)
Campos
Lagoa Feia
GASENE
GASCAV
GASCAB 1
OCAB 1
OSDUC IV
OSDUC II
GASDUC IIIGASDUC II
Macaé
Rio das Ostras
Armação de Búzios
Alcalis
Cabo Frio
Arraial do Cabo
Quissamã
Cabiúnas
Carapebus
BM-C-25Petrobras
BM-C-34BP
BM-C-33Repsol YPF
BM-C-14Petrobras
Papa-Terra
Carataí
Carapicu
Xerelete
Badejo
Namorado
Vermelho
Albacora
Albacora Leste
Roncador
Frade
1-RJS-511
Catuá
Abalone
Ostra
Pirambu
Baleia Azul
Baleia Franca
Baleia Anã
Caxaréu
Mangangá
Nautilus
Jubarte
CachaloteArgonauta
Caratinga
Barracuda
Encarte Especial Revista TN Petróleo nº 77 Mais de 85% de óleo e gás no Brasil, 37 anos de desafios e US$ 75 bilhões no PN 2010-2014
Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis
Infraestrutura e LogísticaFonte: MME, ANP, IBGE, IBP, Petrobras, Transpetro, BP, Shell, OGX, Statoil, Starfish, Mäersk Oil, Repsol YPF, Abeam, Google
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Plataforma Fixa ..................
Unidade Flutuante de Pro-dução, Armazenamento e Transferência (FPSO) .........
Unidade Flutuante de Arma-zenamento e Transferência (FSO) ..................................
Semissubmersível ..............
Unidade Flutuante de Produ-ção com Pernas Tensionadas (TLWP) ................................
Unidade de Manutenção eSegurança (UMS) ................
Unidade de Processamentode Gás Natural .....................
GasodutoOleoduto
Legendas
..............
UNIDADES OFFSHORE NA BACIA DE CAMPOSDenominação Tipo Ínicio da
operaçãoLocalização (campo)
Lâmina d’água (metros)
Produção (barris/dia)
Compressão de gás (m³/dia)
P-55 Semissub 2012 Roncador 1.790 180.000 6 milhões
FPSO Cidade de Anchieta FPSO 2012 Baleia Azul (BES) 800 100.000 2,5 milhões
UMS Cidade de Quissamã
Semissub 2011 Marlim (P-37) – – –
FPSO OSX-1 (OGX) FPSO 2011 Waimea 134 80.000 2,5 milhões
Peregrino (Statoil) Fixa 2011 Peregrino 110 100.000 –
UMS Cidade de Arraial do Cabo
Semissub 2011 Cherne – – –
P-63 FPSO 2011 Papa-Terra 1.200 150.000 1 milhãoP-61 TLWP 2011 Papa-Terra 1.200 150.000 1 milhãoP-56 Semissub 2011 Marlim Sul 1.700 100.000 6 milhõesFrade (Chevron) FPSO 2009 Frade 1.100 100.000 3 milhõesFPSO Cidade de Niterói FPSO 2009 Marlim Leste 1.080 100.000 3,5 milhõesFPSO Cidade Rio das Ostras FPSO 2008 Badejo 95 20.000 –FSO Cidade de Macaé FSO 2007 Marlim Sul/Marlim Leste/
Roncador105 1,8 milhão –
Polvo (BP) FPSO 2007 Polvo 105 1,8 milhão –Polvo (BP) Fixa 2007 Polvo 105 60.000 –P-54 FPSO 2007 Roncador 1.300 180.000 6 milhõesP-53 FPU 2008 Marlim Leste 1.080 190.000 6 milhõesPRA-1 Rebombeio 2007 Marlim Sul 106 750.000 –FPSO Rio de Janeiro FPSO 2007 Espadarte 1.370 100.000 2.5 milhõesP-51 Semissub 2008 Marlim Sul 1.255 180.000 7 milhõesP-52 Semissub 2007 Roncador 1.800 180.000 9 milhõesP-50 FPSO 2006 Albacora Leste 1.750 180.000 6 milhõesUMS Cidade de Armação dos Búzios
Semissub 2006 Enchova – – –
P-48 FPSO 2005 Caratinga 1.040 150.000 6 milhõesP-47 FPSO 2005 Marlim 960 150.000 3 milhõesP-43 FPSO 2005 Barracuda 820 150.000 6 milhõesFPSO Marlin Sul FPSO 2004 Marlim Sul 1.250 100.000 2,3 milhõesFPSO Fluminense (Shell) FPSO 2003 Bijupirá/Salema 870 70.000 8 milhõesFPSO Brasil FPSO 2003 Roncador 1.360 90.000 3 milhõesSS-06 Semissub 2002 Enchova 120 – –P-40 Semissub 2001 Marlim Sul 1.080 150.000 6 milhõesP-38 FSO 2001 Marlim Sul 1.030 – –P-37 FPSO 2000 Marlim 910 150.000 6 milhõesP-35 FPSO 1998 Marlim 850 100.000 3 milhõesP-33 FPSO 1998 Marlim 780 50.000 2,5 milhõesP-32 FPSO 1997 Marlim 1.060 150.000 –P-31 FPSO 1998 Albacora 330 100.000 2,9 milhõesP-27 Semissub 1998 Voador 533 65.000 2,2 milhõesP-26 Semissub 1997 Marlim 990 100.000 3 milhõesP-25 Semissub 1996 Albacora 575 100.000 6,5 milhõesP-20 Semissub 1992 Marlim 620 50.000 1,2 milhãoP-19 Semissub 1997 Marlim 770 100.000 3 milhõesP-18 Semissub 1994 Marlim 910 100.000 1,9 milhãoP-15 Semissub 1983 Marimbá/Piraúna 242 40,000 1 milhãoP-12 Semissub 1984 Badejo/Linguado/Trilha 103 35.000 900.000P-09 Semissub 1983 Congro/Corvina/Malhado 230 38.000 550.000P-08 Semissub 1993 Marimbá 423 60.000 1,6 milhãoP-07 Semissub 1988 Bicudo/Enchova Oeste 209 56.000 900.000PCE-1 Fixa 1988 Enchova/Bonito 116 60.000 1,1 milhãoPCH-1 Fixa 1984 Anequim/Bagre/
Cherne/Parat117 44.000 1,9 milhão
PCH-2 Fixa 1983 Congro/Cherne/Malhado 142 48.000 2 milhõesPCP-1 Fixa 1988 Carapeba 82 – –PCP-2 Fixa 1988 Carapeba 83 – –PCP-3 Fixa 1988 Carapeba 82 – –PGP-1 Fixa 1979 Garoupa/Garoupinha/
Viola120 120.000 650.000
PNA-1 Fixa 1983 Congro/Namorado 145 40.000 3 milhõesPNA-2 Fixa 1984 Namorado 170 60.000 400.000
PPG-1A Fixa 1988 Pargo 101 190.000 700.000PPM-1 Fixa 1984 Pampo 115 80.000 2,1 milhõesPVM-1 Fixa 1988 Vermelho 80 – –PVM-2 Fixa 1988 Vermelho 80 – –PVM-3 Fixa 1988 Vermelho 80 – –
Bacia de Campos Números de janeiro/2011Produção média de petróleo e LGN (média de março de 2011) ...................................1.710.800 barris/diaProdução média de gás natural(média de março de 2011) .............................. 23,852 milhões de m³Produção total em barris equivalentes(média de dezembro de 2010) ..................................... 1.781.361 boedNúmero de poços produtores ...........................................................591Número de poços injetores .............................................................. 184Reserva provada total ................................................... 9,7 bilhões boePlataformas fixas ...................................................................................14
Plataformas flutuantes ........................................................................ 39Plataformas em construção ................................................................. 6 Sondas de perfuração ......................48 (4 próprias e 44 afretadas)Manifolds ................................................................................................ 69Monoboias ................................................................................................. 1Dutos submarinos .....................................................................5 mil kmÁreas de concessão pela ANP ............................................ 9.365 km²Área total ............................................................................... 100 mil km²Frota de barcos de apoio ..................................................................267Frota de helicópteros .......................................................42 aeronavesPassageiros transportados/mês (média) ................................. 50 milTrabalhadores (empregados e terceirizados) ........ cerca de 66 mil
Barcos de apoio em operação no Brasil
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.
Grau API no petróleo offshore Albacora Leste .................................................................................. 20,0Albacora P-31 .....................................................................................28,3Barracuda P-43 .................................................................................24,9Bijupirá/Salema FPSO Fluminense...............................................28,0Caratinga P-48 ...................................................................................22,4Espadarte .............................................................................................27,1Espadarte FPSO Cidade do Rio de Janeiro ............................... 20,5Espirito Santo .....................................................................................24,8Golfinho FPSO Capixaba (*) ........................................................... 41,0Golfinho FPSO Cidade de Vitória ...................................................27,6Jubarte(**) ......................................................................................... 16,8Marlim Leste Jabuti (FPSO Cidade de Niterói) ............................28,1
Marlim Leste P-53............................................................................. 21,5Marlim P-32 .........................................................................................19,6Marlim P-33 .........................................................................................19,9Marlim P-35 ....................................................................................... 20,0Marlim P-37 ....................................................................................... 22,8Marlim P-47 .........................................................................................19,6Marlim Sul FPSO Marlim Sul ..........................................................23,0Marlim Sul P-38..................................................................................23,1Roncador FPSO Brasil .....................................................................27,0Roncador P-52...................................................................................28,3Roncador P-54 .................................................................................. 18,0Siri FPSO Cidade de Rio das Ostras ............................................. 12,3
Obs.: Quanto maior o grau do API, mais leve e melhor é o óleo 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).
Porto de Imbetiba, Macaé Área .................................... 55.000 m²
Cais do Porto3 piers .....................................6 berçosComprimento ............................... 90 mLargura ..........................................15 mCalado máximo .............................. 8 mDeadweight máximo ...........5.000 tonAtracações ............................ 440/mês
Capacidade de estocagemágua: 6.000 m³; óleo: 4.620 m³; granéis: 33.000 m³
NAVEGANTES
ITANHAÉM
SANTOS
ITAJAÍ
JACAREPAGUÁ
CABO FRIO
MACAÉ
SÃO TOMÉ
VITÓRIA
CPVV
SAMARCO – UBU
PORTO DO RIOITAGUAÍ
Aeroportos Portos (apoio offshore)
VITÓRIASÃO TOMÉMACAÉCABO FRIOJACAREPAGUÁITAGUAÍ (2016)SANTOS (2015)ITANHAÉMNAVEGANTES
CPVV
SAMARCO – UBU (2014)
MACAÉ
PORTO DO RIO
ITAGUAÍ (2016)
SANTOS (2015)
ITAJAÍ
Garoupa ....................................................... 142Enchova ....................................................... 114Pampo .......................................................... 114Roncador .................................................... 200Albacora Leste ............................................198Marlim Leste .............................................. 145Marlim Sul .................................................. 182Tupi ..............................................................320
Distâncias médias entre a costa (Macaé) e os principais campos em produção (km)
BACIA DE CAMPOS
Bacia de Santos
Bacia do Espírito Santo
Tipo Bandeira AHTS PSV RSV Mini Supply LH UT Crew Boat OSRV WSV PLSVBrasileira 16 58 4 10 23 8 6 7 0 0Estrangeira 36 48 6 5 14 5 8 0 4 9TOTAL 52 96 10 15 37 13 14 7 4 9
Atividades de perfuração da OGX na Bacia de CamposAtivo Bloco Prospecto Sonda Distância da costa LDA PerfurandoOGX-39HP BM-C-41 Pipeline Horiz. Ocean Star 77 km 128m desde 25/03/2011OGX-42D BM-C-41 Pipeline-3D Pride Venezuela 78 km 120m desde 12/04/2011OGX-43D BM-C-41 Illimani-1D Ocean Ambassador 80 km 140m desde 17/04/2011OGX-44HP BM-C-41 Waikiki Ocean Lexington 90 km 110m desde 29/04/2011OGX-45D BM-C-41 Waikiki-3D Sea Explorer 96 km 109m desde 04/05/2011
Maiores poços produtores (BOE)Posição Campo Poço* Prod. boe/d
1 Marlim Leste 7MLL54HPRJS 30.4292 Cachalote 7CHT7HPESS 29.4953 Jubarte 6BRSA639ESS 28.2354 Cachalote 7CHT5HAESS 27.0565 Marlim Sul 7MLS63HPARJS 25.4156 Marlim Leste 7MLL50HRJS 25.0137 Cachalote 7CHT9HESS 24.7638 Marlim Leste 6BRSA817RJS 24.6829 Barracuda/
Caratinga6BRSA806RJS 24.528
10 Marlim Leste 7MLL10HPRJS 22.74211 Jubarte 7JUB14HAESS 21.56212 Marlim Sul 7MLS113HARJS 20.04013 Jubarte 7JUB13HPESS 19.66114 Lula 9BRSA716RJS** 18.93115 Albacora/
Albacora Leste7ABL71HPRJS 18.893
16 Marlim Sul 7MLS99HPRJS 18.36017 Roncador 7RO46HPRJS 18.06418 Roncador 7RO41DRJS 17.98319 Roncador 7RO86HPRJS 17.03520 Ostra 7OST2HESS*** 17.022
* Nome do poço pela ANP** Localizado na Bacia de Santos *** Poços operados pela Shell
Fonte: ANP/SDP/SIGEP, maio, 2011
Dez maiores produtores de petróleo e gás no BrasilPosição Concessionário Petróleo (bbl/d) Gás Natural (Mm³/d) Produção (boe/d)
1 Petrobras 1.919.231 59.560,89 2.293.8692 Chevron Frade 71.322 841,79 76.6173 Shell 60.378 621,38 64.2864 Shell Brasil 23.858 352,70 26.0775 BP 3.294 9,02 3.3506 Sonangol Starfish 1.269 15,10 1.3647 Petrosynergy 626 13,02 7088 Alvorada 554 9,05 6119 UTC Engenharia 384 3,59 406
10 UP Petróleo Brasil 324 4,82 355Fonte: ANP/SDP/SIGEP, março, 2011
0 9,5 19 km
PN 2010-2014
APOIO LOGÍSTICO
GASDUC IIIDiâmetro: 38”Extensão: 183 kmVazão: 40 milhões m³/d
GASCAVDiâmetro: 28”Extensão: 300 kmVazão: 20 milhões m³/d
GASDUC IIDiâmetro: 20”Extensão: 182 kmVazão: 18 milhões m³/d
OSDUC II (GLP)Diâmetro: 10”Extensão: 180 kmVazão: 7 milhões m³/d
OSDUC IV (LGN)Diâmetro: 16”Extensão: 183 kmVazão: 15 milhões m³/d
CABIÚNASCapacidade: 15 milhões m³/dObs.: considerado o maior pólo processador de gás natural do Brasil
População (2010) ............................. 207 mil Área ........................................1.216,845 km² Densidade demográfica ........169,89 hab/km² Empresas instaladas ........................... 5,3 mil Trabalhadores ativos .......................... 110 milSalário médio mensal ....................R$ 4,5 mil
Fonte: IBGE, junho de 2011
Marlim Sul
Rio de Janeiro
Oceano Atlântico
Marlim Leste
Marlim
Voador
MoreiaPargo
Viola
Carapeba
Garoupinha
Garoupa
Parati
AnequimBagre
Cherne
Malhado
CongroCorvina
Salema
BijupiráMarimbá
Espadarte
PiraúnaEnchova
Enchova Oeste
Bonito
Bicudo
Pampo
Linguado
1-RJS-485
Polvo
Peregrino
Maromba
Waimea
BM-S-44Petrobras
BM-C-42OGX
BM-C-41OGX
BM-C-40OGX
BM-C-39OGX
BM-C-38Maersk Oil
BM-C-37Maersk Oil
BM-C-47Statoil
BM-C-45Starfish
BM-C-43OGX BM-C-46
Starfish
BM-C-44Petrobras
BM-C-35Petrobras
BM-C-36Petrobras
BM-C-36Petrobras
BM-C-28Petrobras
BM-C-29Anadarko
BM-C-30Anadarko
BM-C-32BP
FPSO Capixaba
FPSO Espírito Santo
FPSO Cidade de Anchieta
P-57
P-34
FPSO Frade
P-54
P-50
FPSO Brasil
P-31FPSO Cidade de Macaé
PRA-1PPG-1
PGP-1
PVM-2
PCP-2PCP-1
PNA-2
PCH-2
PPM-1
Polvo
Peregrino
FPSOPolvo
FPSOOSX-1
P-63 TLWP P-61
P-09P-40
FPSO Marlim Sul
FPSO Cidade de Niterói
P-37
P-35
P-47
P-32 P-33
P-08
P-51 P-56
P-19P-20
P-27P-18
P-26
P-07
P-12
P-15SS-06
FPSO Fluminense
P-43
P-38
P-48
P-53
FPSO Rio de Janeiro
FPSO Rio das Ostras
PCH-1
UMS Cidade de Arraial do Cabo UMS Cidade
de Quissamã
UMS Cidade Armação de Búzios
PNA-1
PCP-3
PVM-3
P-52
P-55
P-25
BM-C-31Petrobras
BM-C-26Petrobras
BM-C-27Petrobras
BM-C-27Petrobras
Barra do Furado
Gasoduto de 12” (extensão 95 km)
Gasoduto de 20” (extensão 87 km; vazão 4,7 milhões m3 por dia)
Oleoduto de 22” (extensão 84 km; vazão 17 mil m3 por dia)
Gasoduto de 12” (extensão 84 km; vazão 2,2 milhões m3 por dia)
Gasoduto de 18” (extensão: 113 km;
vazão nominal: 4,25 milhões m3 por dia)
Oleoduto de 24” (extensão 82 km; vazão nominal:22,8 mil m3 por dia)
Campos
Lagoa Feia
GASENE
GASCAV
GASCAB 1
OCAB 1
OSDUC IV
OSDUC II
GASDUC IIIGASDUC II
Macaé
Rio das Ostras
Armação de Búzios
Alcalis
Cabo Frio
Arraial do Cabo
Quissamã
Cabiúnas
Carapebus
BM-C-25Petrobras
BM-C-34BP
BM-C-33Repsol YPF
BM-C-14Petrobras
Papa-Terra
Carataí
Carapicu
Xerelete
Badejo
Namorado
Vermelho
Albacora
Albacora Leste
Roncador
Frade
1-RJS-511
Catuá
Abalone
Ostra
Pirambu
Baleia Azul
Baleia Franca
Baleia Anã
Caxaréu
Mangangá
Nautilus
Jubarte
CachaloteArgonauta
Caratinga
Barracuda
Encarte Especial Revista TN Petróleo nº 77 Mais de 85% de óleo e gás no Brasil, 37 anos de desafios e US$ 75 bilhões no PN 2010-2014
Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis
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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.
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sumário edição nº 77 mai/jun 2011
Entrevista exclusiva
Dutos terrestres
Especial: Indústria química
36 Pacto nacional pela química38 Química para o petróleo40 Química para um mundo melhor
62 Petrobras: no reinado do pré-sal66 Mercado brasileiro prospecta bons negócios74 Um brinde aos negócios
com Nelson Leite, presidente da FMC Technologies do Brasil
Ousadia na dose certa
Plataforma de serviço para a Bacia de Campos
Inovação no setor de açúcar e etanol
BP volta a operar no Brasil
Demanda por químicos de E&P irá dobrar nos próximos anos
Fazendo o dever de casa
A maior edição dos últimos 29 anos
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Eventos: Cobertura especial OTC 2011
Liderança em Classificação e Certificação Offshoree-mail: [email protected] Tel: + 55 21 2276-3535
CONSELHO EDITORIAL
Affonso Vianna Junior
Alexandre Castanhola Gurgel
André Gustavo Garcia Goulart
Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira
Bruno Musso
Colin Foster
David Zylbersztajn
Eduardo Mezzalira
Eraldo Montenegro
Flávio Franceschetti
Francisco Sedeño
Gary A. Logsdon
Geor Thomas Erhart
Gilberto Israel
Ivan Leão
Jean-Paul Terra Prates
João Carlos S. Pacheco
João Luiz de Deus Fernandes
José Fantine
Josué Rocha
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
Prévia Brasil Offshore 2011
81 Bacia de Campos, hoje
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?, 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
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
93 Congresso Brasileiro de CO2: na frente, mais uma vez
94 Rio Gas Forum 2011: Rio sedia fórum sobre gás
98 AEC Media Summit 2011: modelando informações para grandes projetos
9 editorial 14 hot news 18 indicadores 62 eventos 100 perfil profissional 103 caderno de sustentabilidade
114 pessoas 117 produtos e serviços 154 fino gosto 156 coffee break 158 feiras e congressos 159 opinião
O maior evento da oil town brasileira
artigos
Ano XII • Número 77 • mai/jun 2011Fotos: Agência Petrobras e Basf
seções
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FRAEND
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Rua do Rosário, 99/7º andarCentro – CEP 20041-004
Rio de Janeiro – RJ – BrasilTel/fax: 55 21 3221-7500
DIRETOR EXECUTIVOBenício Biz
DIRETORA DE NOVOS NEGÓCIOSLia Medeiros (21 8241-1133)
EDITORABeatriz Cardoso (21 9617-2360)
EDITOR DE ARTE, CULTURA E VARIEDADES
Orlando Santos (21 9491-5468)
REPÓRTERESCassiano Viana (55 21 9187-7801)
Maria Fernanda Romero (55 21 8867-0837) [email protected]
Rodrigo Miguez (21 9389-9059)[email protected]
RELAÇÕES INTERNACIONAISDagmar Brasilio (21 9361-2876)
DESIGN GRÁFICOBenício Biz (21 3221-7500)
PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTERLaércio Lourenço (21 3221-7506)[email protected]
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REVISÃOSonia Cardoso (21 3502-5659)
DEPARTAMENTO COMERCIALJosé Arteiro (21 9163-4344)
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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, fornecedorese compradores do setor de petróleo.
ENVIO DE RELEASESSugestões de temas ou envio de matérias devem ser feitos via fax: 55 21 3221-7511
ou pelo e-mail [email protected]
Enquanto o mundo ainda se ressen-te da crise deflagrada em 2008, e a economia mundial é apimentada
por escândalos envolvendo o coman-do 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 In-dustrial, da Confe-deração Nacional da Indústria, ficou em 57,5 pontos em maio, o mais baixo dos últimos 20 meses. É bem verdade que va-lores acima de 50 indicam empresários confiantes (abai-xo disso é que há a reversão de expec-tativas). Espera-se que o Plano de Ne-gócios da Petrobras, que até o término dessa edição continuava ‘em revisão’, eleve os ânimos da indústria, que tem sofrido impacto positivo com o alto vo-lume dos investimentos e as premissas de conteúdo nacional.
Mesmo sem o PN, o saldo é posi-tivo, quando se considera o volume de boas novas. A começar pelo lucro líqui-do 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 ga-nhos 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 re-servas totais (provadas, prováveis e pos-síveis) de mais de 35%, tanto para óleo como para gás, anunciado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Bio-combustíveis (ANP), no primeiro trimes-tre desse ano. Índices que dão alento às expectativas da cadeia produtiva de óleo e gás quanto às oportunidades crescen-tes oferecidas por esse setor.
Corroboram para isso o assédio que as empresas brasileiras conti-
nuam a receber nas feiras interna-cionais como a Offshore Technology Conference/OTC 2011, realizada no início de maio, em Houston (EUA), com afluxo de 79 mil visitantes du-rante 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 confir-mado pelo grande fluxo de visitantes no estande da estatal brasileira (mais de quatro mil pessoas) e no Pavilhão Bra-sil. 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 an-teriores. Inclusive da última, em 2009, quando reuniu 636 expositores nacio-nais 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 ce-nários 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 Cres-cimento, 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.
Mais altos que baixos
Filiada à
editorial
Benício BizDiretor executivo da TN Petróleo
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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.brOuvidoria: 0800 770 6272
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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 priva-da que mais investe no Brasil. Atu-almente, a companhia possui nove sondas de perfuração contratadas e mais de cinco mil funcionários pró-prios e a seu serviço.
A OGX encerrou o primeiro tri-mestre com r$ 4,1 bilhões em cai-xa (Us$ 2,5 bilhões), refletindo sua capacidade de gerir de maneira efi-caz os custos, principalmente em um período em que a campanha de perfuração foi intensificada e a es-trutura organizacional reforçada, à medida que se aproxima da fase de produção.
para o diretor geral e de explo-ração 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-
tação das acumulações de Waikiki, pipeline e Illimani (Bacia de Cam-pos) e Fazenda são José (Bacia do parnaíba), visando sobretudo à con-versão de recursos contingentes 3C em recursos 2C e 1C, e futuramente em reservas.
“A OGX se tornou uma compa-nhia mais madura ao fazer a transi-ção para a próxima fase do desen-volvimento, 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 explo-ratória 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 acu-mulação 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 es-pírito 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 du-ração 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, considera-das hoje prioritárias após Waimea”, comentou reinaldo Belotti, diretor de produção da OGX.
A PETROBRAS ASSINOU um acordo com a Jogmec/Japan Oil, Gas and Metals Na-tional Corporation (companhia japonesa de óleo, gás e metais), com o objetivo de ini-ciar 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
um Memorando de Entendimentos para colaboração em atividades de mútuo inte-resse 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 unin-do esforços mútuos se iniciou em 2006, com base em estudos sobre sistemas FPSO (Floating, Production, Storage and Offloa-ding) do tipo monocoluna (casco em forma-to 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 es-tiver tecnicamente validado, será avaliada a oportunidade de se instalar uma fábrica no Brasil.
hot news
Acordo com a japonesa Jogmec para projeto de dutos flexíveis
OGX: a hora de delimitar descobertasInvestimentos da empresa no primeiro trimestre de 2011, que totalizam R$ 679 milhões, abrangem principalmente as ativida-des exploratórias, com foco na delimitação de descobertas.
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A WeG ANUNCIOU em mAIO a assinatura de acordo para a aquisi-ção, pela WeG Tintas, do controle acionário da pulverlux s/A, em-presa 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 distri-buição em Cabo de santo Agostinho (pe), unidades já previstas no orça-mento 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 cola-boradores e área de 10.000 m² em Buenos Aires, a empresa fatura perto de Us$ 7 milhões por ano.
Ao mesmo tempo, a nova fábri-ca de Tintas em mauá (sp) busca, em resposta ao crescimento dos in-
vestimentos na exploração das reservas de pe-tróleo da camada do pré-sal, melho-rar a logística de atendimento na região sudeste, bem como 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 atendi-mento 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.
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 Con-verteam se comprometem a vender suas ações para a GE.
Pierre Bastid e Florent Battistella continuarão tendo uma participação signi-ficativa 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 Con-verteam. 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 com-petir 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.
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 pro-pulsão diesel-elétricos para atender clientes dos setores marítimos e de petróleo.
As operações para a fabricação da Sé-rie 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 per-mitirá 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 par-tir 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 Bio-combustíveis (ANP).
Converteam e GE
Acordo firmado
Caterpillar: geradores e propulsores para o pré-sal
WEG Tintas anuncia aquisição na Argentina e novas unidades no Brasil
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A DIRETORA DE GáS E ENERGIA da Petro-bras, Maria das Graças Foster, é a candidata do Brasil à presidência da International Gas Union (IGU), que reúne as principais entida-
des representativas da indústria de gás de mais de 70 países.
A candidatura da executiva brasileira, para o triênio 2015-2018, apre-sentada 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 subsi-diárias, 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.
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 Ex-ploratórios.
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,
Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Ama-zonas, 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 li-citação está prevista para ocorrer no dia 12 de setembro.
hot news
A todo gás
Finalmente, um novo leilão
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).
PParabenizamos a Petrobras pelo sucesso deste importante empreendimento e agradecemos pela oportunidade de participar deste novo marco para o Brasil.
Primeiro Gás Campo Mexilhão.
O GLOBAL 1200, A mAIs NOvA embarcação de lançamento de dutos e construção submarina da Global Industries, cotada para trabalhos no Bra-sil, 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 simi-lares”, declara Francesco santoro, diretor regional da empresa.
O Global 1200 é um navio de lançamento s-Lay e construção da Glo-bal, muito versátil, podendo operar com ancoragem ou posicionamento dinâmico, em águas rasas e profundas.
Missão cumprida
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Embarcação da Global Industries bate meta de produtividade já em seu primeiro projeto
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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).
PParabenizamos a Petrobras pelo sucesso deste importante empreendimento e agradecemos pela oportunidade de participar deste novo marco para o Brasil.
Primeiro Gás Campo Mexilhão.
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indicadores tn
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 aumen-to foi de 1%.
Além do retorno à produção de plata-formas que se encontravam em manuten-ção, 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.
Lucro recorde e comando mantidoFIM 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 crescimen-to de 42% em relação ao registrado no mesmo período do ano passado. Na com-paração 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,
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 reserva-tórios no pré-sal na Bacia de Santos (Ca-rioca 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).
No primeiro trimestre os investimen-tos 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.
Mais gás que petróleoUM 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 rela-ção ao ano anterior.
As reservas totais, que incluem as pro-vadas, 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
Petrobras: produção crescenteNo 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).
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OS EFEITOS NEGATIVOS DO terremoto que atingiu o Japão em março e as incer-tezas sobre a solidez da recuperação da economia dos EUA ameaçam a demanda, assegura a Organização. No entanto, a economia chinesa avança acima das ex-pectativas, contrabalançando os riscos.
“Os riscos estão praticamente equi-librados quanto aos movimentos de alta ou baixa”, indica a instituição, que revisou levemente para cima a previsão de de-manda 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 fe-vereiro 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 produ-ção 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 pe-tróleo 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 pre-ços do petróleo tipo Brent atingiram US$ 108 o barril, pela primeira vez desde 2008. O Fundo Monetário Internacional (FMI) en-
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 Mis-sissippi 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
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 Ener-gia (AIE), os preços elevados afetam a pro-cura mundial, com tendência de desacele-ração 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.
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.
Opep eleva projeção de demanda
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Produção de países-membros da Opep e não-membros – maio/09 a abr/11
período, a elevação também foi maior: 37,11%, passando de 601.518 milhões de m³ para 824.723 milhões de m³. É a maior des-de 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
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 mesesO EMPRESáRIO INDUSTRIAL continua ain-da confiante nos rumos da economia e da sua empresa, mas seu otimismo registrou em maio a maior queda dos últimos dez
meses, atingindo 57,5 pontos, um recuo de 2,2 pontos sobre abril.
A informação é do Índice de Confiança do Empresário Industrial (Icei), divulga-do 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 pes-quisa que “a queda na confiança sinaliza
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“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 petró-leo.” Mohamed al Sada, ministro de Petróleo do Catar. 8/05/2011. AFP
“Fomos (a diretoria) demandados pelo Conselho de Administração para reexa-minar, 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 motiva-ções 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
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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 eco-nomia 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 pró-pria empresa parou de melhorar”, atesta o levantamento.
As expectativas do empresariado da indústria sobre a economia e a sua empre-sa 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, compa-rativamente a abril. O Icei da indústria de transformação caiu 1,9 ponto – de 58,1 para 56,2 –, enquanto a construção civil regis-trou 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.
Frases
Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d)
Out Nov Dez Jan Fev MarBrasil+Exterior 2.534,2 2.620,4 2.731,3 2.661,9 2.603,9 2.613,9
Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Out Nov Dez Jan Fev MarBacia de Campos 1.609,4 1.697,1 1.778,9 1.774,9 1.705,1 1.710,8Outras (offshore) 125,6 118,6 124,0 107,1 98,8 116,3Total offshore 1.734,9 1.815,6 1.902,9 1.852,1 1.803,9 1.827,1Total onshore 203,9 215,3 218,7 217,3 215,6 212,8Total 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 MarBacia de Campos 23.713,1 24.653,2 25.712,5 25.098,0 23.936,7 23.852,2Outras (offshore) 16.918,5 15.460,7 17.399,8 15.514,8 13.238,7 14.148,1Total offshore 40.631,6 40.113,9 43.112,2 40.612,8 37.175,4 38.000,3Total onshore 14.188,1 15.174,1 15.634,1 15.554,7 15.899,9 15.466,4Total Brasil 54.819,7 55.288,0 58.746,3 53.743,5 53.075,2 53.466,7
Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional
Out Nov Dez Jan Fev MarExterior 155,8 147,6 149,3 150,9 152,5 142,2
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional
Out Nov Dez Jan Fev MarExterior 16.109,0 15.978,0 15.445,0 14.997,2 16.970,0 16.239,0
Produção da Petrobras de óleo, LGN e gás natural – 10/2010 a 03/2011
(*) Inclui gás injetado.(**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom). Fonte: Petrobras
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Pensando de maneiraintegrada
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COM CAPACIDADE LOCAL de pro-dução, fabricação e engenharia am-pliada continuamente ao longo dos anos, a FMC Technologies completa nada menos que 55 anos de ativida-de ininterrupta no país – inicialmen-te como CBV Indústria Mecânica, grupo criado em 1956 e que foi comprado pela FMC em 1998.
“Estamos ampliando as opera-ções existentes no Rio e Macaé, e incorporando mais ferramentas e máquinas, e também contribuindo para o desenvolvimento da indústria local. Se identificarmos a necessi-dade de investir mais para apoiar o crescimento, nós o faremos. Essa sempre foi nossa abordagem histó-rica na região e ela tem sido muito bem sucedida”, afirma Nelson Car-valho Gomes Leite, presidente da FMC Technologies do Brasil.
Formado em Engenharia Mecâ-nica pela Universidade Gama Filho
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 capa-zes de atender às exigências de conteúdo local para os projetos”, acrescenta Nelson Leite, em entre-vista exclusiva à TN Petróleo. Essa estratégia exitosa, segundo ele, vai ser reforçada ainda mais com o pri-meiro 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 necessida-des 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 feverei-ro 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 re-flexo da longa e produtiva relação que temos com a estatal. Embora o escopo do projeto esteja entre os
OusadiaNelson Leite,
presidente da FMC Technologies do Brasil
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. por Beatriz Cardoso
na dose certa
TN Petróleo 77 23
maiores de nossa carteira, os desa-fios são bastante semelhantes aos que encontramos nos demais proje-tos. Por exemplo: gestão da cadeia de abastecimento para garantir que os prazos sejam cumpridos, a logís-tica global do processo de entrega e gerenciamento da garantia, ou mes-mo termos equipe e profissionais adequadamente alocados no proje-to. 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 co-laboração. É por isso que somos lí-deres no mercado submarino inter-nacional, 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 multiple-xados. 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 pavi-mentar o caminho para futuras opor-tunidades nessa área, uma vez que a Petrobras quer reduzir ou eliminar muitas infraestruturas de platafor-mas, desenvolvendo reservatórios offshore com sistemas submarinos, denominados já como ‘cidades de-baixo d’água’. Além desse trabalho de processamento submarino, temos uma série de outros contratos para fornecimento de equipamentos sub-marinos.
Há outros contratos com opera-doras ou petroleiras que atuam no Brasil?
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.
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Sim, temos vários. Além da Petro-bras, temos contratos de alto nível e com projetos inovadores, incluindo o Parque das Conchas, da Shell (tam-bém 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 equi-pamentos no Brasil são bastante semelhantes às bacias em águas profundas ao redor do globo. Eles incluem a necessidade de tecno-logias para: 1) aumentar a recupe-ração de petróleo em brownfields; 2) maximizar a produção em greenfields / reservatórios recém-descobertos; 3) reduzir os custos operacionais ao mesmo tempo au-mentando 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 reser-vatórios do pré-sal descobertos nos últimos anos. Estes projetos também devem atender às condi-ções submarinas desafiantes, es-pecialmente 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.
Há algum equipamento que apre-sente inovações tecnológicas ou algum diferencial em relação aos demais? Quais as principais carac-terísticas dessa inovação?
Nossos equipamentos subma-rinos 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 van-tagem 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 concep-ção, design e fabricação de tecno-logias 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 siste-ma de separação e gerenciamento de areia, que vai utilizar um novo design de separador de tubo, li-cenciado e desenvolvido pela FMC Technologies, em colaboração com a Statoil.
O que há de novo nele?Marlim é o sexto projeto de pro-
cessamento submarino executado pela FMC Technologies desde 2005. Os outros foram Tordis e Casca-de/Chinook (Petrobras), Perdido (Shell), todos no Golfo do México, Pazflor, da Total, em Angola, e Par-que 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 profun-das, 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 deman-da junto à FMC?
Como líder de mercado, acredi-tamos estar bem posicionados para contribuir para os futuros aumentos na atividade em E&P. Considerando
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.
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ousadia na dose certa
as tecnologias inovadoras que te-mos 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 aten-der 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 amplian-do as operações já existentes no Rio de Janeiro e em Macaé, agregando também novas ferramentas e equi-pamentos, além de apoiar e desen-volver a indústria local. Ademais,
este ano vamos concluir a constru-ção 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 desco-bertas 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 opera-dores em seus esforços de E&P.
Quais os investimentos previstos para os próximos anos no país?
A região possui significativo potencial, graças às diversas des-cobertas já anunciadas e ainda às oportunidades para ampliar a pro-dução de campos em operação, com as novas tecnologias para prolongar também a vida útil desses ativos. Anunciamos a construção do Cen-tro Tecnológico da FMC, em julho de 2010, registrando a intenção de investir cerca de R$ 200 milhões
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26 TN Petróleo 77
(USD 125 milhões) durante um pe-ríodo de três anos. Ainda que não divulguemos valores de recursos relacionados à expansão da nossa unidade fabril e adições de máqui-nas, posso dizer que temos feito investimentos consideráveis nestas áreas, que têm impulsionado o nos-so crescimento. E que estamos pre-parados para fazer mais, se neces-sário, para apoiar nossos clientes e o crescimento da indústria.
Em que pé está o novo Centro de Pesquisa da FMC, que vai abri-gar 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 segun-do semestre de 2011. O edifício irá conter escritórios de engenharia, capacitação técnica e áreas de design, laboratórios de pesquisa e desenvolvimento. Ele terá capaci-dade 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?
Nós vamos usar a infraestrutura da UFRJ para apoiar as atividades de teste. Estar perto da Universi-dade 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 valo-res 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 his-tórica na região e tem sido muito
bem sucedida. Estamos bem posi-cionados para atender às exigências de conteúdo local para todas as linhas de produtos, e acreditamos firmemente que nossas estratégias e recursos continuarão a nos posi-cionar 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, re-monta a 1956, com a CBV, e que teve continuidade após a aquisição pela FMC. Temos forte relaciona-mento e tradição de colaboração com a Petrobras, reforçados por acordos como o Memorando de En-tendimento 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 qual-quer outra empresa e temos forte reputação e histórico de sucesso. Também entregamos e instalamos 28 manifolds no país (o que repre-senta cerca de 80% de participação de mercado). Os acordos globais com os clientes, como os já citados, demonstram a confiança dos clien-tes 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, nos-sa experiência de processamento
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.
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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 for-ma responsável e a mais segura pos-sível, tanto em relação aos nossos empregados, como à comunidade e ao meio ambiente. Buscamos traba-lhar em sintonia com nossos clientes para projetar as tecnologias que eles precisam para serem bem sucedi-dos em suas operações. Alguns dos
maiores desafios dos nossos clien-tes incluem a necessidade de maxi-mizar 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 clien-tes 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 co-laboradores, teremos condições de manter nossa posição de liderança e nossa vantagem competitiva.
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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.
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 pos-
sui 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 efe-
tivamente 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 mun-
diais de profundidade com soluções tecnológicas inova-
doras. 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
e da demanda por soluções para o aumento da produção
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.
Há mais de 50 anos
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ousadia na dose certa
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
[email protected]. +55 (21) 2139 7000www.technip.com
No Brasil e no mundo
30 TN Petróleo 77
indústria química
Demanda por
QUÍMICOS de E&P irá dobrar nos próximos anos
por Cassiano Viana
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Para que a exploração e produção de petró-leo ocorram, é funda-mental 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 pro-duzidos 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 eleva-ção, 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 produ-ção 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 ope-radoras 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 gran-de volume de produtos químicos, tanto nas etapas exploratórias, quanto na fase de produção, im-pondo novos desafios à cadeia de fornecedores dessas especialida-
des, que vão desde fluidos de per-furação a agentes antiespumantes e inibidores de corrosão.
Grandes volumesA expectativa da indústria quí-
mica é de que a demanda dobre nesses primeiros anos, quando será maior a atividade exploratória, que utiliza produtos químicos na perfu-ração, completação e estimulação de poços. “Nessa fase, além do grande volume de produtos con-sumidos, o rigor das condições do pré-sal exigem soluções mais avan-çadas, de alto desempenho e bai-
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.
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xo impacto am-biental”, destaca Carlos Tooge, vice-presidente para a América Latina da Unida-de de Negócios Oil & mining
services da suíça Clariant.O executivo considera que
a demanda será ainda maior a partir de 2012, quando forem ini-ciadas as operações dos diversos
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 trata-mento primário dos módulos de processamento das plataformas, que separam o óleo, a água e o gás de uma única corrente, e ain-da soluções específicas para a elevação do hidrocarboneto que está no reservatório, em grandes
profundidades de água e substra-to”, explica o executivo.
Atenta a essa questão, a Cla-riant vem investindo firme em suas plantas no país, onde funciona a maior fábrica do grupo na América Latina: uma planta fabril multi-propósito, localizada em suzano, na Grande são paulo, é o maior trunfo da companhia, que tem ou-tras duas unidades em resende e duque de Caxias, no estado do rio de Janeiro.
“Temos capacidade de pro-duzir mais de 90% da demanda brasileira da indústria de óleo e gás a partir de nossa planta lo-cal. 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 inaugu-rar, ate o final do ano, no parque tecnológico do Fundão (rJ), um centro de pesquisa e desenvol-vimento com foco na área de pe-tróleo e gás – o centro vai maxi-mizar a capacidade de inovação da Clariant no Brasil, onde já tem um laboratório instalado na uni-dade de macaé.
Produtos certosempresa do Grupo Ultra, a
brasileira Oxiteno também tem forte presença na indústria de petróleo e gás. dentre os prin-cipais produtos fornecidos pela companhia para a fase de explo-ração, na perfuração, estão a N-parafina Hidrogenada com fase contínua, emulsionantes primá-rio, 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
indústria química
Fábrica da Basf, Guararinguetá, SP
Fábrica da Oxiteno, Camaçari, BA
Fábrica da Clariant, Suzano, SP
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hidratos, absorvedor de gases áci-dos e enchimento de umbilicais e etanolaminas como matéria-prima para os absorvedores de gases ácidos e poliacrilatos como an-tiencrustante. Na área de refino, a empresa disponibiliza etanola-minas 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 es-tratégico 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 quími-cos cresça de modo significativo neste período”, avalia Ubirajara d’Oliveira Guimarães, da Oxite-no. “Logicamente, não podemos afirmar que o consumo de produ-tos 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 ve-nezuela. A maioria desses produtos são 100% local. O único produto –
butil glicol – não é 100% local, pois temos que importar o butanol. Tudo que vendemos para petróleo no Bra-sil 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 cres-cimento, tendo em vista o portfólio de produtos, o potencial de desen-volvimento e o crescimento esperado no segmento para o Brasil e a região da América do sul. Atualmente, a participação nos negócios está vol-tada para um quelatante especial (agente complexante) e um biocida (glutaraldeído).
em parceria com a petrobras, a Basf desenvolveu um processo quí-mico que aumenta a produtividade nos campos offshore. A tecnolo-gia, 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 pla-nos ambiciosos para o pré-sal e busca oportunidades para a ex-pansão 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 de-senvolvido 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 econô-mico. A empresa já está também desenvolvendo produtos para a recuperação terceária.
“Temos tecnologia de explora-ção em águas profundas e a pro-dução no Brasil (pré-sal) é uma possibilidade em estudo”, afirma Alfred Hackenberger, presiden-
te da Basf para a América do sul. “A empresa possui também tecnologias quí-micas que per-mitem a produ-ção secundária
de petróleo, capazes de ampliar a capacidade de exploração das reservas dos poços, aumentando a vida útil dos mesmos.”
Qualidadepara Nuno Cipriano, Global
Account manager da portugue-sa euronavy, a expectativa de qualquer em-presa que tra-balha com pro-dutos químicos, principalmente aqueles relacio-
nados com a extração do petróleo, é que as matérias-primas sofram uma redução.
“devido à escassez mundial, a crise financeira e o crescente con-sumo destes produtos pelos países em grande desenvolvimento, nota-
indústria química
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damente aqueles que compõem o Bric (Brasil, rússia, Índia, China), tem-se notado elevado aumento do va-lor de todas as commodities e outros produtos derivados”, observa.
“Infelizmente isso acaba por se refletir em nossos clientes, tor-nando 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 incremen-to desmesurado sem nunca pôr em causa a qualidade dos seus produtos.”
InvestimentosO grupo holandês AkzoNobel
é outra empresa que atua no setor. em janeiro, a empresa comunicou ao mercado que serão realizados in-vestimentos 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 re-servas já encontradas pela petro-bras para exploração/produção em águas profundas, espera-se um crescimento e investimento con-siderável para esta indústria no Brasil, o que irá implicar a necessi-dade 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 partici-par deste mercado, sem dúvida”, assegura Fernando Macedo, ge-rente geral da International paint – unidade de Tintas marítimas e Industriais da AkzoNobel.
A International paint fornece, dentre outros produtos, soluções para proteção anticorrosiva es-pecialmente desenvolvidas para suportar as condições extremas ca-racterísticas dos ambientes offsho-re e que podem ser utilizadas em plataformas fixas, autoeleváveis (pAs), semissubmersíveis, navios-sonda e FpsO.
“Nossa expectativa é poder con-tribuir ativamente para o desenvol-vimento e consolidação do mercado brasileiro com o suporte de novas tecnologias e novos produtos dedi-cados ao mercado offshore”, diz.
Brasileiras a postosA poland também tem seu lugar
garantido entre as empresas líde-res no fornecimento de produtos químicos para exploração e pro-dução 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 quí-micas, o que inclui fluidos, para as etapas de exploração e produção, tratamento e refino de petróleo.
Outra brasileira que vem desen-volvendo 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 opera-ções 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 con-trole de derramamento de óleo. www.sh.com.br
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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.
químicaPacto nacional pela
Para atender ao aumento da demanda decorrente de uma taxa de expansão da econo-
mia 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 crescimen-to do déficit comercial em produtos químicos, projetam-se investimen-tos de Us$ 45 bilhões. “O grande desafio não é substituir a totalidade das importações, até porque, em al-
guns casos, isso não será possível, mas sim zerar o déficit”, explica Eduardo José Bernini, econo-mista e presiden-te 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 es-tudo da Abiquim calcula que uma produção adicional de 2 milhões de
barris/dia demandará investimen-tos 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 inves-timentos em pesquisa, desenvolvi-mento e inovação deverão aumentar muito, alcançando cerca de Us$ 32 bilhões até 2020”, afirma.
estima-se também que, em 2020, os produtos químicos obti-dos a partir de matérias-primas renováveis responderão por cerca de 10% da oferta global de produ-tos petroquímicos. O Brasil, pelas condições naturais de que dispõe, poderá tornar-se líder mundial des-se 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 quí-mica forte”, diz o economista, des-tacando 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 au-mentará”, 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 con-sumo de produtos químicos.”
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38 TN Petróleo 77
Os cerca de 200 tipos de produtos químicos fornecidos para o setor de óleo e gás estão divididos, basicamente, em dois grupos.
Química para o petróleo
Os produtos classificados no grupo de exploração são utilizados na perfuração,
completação e estimulação de po-ços. em sua maioria são produtos adquiridos mediante especifica-ções predefinidas, utilizados em grandes volumes e que possuem valor agregado mais baixo quan-do 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 prin-cipal 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, den-tre 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 utiliza-do na perfuração de poços.
Já os produtos classificados no grupo de produção são utili-zados para o tratamento primário nas plantas de processamento existentes nas plataformas de produção, nas quais o óleo, a água e o gás que estão mistura-dos 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
indústria química
PRINCIPAIS QUíMICOS NA FASE DE EXPLORAÇÃOBaritina – principal adensante nos fluidos de perfuração;
utilizada para selar os furos das sondagens (lamas den-sas), mas também cumpre funções específicas durante a perfuração (transporte, controle de pressão, manu-tenção 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 forne-cido na forma sólida ou líquida (salmoura).
Dispersantes químicos – formulações químicas de natu-reza orgânica, aplicáveis em situações de derrames de óleo, visando a proteção de recursos naturais e socioe-conômicos 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 per-furação de poços.
PRINCIPAIS QUíMICOS NA FASE DE PRODUÇÃOÁlcool anidro – item estratégico, é usado como inibidor de hi-
dratos – ou seja, para evitar que o gás em contato com algu-ma umidade presente no meio se congele e cause o entupi-mento 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 espu-ma produzida durante esse processo de separação.
Desemulsificantes – responsáveis pela quebra (separação) da emulsão de óleo, água e gás em três correntes.
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.
Glossário
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 produ-tos de performance, adquiri-dos 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 desemulsifican-tes, responsáveis pela quebra (separação) da emulsão de óleo, água e gás em três correntes; e os antiespumantes, responsá-veis pela eliminação da espuma produzida durante esse processo de separação.
Outro item estratégico é o ál-cool 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 submari-nos que estão conectados à ca-beça do poço, no leito marítimo), o que poderia demandar uma parada de produção.
para os próximos anos, com as descobertas do pré-sal, ha-verá grande demanda inicial de
produtos químicos para a etapa exploratória, pois será realizada a perfuração e a completação de grande número de poços pro-dutores e injetores. eles serão conectados às diversas platafor-mas produtoras, cujo projeto de engenharia já se encontra em execução, aumentando então a demanda de químicos usados na fase de produção.
Polimero da Basf desenvolvido para melhorar a exploração de reservas de petróleo.
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VEOLIA WATERS
40 TN Petróleo 77
Com o tema ‘Química para um mundo melhor’, o AIQ co-memora o centenário do prê-
mio 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 Bra-sileira 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 refe-rência em informação para as ativi-dades desenvolvidas por associações nacionais de química, instituições, universidades, indústria, governos e organizações não governamen-tais. “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 popu-lação, em tudo que consumimos”, destaca Claudia.
“A celebração do Ano Inter-nacional da Química é uma exce-lente ocasião para reconhecermos e valorizarmos a contribuição da química, e de nossa indústria, para o desenvolvimento da sociedade, os avanços tecnoló-gicos e a quali-dade de vida das pessoas”, afirmou michael pronin, presidente para América Latina da Clariant, uma das empresas patrocinadoras do evento.
“Acreditamos na força da ‘Quí-mica para um mundo melhor’, investimos em soluções inovado-ras e somos guiados pelos valores fundamentais da ética, responsa-bilidade 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 quími-ca faz parte do nosso cotidiano é garantir nossa própria sustentabi-lidade como cidadãos. Afinal, ela está presente na prevenção, alívio e cura de doenças, no fornecimen-to suficiente de alimentos de alta qualidade, além de trazer contri-buições significativas nas áreas de eficiência energética e de recursos, mobilidade e habitação”, avaliou Theo van der Loo, presi-dente do Grupo Bayer no Brasil, empresa patrocinadora da inicia-tiva. O executivo complementou: “Ciência para uma vida melhor. essa é nossa promessa perante a sociedade. Buscamos e fornece-mos novas soluções para enfrentar os grandes desafios globais e a química nos acompanha em todos os nossos processos.”
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 Rio de Janeiro, o Ano Internacional da Química (AIQ). por Cassiano Viana
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indústria química
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42 TN Petróleo 77
A 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 explorató-ria: 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 pré-sal e Us$ 77,3 bilhões para o pós-sal (em diversas bacias brasileiras).
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.
indústria química
Química de resultados
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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 expec-tativas 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 produti-va 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.
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44 TN Petróleo 77
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 pró-ximos 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, forne-cedora global de especialidades químicas e serviços integrados para o segmento de petróleo e gás, tem um papel importante a desempenhar, respaldada na expe-riência 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 es-tado 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 de-mandas 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 desa-fios locais (desemulsificantes, biocidas, sequestrantes de H2s) que hoje já são comercializados em outros mercados, como Argentina, Colômbia, escócia, entre outros.
viabilizou ainda processamento de petróleo pesa-do, 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 tec-nologia 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 pro-dução 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 cres-cente por soluções inovadoras, a Clariant Oil services vem buscando desenvolver produtos com serviços agre-gados – 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 sque-eze 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 respal-dadas 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 Lati-na 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 poten-cializar 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 abri-gará um centro de treinamento para todos os colabora-dores 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 investimen-tos crescentes nas atividades de exploração e produção.
A corrida do ouro negro do pré-sal, portanto, mal começou.
indústria química
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Essa é a segunda plata-forma desse tipo que chega à referida bacia, neste ano, com a missão de revitalizar as unidades marítimas da petrobras,
oferecendo apoio logístico, facilida-des e acomodações para viabilizar os trabalhos a serem realizados nas plataformas.
A embarcação dispõe de instala-ções e equipamentos que permitem às plataformas revitalizadas incor-porar novas descobertas, nas áre-as de produção já desenvolvidas, e prolongar em até 50% a vida útil de plataformas de produção. A primei-ra 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 embarca-ção conta com oficinas de fabricação, instrumentação e elétrica, guindastes, áreas de armazenamento, pintura e manutenção, caldeiraria, equipamen-tos 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 tripula-ção, instalações médicas, refeitório, academia, cinema, sala de jogos, sala de leitura e para café.
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 Trans-ferência. 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 movi-mentos da embarcação são contro-lados por um sistema de posiciona-mento 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 re-força as campanhas de manutenção iniciadas em 2006, quando colocou em operação a Ums Cidade de Ar-mação 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 es-tratégia de expansão da área de explo-ração e produção da companhia.
UMS Cidade de QuissamãTipo de plataforma: semissubmersívelComprimento total: 99 mLargura total: 36 m
UMS Cidade de Arraial do CaboTipo de plataforma: semissubmersívelComprimento total: 109 mLargura total: 36 m
UMS Cidade Armação de BúziosTipo de plataforma: semissubmersívelComprimento total: 87,7 mCapacidade: 1.000 toneladas de cargaAltura: 42 metrosPeso: 21,5 mil toneladas
Plataforma de serviçopara a Bacia de Campos
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.
por Rodrigo Miguez
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Para começar, as empresas ope-radoras deverão apresentar diversos documentos para a Agência, dentre
eles, a avaliação preliminar do risco do duto ou trecho do mes-mo conforme critérios estabe-lecidos pelo rTdT e o crono-grama para implementação dos requisitos constantes da nova regulamentação.
Com o objetivo de divulgar informações sobre o novo regu-lamento, o Centro de Tecnologia em dutos (CTdUT) e a Comissão de Transporte dutoviário do Ins-tituto Brasileiro de petróleo, Gás
e Biocombustíveis (IBp) promo-veram, 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 exigên-cias do regulamento e debates entre os participantes, dentre eles, Ana Beatriz stepple da silva Barros, superintendente de Comercialização e movimenta-ção 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
malha de dutos terrestres, a conscientiza-ção pública e a prevenção de danos causados por terceiros e o programa de
Gerenciamento de Integridade (pGI) foram alguns temas abor-dados 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
dutos terrestres
Fazendo odever 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.
por Cassiano Viana
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uma série de documentos que incluem um cronograma para o desenvolvimento dos requisitos constantes do rTdT. Os dutos deverão estar adequados ao re-gulamento 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. embo-ra a portaria 170 já previsse a fiscalização pela ANp e algumas exigências para a garantia da segurança operacional, esta pos-suía, até então, poucas referên-cias para uma auditoria técnica consistente.
“Já o rTdT estabelece de maneira objetiva os requisitos es-senciais 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 interna-cionalmente”, explica Oswaldo Inojosa, consultor do CTdUT.
“em todas as fases, o rTdT estabelece os documentos, ações, procedimentos, planos e/ou pro-gramas mínimos de responsabili-dade do Transportador.”
para Inojosa, uma das princi-pais exigências para a garantia
da Integridade Física das instala-ções é o programa de Gerencia-mento da Integridade (pGI), que estabelece os requisitos mínimos a serem atendidos para o Geren-ciamento da Integridade, pre-vendo, entre outras, Avaliação de risco, Avaliação da Integridade, Ações mitigadoras, Gestão da documentação e Gerenciamento de mudanças.
“Na área de proteção am-biental 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
DURANTE UMA REUNIãO da Comis-são de Dutos do IBP, em 2005, des-tacou-se a necessidade de elaboração de um modelo de segurança operacio-nal para as instalações de transporte dutoviário, chamando a atenção para o fato de o sucesso de suas ações de-penderem da contribuição e participa-ção 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 Du-tos, para coordenar o assunto, poden-do recorrer aos seus associados para equacionar os recursos necessários à elaboração da proposta.
O Acordo de Cooperação Técni-ca que viabilizou o RTDT foi assinado em dezembro de 2006, tendo prazo de cinco anos e o objetivo de desen-volver 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 es-tudos das melhores práticas interna-cionais 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 comuni-dade dutoviária.
“Após alguns anos sem que ti-vesse ocorrido alguma mudança sig-nificativa na regulamentação opera-cional de dutos, o RTDT certamente veio atender às expectativas da co-munidade, sempre preocupada com a segurança do transporte dutoviário, colocando o Brasil em um patamar oficial de controle e segurança com-parável com as nações que possuem grandes extensões de dutos terres-tres”, afirma Raimar van den Bylaar-dt, presidente do CTDUT.
Em busca de melhores práticas
Em todas as fases, o RTDT estabelece os documentos, ações, procedimentos, planos e/ou programas mínimos de responsabilidade do
Transportador.Oswaldo Inojosa, consultor do CTDUTFo
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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, preven-do treinamento de equipes, en-volvimento dos órgãos públicos e das comunidades.
Além disso, no capítulo refe-rente a Operação, Inspeção e ma-nutenção, o rTdT enumera em torno de 20 exigências de docu-mentação, procedimentos, planos e programas para garantia da integridade e segurança operacio-nal do duto, tais como manual de Operação, programa de manuten-ção e Calibração, procedimentos Críticos de Operação, programas
de Inspeção e manutenção dos dutos e das Faixas e registro do Histórico do duto, entre outras.
“O rTdT não pode ser ape-nas mais um regulamento ou lei, como é comum no Brasil. Quan-do ouvimos que o Brasil é o ‘país da impunidade’, sempre tem al-guém 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 regulamen-to ficou muito
bom, pois foi elaborado por pes-soas experientes e conscientes e trará enorme contribuição para
a redução dos danos ambien-tais 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 regula-mento e obter resultados práticos com relação à proteção ambien-tal. “Temos todas as condições para realizar essa missão e mos-trar ao mundo o pioneirismo do Brasil”, diz. “depende de nós”.
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 du-tos, 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.
Contagem regressiva para a Rio Pipeline
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O 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 desti-nadas 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 caracterís-ticas dos projetos, incluindo partici-pação societária por intermédio da BNdespAr.
“O acordo é um esforço conjunto das duas instituições de enfrentar o desafio tecnológico dos biocom-bustíveis 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 se-gunda geração; novos produtos de cana-de-açúcar, incluindo o desen-volvimento a partir da biomassa da cana por meio de processos biotec-nológicos; e gaseificação, com ên-fase 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 se-gunda geração permitem que che-guemos 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 assina-tura do acordo entre as instituições, o programa sucroalcooleiro brasileiro é de extrema importância no mun-do, 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 so-luções 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 Fi-nep 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 disponí-vel mais do que o dobro do volume de recursos já disponíveis.
Inovação no setor de
açúcar e etanol
por Maria Fernanda Romero
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
investimentos à inovação na indústria processadora de cana-de-açúcar.
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Da esquerda para direita: o ministro da Ciência e Tecnologia, Aloísio Mercadante; Luciano Coutinho, presidente do BNDES e Glauco Arbix, presidente da Finep.
cana-de-açúcar
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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.
A Bp terá participação em oito blocos nas bacias de Campos e Cama-mu-Almada, em lâmi-nas d’água entre 100 e 2.780 m de profundida-
de, 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 pro-dução no Brasil, o presidente da Bp no país, Guillermo Quintero, em encon-
tro 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 petró-leo. “Não podemos revelar os nomes por questões estratégicas, mas temos em andamento duas ou três negoci-ções de farm-in (processo de entrada nos blocos)”, disse Quintero.
O executivo afirmou que os fun-cionários da devon no Brasil serão empregados pela Bp após a conclu-são do acordo, que ainda depende
da autorização dos órgãos regula-dores.
Brasil é prioridadesegundo Quintero, com a aqui-
sição da carteira da devon, a Bp vai aumentar a capacidade de produção no Brasil para mais de 100 mil barris. “esperamos aumentar significati-vamente essa cifra. Achamos que na segunda metade dessa década vamos ampliar nossa produção”, ressaltou.
de acordo com o executivo, o blo-co 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 in-teresse 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 em-presa 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 sondaNa coletiva, o presidente da Bp
no Brasil indicou ainda que a em-presa 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 son-da é de sexta geração e contará com inovações de segurança.
BP volta aoperar no Brasil
por Maria Fernanda Romero
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Segurança reforçadaQuestionado sobre as implicações
de segurança nas operações brasi-leiras, 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 for-ma de fazer isso é por meio de ações e não de palavras”, salientou.
O executivo lembrou que agora há dentro da empresa um grupo es-pecializado em risco (chamado sa-fety 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 rea-locações 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 possibilida-de de haver esta transferência de recursos. mas o Brasil deve ganhar cada vez mais importância em nosso portfólio mundial”, concluiu.
Etanolem abril, a Bp ampliou a presença
no setor de biocombustível no Brasil
com a aquisição do controle majo-ritário 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 lo-calizadas em Ituiutaba (minas Gerais) e Itumbiara (Goiás), com capacidade atual para processar 5 milhões de to-neladas de cana-de-açúcar por ano.
sem comentar muito sobre o as-sunto, 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.
Operados pela BP
BP e outras operadoras
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Empresas estrangeiras envolvidas na implantação de gran-des empreendimentos no Brasil podem enfrentar alguns im-passes devido ao desconhecimento das leis e normas locais. Para minimizar estes impactos, a Forship oferece suporte técnico integrado relacionado às diversas fases do empreen-dimento: projeto, suprimento, construção, comissionamento, importação e liberação para entrada em operação.
SUPORTE REGULATÓRIODentre 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
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eventos
29anospor Maria Fernanda Romero
Cobertura OTC 2011
A maior edição dos últimos
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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.
A maior edição dos últimos
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Apesar do tema da con-ferência deste ano ter sido ‘diversidade em energia, pessoas e re-cursos’, com grande enfoque em educa-
ção 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 apre-ensão devido à explosão da plata-forma de exploração deepwater Horizon, a serviço da British pe-troleum (Bp), no Golfo do méxico. Hoje, depois de um ano do aciden-te, 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 profun-das do acidente no Golfo do méxico, com 11 sessões de apresentação do governo e líderes de energia discu-tindo as lições. durante a feira, foram apresentados 300 papers técnicos pelas empresas participantes.
susan Cunningham, atual chai-rwoman da OTC, afirmou que o evento deu oportunidade para a in-dústria, mais integrada, consolidar as lições aprendidas com o acidente. “Foram apresentadas muitas tecno-logias voltadas para a segurança e meio ambiente, como sistemas de filtração, de detecção de lama, pro-blemas 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 pe-troleum engeneers (spe) para as Américas, o programa técnico da OTC 2011 foi um dos melhores já produzidos.
Questões relacionadas à avalia-ção de risco, segurança da perfu-ração, desenvolvimento energético
e respostas para vazamentos no desenvolvimento de futuros pro-jetos de óleo e gás foram os temas abordados nas sessões técnicas. O programa técnico contemplou ain-da novos temas como: recuperação avançada de petróleo (eOr), evo-lução do gás de xisto e arqueologia marinha.
A novidade deste ano foi a OTC parkway, abrangendo do reliant Center ao reliant Arena, o que au-mentou o espaço de exposição ao ar livre. O evento contou com 2.520 empresas de 40 países, incluindo 306 novos expositores, em 2011, e acres-centou expositores do egito, Hong Kong, Indonésia e Filipinas.
“O crescimento do evento refle-te a recuperação econômica, bem como a importância do desenvolvi-mento 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 even-to compartilhando conhecimento para aprender sobre os avanços tecnológicos e abordagens inova-doras 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 Bra-sil, 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 segun-da, 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, nova-mente no reliant park.
durante o jantar inaugural da OTC, realizado no domingo no cen-tro de convenções George Brown, um dia antes do evento começar, susan Cunningham juntamente com o conselho de administração da OTC, anunciaram uma contri-buição de U$ 200 mil para apoiar os projetos de restauração costeira da Fundação Golfo do méxico. O encontro reuniu mais de mil par-ticipantes da OTC, líderes da in-dústria e autoridades locais.
“Nossa indústria tem um im-pacto profundo sobre as pessoas, sem dúvida mais do que qualquer outra indústria. Isso significa que temos profunda responsabilida-de 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 doa-ção que vai ajudar o Golfo do mé-xico a se recuperar e prosperar”, disse Cunningham, na ocasião.
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A Fundação Golfo do méxico pro-move e facilita a conservação da saúde e da produtividade na região e seus recursos. por meio da educação, sensi-bilização da opinião pública, pesquisa e programas de liderança, a Funda-ção está trabalhando para manter um equilíbrio sustentável nos setores de saúde e produtividade do Golfo.
OTC BrasilAnunciada 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 recebe-ram 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-
cessamento submarino em dutos, integridade de risers flexíveis e
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.
20º Congresso Mundial de Petróleo participa da OTC 2011
Como de costume, aproveitando a oportunidade de encontrar milhares de representantes e líderes da indús-tria de óleo e gás de todo o mundo, a equipe do World petroleum Council (WpC), que organiza anualmente o Congresso mundial de petróleo, este-ve presente na OTC com um estande para promover e atualizar o 20º WpC, que pela primeira vez será realizado no Oriente médio.
OTC 2011 em númerosÁrea total ............................56 mil m²Empresas ...................................2.520 Países participantes ..................... 40Novos expositores ...................... 306Visitantes ..................................78.150
Área do Pavilhão Brasil .........511 m²Empresas ........................................ 36
Estande Petrobras ................200 m²
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CORT COOPER, ESPECIALISTA em meteorologia e oceanografia da Chevron, uma das líderes mundiais entre as empresas de energia, re-cebeu o prêmio OTC Distinguished Achievement Award 2011. Cooper foi premiado por seu trabalho pioneiro na investigação metereo-oceanográfica e sua liderança no esforço conjunto com a indústria para enfrentar os desafios ocea-nográficos. 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
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 empre-sas premiadas estiveram a Baker Hughes, Canring Drilling Technolo-gy, Halliburton, MyCelx Technolo-gies Corp., National Oilwell Varco, SBM Offshore, Schilling Robotics, Schlumberger, Techni, Twin Filter BV e Weatherford International.
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.
segundo Issa Al-Ghanim, presi-dente da comissão organizadora do WpC, a expectativa para o congres-so deste ano é reunir cerca de qua-tro 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 ex-portador. exportamos fertilizantes, produtos químicos, produtos side-rúrgicos 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 in-tegração interessante com o Brasil. “A relação do Brasil com o Catar é
histórica e estra-tégica para nós. mantemos uma cooperação mui-to produtiva com a Agência Nacio-nal do petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANp) e a petro-bras”, afirma.
para ele, a participação brasilei-ra no 20º congresso é muito impor-tante, 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 mer-cado brasileiro de petróleo e gás e o pré-sal do ponto de vista técnico, financeiro, ambiental e social. A pe-trobras 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 di-retor de exploração e produção da petrobras, Guilherme estrella, rece-berá o WpC’s prestigious dewhurst Award, prêmio que reconhece no-mes 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 pe-tróleo já está ocupando mais de 80% do espaço de exposição do evento e conta com grandes expositores, dentre eles: exxonmobil, Oxy, petro-bras, shell, schlumberger, Total, We-atherford etc. Temas como operações onshore e offshore de gás natural e novas energias ligadas à gestão
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sustentável da indústria de petróleo serão abordados no evento, que é realizado durante cinco dias.
SPT Group comemora 30 anos do software Olga
durante a OTC 2011, a norue-guesa spT Group realizou um al-moço 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-presi-dente sênior de marketing do spT Group, conta que o software pos-sui mais de 500 licenças em todo o mundo e que só a petrobras já adquiriu cerca de quase 30 delas. “durante estes 30 anos, aprimo-ramos e expandi-mos o Olga para atender cada vez mais eficiente-mente 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-
dente da Bp no Golfo do méxico mencionou 52 vezes o Olga como uma eficiente ferramenta para de-tecção de vazamento em dutos”, indicou Aubert.
de acordo com o executivo, o Brasil é um mercado muito pro-dutivo para essa ferramenta de-vido às atividades offshore e de águas profundas. segundo ele, a petrobras faz parte do banco de
dados do Olga, sendo um clien-te 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.
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), perfu-rações offshore e subsea e destacou sua linha inova-dora e ambientalmente sustentável, o Castrol GreenField.
Os produtos foram desenvolvidos para ajudar a indústria a reduzir o impacto ambiental e são importan-tes para garantir maior segurança a incontáveis aplicações na indústria, em unidades móveis de perfura-ção, instalações de produção fixas, flutuantes e subsea, embarcações
de abastecimento e navios de apoio especializado.
Para Carmen Pino, diretor regio-nal de vendas das Américas, Oriente Médio e ásia da Castrol Offshore, o evento é uma exposição muito impor-tante para a empresa no mercado. “A OTC é um evento grandioso e facilita muito nossos contatos com o merca-do mundial. Sempre participamos e acreditamos que estar aqui faz a dife-rença nos nossos negócios”, conta.
Atuando no Brasil há dez anos, a empresa fornece produtos da linha para as áreas offshore e subsea e parte ago-ra para expandir seu portfolio Offshore. De acordo com Pino, a Castrol participa atualmente de projetos com a Petro-bras, especialmente no Espírito Santo onde fornece seus produtos subsea e lubrificantes naval e industrial.
Castrol apresenta lubrificantes e soluções para óleo e gás
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Ainda muito atraente para o setor, o pré-sal, uma das maiores reservas do
mundo, continua sendo a prota-gonista 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 presi-dente da petrobras, José sergio Gabrielli de Azevedo, acompa-nhado do gerente executivo do Centro de pesquisas da petrobras
(Cenpes), Carlos Tadeu Fraga; o gerente executivo do pré-sal, José Formigli; a gerente execu-tiva de engenharia de produção, solange Guedes; e o presidente
da petrobras America, Orlando Azevedo.
Os executivos da estatal bra-sileira falaram sobre o desenvol-vimento das reservas do pré-sal,
Petrobras:
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.
eventos
no reinadodo pré-sal
José Formigli, gerente executivo do pré-sal e o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo
Cobertura OTC 2011 – Petrobras
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com destaque para o teste de longa duração (TLd) do campo de Lula, os projetos de explo-ração para as áreas adquiridas pela cessão onerosa e a estra-tégia para contratação das 28 sondas previstas no programa de perfuração de longo prazo da estatal.
Também foram abordados os projetos de investimento em re-des de pesquisa com universida-des 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 con-tenção de vazamentos de petró-leo, da participação da petrobras no Grupo de resposta Global da Indústria, da Associação Interna-cional de produtores de petróleo e Gás (OGp), e da contratação, no Golfo do méxico, dos serviços da marine Well Containment Company (mWCC).
Sessões técnicasOs trabalhos técnicos apre-
sentados pelos executivos da
petrobras no evento abordaram a grande experiência da estatal em projetos em águas ultrapro-fundas, com artigos sobre os desafios de perfuração no mar Negro, o projeto de riser híbri-do 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 produ-ção, os impactos da tecnologia sísmica na produção dos campos brasileiros e o gerenciamento da produção excessiva de água em campos maduros.
ExposiçãoO estande da petrobras foi,
mais uma vez, um dos mais vi-sitados da OTC. mais de quatro mil pessoas circularam pelo espaço, que ocupou uma área de 200 m² e exibiu uma estru-tura vertical de 10 m de altura, reproduzindo, em escala, a pro-fundidade da água do mar e as camadas geológicas do pós-sal, sal e pré-sal.
A estatal levou cerca de 80 pro-fissionais para o evento deste ano.
Pré-sal e mais pré-saldurante a coletiva, Gabrielli
informou que a petrobras de-verá lançar ainda neste ano lici-tação 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 desen-volvimento da área do pré-sal da Bacia de santos em relação ao que estava programado inicial-mente.
de acordo com o executivo, a redução dos custos é ainda maior do que a anunciada pela empre-sa há um ano, em pelo menos dez pontos percentuais. “essa
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redução ocorreu devido a melho-rias logísticas que estamos atin-gindo com projetos de instalação de hubs para receber os trabalha-dores que vão atuar na platafor-ma e também para o transporte de óleo”, disse. segundo o ge-rente 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 pre-ços da gasolina, Gabrielli disse acreditar ser “muito cedo” para elevar os preços, ainda que a empresa possa ser obrigada a im-portar combustível para revender abaixo do custo para atender à demanda interna. “Não repas-samos ao mercado brasileiro variações de curto prazo dos pre-ços internacionais do petróleo. Nossa política é de longo prazo e ainda é muito cedo para decidir o que fazer”, indicou.
para o executivo, as refina-rias da petrobras no Brasil estão operando próximo da capacidade total, forçando a empresa a com-prar combustível no exterior e com os limites de preços impos-tos pelo governo, impedindo que repasse todo o custo aos consu-midores.
A estatal não deve aumentar muito sua capacidade domés-
tica de refino até que complete uma nova unidade em 2013. “As refinarias da petrobras suprem a maior parte da demanda nacio-nal por gasolina, com as importa-ções 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 com-bustíveis.
E&P nos Estados UnidosOutro assunto abordado na
coletiva foram os investimentos e projetos da estatal nos estados Unidos. Com 187 blocos explora-tórios 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 perío-do 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 es-tatal 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 gásConvidado pela terceira vez,
o presidente da petrobras discur-sou durante almoço da Câmara Brasil-Texas de Comércio (Bra-tecc, 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 ope-rações em águas profundas e áreas offshore. Isto exige maior responsabilidade quanto a segu-rança e inovação. Logo, devemos ser inovadores e conservadores. É um desafio”, disse.
O presidente da estatal tam-bém 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 gran-des investimentos da empresa em pesquisa e desenvolvimento.
Estratégia tecnológicaO gerente executivo do Cen-
tro de pesquisas da petrobras (Cenpes), Carlos Tadeu Fraga, apresentou a estratégia tecnoló-gica da estatal em evento promo-vido pela Bratecc.
Fraga informou que a petro-bras tem foco em três pilares: expandir limites, diversificar sua matriz e ampliar sustentabilida-de. A companhia investiu cerca de Us$ 700 milhões na expansão de redes de pesquisa e desenvol-vimento no Brasil. “Não existe pesquisa e desenvolvimento de qualidade sem pessoal qualifi-cado. Construímos, no Brasil, instalações de nível mundial
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para as nossas universidades”, disse Fraga. “em complemento, estamos trabalhando mais perto com nossos principais fornece-dores 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 proces-samento submarino. Os novos projetos estão incluídos na atua-lização 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-salpara atualizar a OTC sobre a
produção do pré-sal, José Formigli participou de um almoço, quan-do apresentou aos participantes da conferência os avanços mais recentes no desenvolvimento da produção no pré-sal.
Formigli apresentou os prin-cipais marcos da fase de explora-ção e avaliação do pré-sal e des-tacou 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 produ-zindo 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 sen-do 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.
Orlando Azevedo, presidente da Petrobras America; Solange Guedes, gerente executiva de Engenharia de Produção e Carlos Tadeu Fraga, gerente executivo do Cenpes
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prospecta bons negócios
O reliant park recebeu pelo décimo segundo ano conse-cutivo o pavilhão brasileiro
coordenado pelas duas principais entidades do setor, o Instituto Brasi-leiro de petróleo, Gás e Biocombustí-veis (IBp) e a Organização Nacional da Indústria do petróleo (Onip).
Como desdobramento do pro-jeto Oil Brazil – que conta com o financiamento da Agência Brasi-
leira de promoção de exportações e Invest imentos (Apex) e coorde-nação da Onip, o pavilhão tem por objetivo incre-mentar exporta-ções 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 delega-ção 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 ape-nas de reino Unido e China.
segundo Bruno Musso, superin-tendente da Onip, nos últimos anos é possível perceber os reflexos do
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.
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Mercado brasileiro
Cobertura OTC 2011 – Pavilhão Brasil
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bom momento do Brasil no cenário mundial, em função das descober-tas de petróleo nas áreas do pré-sal. O que acabou aumentando o interesse por maior conhecimento sobre a experiência brasileira no setor de petróleo.
“Acredito que a feira é uma pos-sibilidade para as empresas aprovei-tarem este encontro para estabelecer novos contatos e possibilidades no mercado externo. Além disso, é tam-bém 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 em-presas e o crescimento da participa-ção brasileira no evento, o secretá-rio executivo do IBp, Álvaro Tei-xeira, diz: “este aumento sistemá-tico da participa-ção 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-
mente é uma referência mundial do setor offshore de petróleo e gás.”
O gerente de projeto da Agência Brasileira de promoção de exporta-ção e Investimentos (Apex), Márcio Almeida, que acompanhou a gran-
de movimenta-ção do evento e principalmente dos estandes do pavilhão Brasil, lembrou que este ano foram feitas mudanças nos estandes brasilei-
ros, o que proporcionou mais con-forto aos expositores e uniformizou a comunicação visual.
de acordo com Almeida, no pró-ximo ano a área do pavilhão deve aumentar. “Além disso, a Associação Brasileira da Indústria de máquinas e equipamentos (Abimaq) e o pro-grama de Internacionalização da Cadeia produtiva de petróleo e Gás (proInter), que este ano não ficaram no pavilhão Brasil, vão se aproximar mais”, complementou.
Negócios estratégicospara 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.
para Paolo Fiorletta, diretor da metroval, a OTC é uma sala de reunião na qual a empre-sa tem acesso a muitos contatos ao mesmo tempo,
o que, em sua opinião, seria impos-sível agendar num prazo tão curto de tempo.
A metroval, que participa do evento pelo seu quinto ano, também presta serviços na área de atendimen-to offshore e calibração de sistemas.
Fiorletta conta que a metroval está constantemente envolvida em projetos de medição, mas destaca o projeto inovador em injeção quími-ca 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 entre-garemos em junho”, afirma.
A empresa possui um laboratório de calibração de última geração, um dos mais modernos da América Lati-na – e foi o primeiro a trabalhar com água e hidrocarboneto no Brasil.
O executivo ressaltou também uma importante realização da empre-sa em inovação metrológica no pro-jeto da plataforma Cherne 1 (pCH1). “Neste projeto atendemos a um re-quisito 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 brasileirapelo 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 pros-pectar muitos negócios. Além disso,
ENTIDADESANP; IBP; Onip; Abemi; Rio Negócios
EMPRESASAltona; 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
PAVILHÃO BRASIL
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achei a participação brasileira bem expressiva este ano no evento. A cada
ano a feira está me-lhor”, comentou Al-berto Freitas, geren-te comercial e geral de epC da WBs.
segundo ele, a empresa detém con-tratos de engenha-ria com a petrobras
em várias unidades operacionais, e ressaltou que a WBs fechou seu pri-meiro 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 pro-duz hoje 60% do querosene de avia-ção 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 pe-trobras 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 pe-trobras”, 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 repre-sentativos da indústria nacional, da construção e da produção. “Quere-mos que nosso portfólio tenha outros nomes. Isso criará um equilíbrio dos negócios da petrobras com outros parceiros também”, conclui.
A CONVITE DO Departamento de Comércio do Governo Americano, o advogado, especialista em pré-sal, profes-sor Cláudio Araújo Pinho, integrou a delegação brasileira participante da Offshore Technology Conference/OTC e aproveitou para realizar diversos com-promissos naquele país.
“Além de participar da feira, o obje-tivo foi conhecer a programação e fazer um networking com alguns professo-res”, conta Cláudio Pinho que partici-pou 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
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 ex-periência 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 te-nha o mesmo sucesso.”
De acordo com Claúdio, para as grandes empresas estran-geiras o importante é que se tenha uma regra clara aliada à in-tenção 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.
Advogado especialista em pré-sal integra delegação brasileira na OTC
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Automação com inovação“participamos do evento há mais
de dez anos e achamos esta edição muito produtiva. A localização do pavilhão Brasil ajuda muito a visita-ção do estande e nossa visibilidade na feira”, considerou o engenheiro de vendas da gaúcha Coester Auto-mação, Régis Somensi.
A empresa, fornecedora de atu-adores e conec-tores elétricos, levou à feira seu mais recente lan-çamento de atu-adores da linha split, que é consi-derado significa-tivo 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 (pilar-Ipojuca), da petrobras, para o Com-plexo 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
importância da participação na feira, dentre outras, é essa facilidade de em contato com futuros parceiros.
Parceria em cladeamentoCom grandes expectativas para
2011 devido à prospecção de novos negócios, a protubo, especializada em engenharia de tubulações, le-vou 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 cla-deamento de tubos em sua planta, que está permitindo a empresa estar envolvida em diversos projetos.
Sergio Oliveira, diretor de ne-gócios da protubo, conta que no ano passado a empresa finalizou a ne-gociação 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 ins-pecionado por brasileiros”, indica.
O executivo explica que o cla-deamento, tecnologia inédita no
Brasil, consiste no revestimento de tubos de aço com ligas metá-licas resistentes à corrosão. para o fornecimento deste serviço, a protubo também
fechou recentemente contrato com a FmC Technologies.
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.
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Oliveira ressaltou ainda que no fi-nal 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 pro-jeto é denominado Gorgon project, e nele estamos produzindo ao lon-go deste primeiro semestre de 2011 em torno de 600 curvas em diversos diâmetros e materiais. estamos cur-vando 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 im-portantes contatos nesta edição da feira. “Nesta OTC tivemos grande visitação em nosso estande, inclusi-ve recebemos algumas cotações de negócios durante a feira”, afirmou o representante da empresa.
Apresentação ao mercado mundial
“A feira nos proporciona maior visi-bilidade e proximidade com empresas estrangeiras”, aponta o diretor da di-visão 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 este-
ve em contato com grandes empresas durante a feira e recebeu a visita de três fornecedores estrangeiros em seu estande. e con-tou que a empresa aproveitou a opor-
tunidade de estar em Houston para realizar visitas técnicas aos estaleiros da região.
segundo Kozio, a Tomé enge-nharia está trabalhando hoje em três grande projetos, com esquema de contratos de epC. são eles: a cons-trução do parque de tancagem da
renest (refinaria Abreu e Lima), em pernambuco; a carteira de ga-solina 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, espe-cializada em tratamento de superfícies, participa pelo segundo ano consecuti-vo 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 inten-ção de entrar no mercado brasileiro. Na feira conseguimos contactar as empresas que já fornecemos”, expli-ca o superintendente do Grupo Gp, Bruno Varela.
O Grupo Gp apresentou em seu estande sua varia-da linha de reves-timento tanto da parte eletrolítica química quan-to 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 segmen-to 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 internacionalizaçãoA Lupatech, fabricante de válvu-
las industriais, equipamentos para o setor de petróleo e gás e líder na América Latina na instalação de revestimentos anticorrosão em tu-bulações, 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 Orien-te médio, América do sul e índia”, informou Adhemar Freire, gerente de desenvolvimento de Negócios Internacionais da Lupatech.
O executivo afirma que, atual-mente, 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 semissub-
mersíveis. 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 submarinaNa 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 proje-to junto à KBr, uma companhia mundialmente re-conhecida no seg-mento de petróleo & gás”, ressalta o diretor-geral da Chemtech, Daniel
Moczydlower.para a área de p&d, o grande des-
taque da empresa foram as soluções subsea power Grid. “A tecnologia consiste em uma rede elétrica sub-marina, que permitirá a produção e processamento de óleo e gás a partir
eventos
TN Petróleo 77 71
de módulos instalados a até 3.000 m de profundidade. Já na área de con-sulting, a Chemtech apresenta três novos softwares: o OGm, Ultrapipe e o ps ppm”, afirma o executivo.
Tecnologia de automaçãoestar presente em um evento
internacional para divulgar seus produtos e serviços é estratégico para a Altus, especializada em au-tomação industrial, há dois anos participando da OTC.
“este ano, o destaque no estan-de da empresa foi a nova geração de controladores da série Nexto, produto novo destinado à automação de plata-formas. Apresentamos ainda na feira toda a capacitação da Altus em prover soluções para automação de plata-formas”, apontou Nelson Felizzola, diretor comercial da Unidade de Óleo e Gás da empresa, que hoje tem con-tratos com a petrobras na Bacia de Campos e plataformas novas.
Kromav fecha contrato com o estaleiro Inhaúma
A Kromav, especializada em pro-jetos e serviços de engenharia, infor-mou durante a OTC que assinou um
contrato no dia anterior ao início da feira para a revitalização do estalei-ro 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 fabri-cação 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 forne-
cimento de servi-ços técnicos para projetos básicos de engenharia do empreendimento. dentre outros pro-jetos, está atual-mente trabalhan-do 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 desen-volvendo ainda três projetos em paralelo, sendo dois FpsOs – um para Cernambi e outro para a ces-são 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 co-locado 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 estudan-tes 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-
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nharia a desenvolverem um projeto sobre os aspectos sociais e ambien-tais da indústria do petróleo, le-vando em conta o estudo técnico e incentivando a pesquisa e a ob-servação da in-dústria petrolífe-ra. Os estudantes vencedores puderam conhecer ainda a Universidade do Texas.
A equipe vencedora estava com-posta pelo professor José marcos Francisco da silva e pelos alunos marco Antonio santos Guimarães de Fontes e Thiago Cleyandson rodri-gues 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 universi-dades 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 ra-dix, informou que a empresa apresentou pela primeira vez no evento as soluções e serviços para o mercado offshore. “de-senvolvemos sistemas da informação e TI Industrial desde a sua arquitetura e modelagem até a homologação e comis-sionamento 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 softwa-re 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 gre-enfield e otimização/modernização de unidades brownfield.
Rio de Janeiro na OTCA cidade do rio de Janeiro parti-
cipou pela primeira vez da Offshore Technology Conference. O município
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 ci-dades 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 ci-dade 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 es-tão trabalhando para isso”, comen-
tou o diretor executivo da agência, Marcelo Haddad.
ANTES DO INÍCIO DA OTC, o US-Brazil Energy Forum (Foro de Energia Brasil-EUA) realizou, em Houston, seu pri-meiro café da ma-nhã 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 in-ternacional de energia e o Brasil, o fórum pretende aproximar empresas e entidades governamentais do Brasil, Estados Unidos, e outros países, para
o desenvolvimento de parcerias co-merciais no setor de energia.
“Agregamos valor a associações e grupos brasileiros que buscam parcerias com players globais, bem como a empre-sas internacionais que queiram atuar no Brasil”, comentou o presidente do US-Brazil Energy Forum, Jon P. Vague.
O fórum premiou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombus-tíveis (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 pre-sentes ao evento estavam o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai), a Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi) e o
Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).
Empresas como Schlumberger, Cameron, Shell, Dow Chemicals, De-von e Odebrecht, além de sete con-sulados 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 apresen-tou um levantamento no qual foi identi-ficado que a indústria de equipamentos e serviços da região do Texas e Loui-siana deverá faturar cerca de US$ 25 bilhões no mercado brasileiro de ener-gia 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 investimen-to total, US$ 150 bilhões serão desti-nados à contratação de peças, equipa-mentos e serviços, dos quais US$ 100 bilhões serão fabricados no Brasil e US$ 50 bilhões, importados.
Oportunidades na mesaForo de Energia Brasil-EUA realiza café da manhã com líderes do setor de energia
eventos
Como principal ferramenta para atrair novos investimentos para o se-tor, 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 no-vas oportunidades de trabalho nos pró-ximos cinco anos. Os projetos previstos deverão, ainda, atrair outros segmentos com elevado impacto econômico.
Entre os principais ativos da ci-dade estão a presença dos centros de decisões do setor, como a sede da Petrobras, Onip, IBP, ANP, a li-derança 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 ca-deia e a geografia privilegiada, como acesso ao mar e próximo às bacias produtoras, Santos e Campos.
Extra feira, a equipe da Rio Ne-gócios 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 oportu-nidades 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 organi-zada 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.
A TecnoFink, especiAlizAdA em ma-nutenção industrial, fechou durante a oTc 2011, acordo de Us$ 600 mil com um grupo de cingapura, pela licença do produto oxiFree, que protege peças me-tálicas 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 cons-trução 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 desenvol-vido com o conhecimento de que a petro-bras sofria com a corrosão em flanges, parafusos, válvulas e pontos com frestas nas plataformas em alto-mar.
A TecnoFink está presente em to-das 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 cin-gapura, 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 so-bre 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 exposi-ção de nossa marca, essa feira ainda pos-sui um público de excelência para os negó-cios”, comemora. A empresa informou que já reservou espaço para a edição de 2012.
TecnoFink fecha acordo com grupo de Cingapura
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Tão 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, participan-tes do evento.
O primeiro foi a confraterniza-ção da vicinary Cadenas e Lupa-tech CsL. Bem diferenciado este ano, o encontro aconteceu no sá-bado, dois dias antes da OTC, no Karamu Outpost, área do zoológi-co de Houston, em um ambiente bem informal e divertido.
Como de costume, na progra-mação da delegação brasileira há
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 Fer-nando e rosa Frimm, no bairro de White Wing Lane, patrocina-do pelo ABs-rio, pela sBm/Gus-tomsC e pela Oildrive.
O churrasco começou a partir do encontro, em 1994, de três engenheiros navais, amigos há mais de 15 anos, ex-companhei-ros da escola politécnica da Uni-versidade 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 brasilei-ra do grupo ABs. O bate-papo
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 oportu-nidade excelente de reencontro entre os brasileiros que moram aqui e os que vêm para a feira. muitas vezes não temos tempo para manter esse relacionamen-to e, no churrasco, temos esta oportunidade num clima muito descontraído”, conta João Car-los, 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 execu-tivos da estatal no Brasil e na
Um brinde aos
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.
eventos
negócios
Os anfitriões: Fernando e Rosa Frimm.
Cobertura OTC 2011 – Confraternizações
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América, além de representan-tes das principais companhias offshore do mundo, na românti-ca mansão Bayou Bend Collec-tion 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 Housto-nian, reconhecido como um dos melhores hotéis de Houston. Na mesma noite, a Keppel Offshore & marine realizou seu tradicio-nal coquetel no Intercontinental Houston.
e na quarta-feira à tarde, no reliant Center, foi realizado o tão esperado coquetel do pa-
Presença feminina no Churrasco dos Brasileiros.
Jair Matos, Brasilamarras e as equipes da TN Petróleo e do IBP em evento no Karamu Outpost, dentro do Zoo de Houston.
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vilhão Brasil, promovido pelo IBp (Instituto Brasileiro de pe-tróleo, 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 petro-leum Congress (WpC), após um
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 negó-cios podem acontecer em clima de descontraída confraternização.
eventos
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.
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eventosPrévia Brasil Offshore 2011
O maior evento daoil town
Realizada 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 ju-nho, 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-
cantara machado, pela prefeitura municipal de macaé, pelo Instituto Brasileiro de petróleo, Gás e Biocom-bustíveis (IBp) e pela society of pe-troleum 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 or-ganizadores 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 con-teúdo focará os principais aspectos relacionados ao desenvolvimento em águas profundas, projeto e ge-renciamento de campos, construção de poços, FpsO & semissubmersí-veis, 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 cresci-mento superior a 100% no número de
por Cassiano Viana
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.
brasileira
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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 equipa-mentos, acessórios e peças para sondagem, perfuração e extração,
aos fornecedo-res de produ-tos químicos, passando por serviços de co-
municação, catering, helicópteros e embarcações de serviço, serviços de construção e reparos navais e manutenção em geral, todos os se-tores da cadeia produtiva da indús-tria de óleo e gás, naval e offshore estão muito bem representados na Brasil Offshore deste ano.
No pavilhão principal, além do estande da petrobras, destacam-se os da Usiminas, da construtora
mendes Junior, da Apolo Tubu-lars 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, Ave-va, Tenaris Confab, Ge Oil & Gas, Fluxo, NHJ Container, Teadit e estaleiro mauá.
Atuando mundialmente na área de vedação e isolamento, o desta-que da Teadit para essa edição da Brasil Offshore são os suportes de mola Termatic, tecnologia desen-volvida 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 ofe-recidas nas suas soluções Aveva plant – com foco na integração en-tre as fases de engenharia básica, detalhamento e gerenciamento de projetos – e Aveva Net – interopera-bilidade de dados através de uma ferramenta que segue os padrões exigidos pela norma IsO 15926 –, respectivamente.
A maxen, ex-mercotubos, em-presa brasileira que atua há mais de dez anos no mercado de pro-dutos 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 edi-ção suas soluções de automação para plataformas offshore.
este ano, o estande da Fluxo, em parceria com a emerson pro-cess management, irá apresentar o novo transmissor Wireless 708, para monitoração acústica de purgado-res e válvulas de pressão de alívio
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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 Bra-sil irá destacar seu mTA (módu-lo Temporário de Acomodação) e módulos Habitáveis, dois produtos de grande aceitação no mercado offshore para solução de espaço.
Fornecendo serviços de enge-nharia 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 re-presentados em seu estande na feira de macaé: subsea, Well services,
process systems, Field develop-ment, 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, fo-ram montadas quatro tendas para abrigar um crescente número de empresas interessadas em apresen-tar 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 es-tande 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 enge-nharia. Na tenda 4, destacam-se os estandes da Forship, metalcoating, eagle Burgmann, Goodyear, mills engenharia, sH Formas e Came-ron/vescon.
Pavilhões internacionaisde olho no crescimento da eco-
nomia brasileira, nos projetos da indústria de petróleo no país e dis-postas a não perder oportunidades,
empresas de vários países confir-maram a presença nos já tradicio-nais pavilhões internacionais.
A Alemanha escalou 17 grandes empresas (em 2009 foram apenas seis) com o objetivo de desenvol-ver 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 repre-sentando a cadeia de suprimentos das indústrias de petróleo e gás e energia do reino Unido – organi-zou o pavilhão Britânico com 21 empresas na sexta edição do Bra-sil 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, Hydra-sun e electro-Flow Controls.
A Câmara de Comércio Ame-ricana (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 di-namarqueses estão montando um pavilhão na feira, o que demonstra um aprofundamento das relações entre Brasil e dinamarca nos últi-mos anos, principalmente devido à área de petróleo e gás.
Cresceu também o interesse de empresas francesas no mer-cado 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 partici-pantes da última edição.
A TRADICIONAL RODADA de Ne-gócios 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 expectati-va de negócios de R$ 97 milhões.
O Encontro de Negócios (Eneg), realizado pela primeira vez na Feira,
totalizou na última edição do evento, 300 reuniões, com previsão de gerar um volume equivalente a R$ 22,7 mi-lhões em negócios.
Em 2009, por exemplo, a mul-tinacional 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 pro-cesso de licitação.
Rodada de Negócios
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Campos 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 im-pulso em 1974, com a descoberta do campo de Garoupa. entre-tanto, sua produção comercial, predominantemente de petróleo pesado, teve início somente em 1977, no campo de enchova.
Com reservas de óleo equi-valente 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 petro-líferos 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
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 Organiza-ção dos países exportadores de petróleo (Opep).
em abril, a petrobras comu-nicou o início do Teste de Longa duração (TLd) da área de Brava, no pré-sal da Bacia de Campos, na área da Concessão de produ-ção do campo de marlim, locali-zado 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 setem-bro de 2008. em seguida, em ju-lho de 2010, a petrobras colocou em produção reservatório no pré-sal do campo de Baleia Franca.
Além de possibilitar à petro-bras mais informações sobre as características do reservatório, os dados serão importantes para o estudo das características de
Bacia de Campos, hoje
Bacia de Campos Produção média de petróleo e LGN (média dez/2010) .................1.631.047 bpdProdução média de gás natural (média dez/2010) . 23,890 milhões de m³Produção total em barris equivalentes (média dez/2010) ................ 1.781.361 boedPoços produtores ....................................591Poços injetores ....................................... 184Reserva provada total (boe) ............15,283 bilhões boePlataformas fixas .......................................14Plataformas flutuantes ............................ 39Plataformas em construção ..................... 6 Sondas de perfuração ....48 (4 próprias e 44 afretadas)Manifolds .................................................... 69Monoboias ..................................................... 1Dutos submarinos .........................5 mil kmÁreas de concessão pela ANP 9.365 km²Área total ................................... 100 mil km²Frota de barcos de apoio ......................267Frota de helicópteros ...........42 aeronavesPassageiros transportados/mês (média)................................................. 50 milForça de trabalho (empregados e terceirizados) .................... cerca de 66 mil
Fonte: Petrobras, jan/2011
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o maior evento da oil town brasileira
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novos poços nos campos de marlim e voador.
Também em abril, OGX e sta-toil anunciaram novas descobertas na Bacia de Campos. A OGX iden-tificou a presença de hidrocarbo-netos na seção albiana do poço 1-OGX-33-rJs, localizado no bloco Bm-C-41, em águas rasas. A empresa detém 100% de partici-pação neste bloco. O poço se situa
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 identi-ficou a presença de hidrocarbone-tos em seções dos poços OGX-40 e OGX-41, nos limites das acumula-ções de pipeline e Waikiki.
Já a statoil anunciou a des-coberta de petróleo próximo do campo peregrino, confirmando o
potencial da região. O peregrino está situado a 85 km da costa do rio de Janeiro. A statoil é a ope-radora do campo, com participa-ção 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.
MACAÉ REPRESENTA, hoje, a principal base operacional para a exploração, perfuração e extração do país, o que garante a presença, no município, de equipes operacio-nais, engenheiros e gerentes que trabalham nas plataformas, na base da Petrobras e das diversas empre-sas sediadas na região.
A 180 km do Rio de Janei-ro, além de abrigar a unidade de
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 cres-ceu 600% nos últimos dez anos por conta dos investimentos, do desen-volvimento da cadeia produtiva do setor e dos royalties da exploração.
Segundo dados do IBGE, atual-mente o PIB per capita de Macaé
– 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 Indús-trias do Rio de Janeiro (Firjan): 13,2% ao ano.
Segundo o IBGE, o crescimento também triplicou a população do município – hoje, de 200 mil habi-tantes. Dez por cento da população é de estrangeiros.
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Um 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 ini-ciativa, 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 sub-marinos 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 sin-táticas 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.
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.
mercado brasileirode petróleo e gás
Michel Curletto é conselheiro em Energia, Meio Ambiente e Naval da Ubifrance/Missão Econômica do Rio de Janeiro.
mercado aquecido
Cresce o interesse de empresas francesas no
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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 tec-nológica 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 em-presas 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 brasi-leira. 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 in-vestimentos 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.
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A 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 inova-ções, dentre elas a criação de um índice para medir o valor de com-pra 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 compa-
nhia, com o novo modelo de nego-ciação da Brix, o processo de contratos de co-mercialização de energia terá re-dução de prazos
e custos. “A comunicação da pla-taforma 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 merca-do atual, os players que poderão participar são os agentes da CCee (Câmara de Comercialização de energia elétrica). “A relação é
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 obje-tivo da Brix é estimular os negócios sem onerá-los, será estabelecida uma taxa transacional com valo-res reduzidos, para que os agentes possam se familiarizar com a plata-forma, e a utilização será gratuita nos primeiros meses.
O presidente da Brix explica que a implementação da platafor-ma eletrônica ocorrerá em três eta-pas ao longo dos próximos anos e será feita naturalmente em função da evolução do mercado. A primei-ra será o lançamento da plataforma e sua disponibilidade de uso pelos agentes no Ambiente de Contra-tação Livre (ACL) em junho deste ano. “Os contratos terão apenas liquidação com entrega e recebi-mento físico de energia elétrica por meio de registro na CCee”, diz.
em seguida, quando houver lançamento de contratos de de-rivativos de energia com liqui-dação financeira, o acesso será ampliado, permitindo a partici-pação de instituições financei-ras. “Já em uma terceira etapa será estabelecida uma câmara de compensação e liquidação (clearing house), que permitirá o lançamento pela Brix de contra-tos multilaterais com liquidação financeira”, conclui.
são sócios da empresa: o em-presário eike Batista e os executi-vos 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 eletrô-nica em diversos mercados.
“A criação da Brix vem em momento muito propício, pois o
Lançada bolsa eletrônica para contratos de energia no BrasilA 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.
Energia elétrica
por Maria Fernanda Romero
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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.
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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 experimenta-ram a partir de ambientes eletrô-nicos 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 possibi-lidade de atuação da Brix tam-bém na América Latina, marcelo mello descartou o interesse de expansão num primeiro momento, mas frisou que a ICe (Interconti-nental exchange) tem expertise no exterior e poderia vir a atuar desta maneira sim. “Hoje o Brasil tem pequena relação de expor-tação 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 capitalNa ocasião, marcelo mello in-
formou que a Brix poderá ter ca-pital 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, se-rão 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 contra-tadas para atuar na plataforma brasileira. A ICe, fundada em 2000, age em mercados de fu-turos 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 (cle-aring 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 reorganiza-ção 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 extraor-dinária”, afirmou.
Ainda segundo eike, ou-tras 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 de-cadência. Tentar dominar algo indomável é muito complicado e os centros de pesquisas do mun-do 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 gera-dos com as exigências que virão a partir de Fukushima farão com que “a conta fique impagável”. “Os alemães, que são um povo alta-mente técnico, saíram disso porque já perceberam”, comentou.
Ao lado dos sócios Josué Gomes da silva, marcelo parodi e a Inter-continental exchange (ICe), eike Batista terá 23,75% da nova bolsa de energia. O economista roberto Teixeira da Costa terá 5%.
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O objetivo da parceria é conferir maior eficiên-cia, eficácia e efetivi-dade à gestão pública, maximizar os resulta-dos institucionais, unir
esforços visando definir as formas de incentivar e facilitar a integração en-tre 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 progra-mas conjuntos de atividades anuais, incluindo parcerias em bolsas de es-tudos, abertura de oportunidades para o corpo discente da UFF e pesquisas técnicas alusivas a projetos de inte-resses 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 Na-vais (Casnav). O Núcleo funciona na escola de engenharia da UFF e conta com infraestrutura moderna e equipe especializada, integrada ao corpo do-cente e discente da Universidade.
O evento contou com a presença de autoridades militares, representantes da UFF e da prefeitura municipal de Niterói. O secre-tário municipal de Ciência e Tec-nologia, José ray-mundo martins romeo, destacou em seu discurso que o trabalho da secCTm em con-junto com a UFF será um marco para o avanço tecnológico nacional.
O reitor da UFF, professor Roberto de Souza Salles, durante discurso na
cerimônia de abertura, disse que dese-ja ampliar as parcerias estratégicas nos próximos anos. “Queremos uma uni-versidade que possa ajudar nosso país a desenvolver. esse é um acordo espe-cial, 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 Oli-veira Cavalcanti, será a oportunidade de fabricar conhecimento.
Fazendo parte da mesa, o ex-ministro da marinha, almirante-de-esquadra mauro César rodrigues pereira, destacou a necessidade de estreitar laços com universidades bra-sileiras. 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 se-jam ampliados com a inserção de pro-fessores doutores, mestres e graduan-dos 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 fun-ção 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, contra-almirante Antonio Reginaldo Pontes
Lima Junior, esse núcleo vai permi-tir uma oxigenação na capacitação do centro. “vamos tra-balhar com pesqui-sadores da UFF em diversos projetos que são de interes-
se 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). es-sas 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.
Um acordo inédito entre Marinha e UFFA 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).
eventosCooperação acadêmica
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por Maria Fernanda Romero
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O encontro, promovido pelo UK Trade and Investment (Ukti), foi aberto pelo diretor de energia da agên-cia 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 parti-cipação das companhias brasileiras e britânicas.
“O fórum em si atraiu profissio-nais experientes e talentosos, fato demonstrado pela presença de altos executivos de empresas como petro-bras e eletrobrás. Nós acreditamos que esses executivos e empresários brasileiros e britânicos vão continuar trabalhando juntos no futuro, forta-lecendo 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 cresci-mento econômico do país. Há muitas oportunidades aqui e o Brasil tem dado mais importância à questão energética. Além daquilo que já co-nhecemos, como investimento em petróleo, eu citaria o aumento do uso da energia eólica.”
O executivo apontou a geração eólica como uma área bastante pro-missora, em que o reino Unido tem a maior capacidade instalada do mun-do – reflexo do compromisso daquele país com a redução de emissões. “O
reino Unido abriga um projeto de desenvolvimento dos maiores ae-rogeradores offshore já concebidos, projetados para instalação em lâmi-nas de águas jamais consideradas viáveis” explicou.
de acordo com Craig Jones, o de-senvolvimento de novas tecnologias em energia limpa é um dos princi-pais objetivos do governo e, durante o evento, foi possível trocar experiên-cias sobre o setor entre os países.
“O governo britânico reservou Us$ 900 milhões para apoiar o in-vestimento 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 car-bônico 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 esco-lhemos o Brasil por ser um mercado prioritário para nós” assegurou ele.
A ideia foi reforçada pela apre-sentação do embaixador britânico no Brasil, Alan Charlton, que afirmou que as empresas de energia britâ-
nicas instaladas aqui devem bus-car, cada vez mais, parcerias para de-senvolvimento de projetos no setor de renováveis. entretanto, Charl-ton ressalvou que
o interesse maior ainda será devotado ao setor petróleo por algumas déca-das. “O futuro pede parcerias susten-táveis, visando ao desenvolvimento de fontes de energia renováveis, mas o petróleo permanecerá importante por um tempo. É fundamental que se mitiguem emissões de CO
2 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.
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.
eventosUK Energy in Brazil
por Maria Fernanda Romero
Da esquerda para direita: Craig Jones, diretor de Energia da UK Trade Investment; Chris Haynes, vice-presi-dente 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.
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A questão ambiental também pontuou a participação do vice-presidente executivo de grandes projetos de upstream da shell, Chris Haynes. de acordo com ele, com-panhias 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 emis-sões”, observou. segundo o executi-vo, a shell tem como estratégia aliar projetos na área de renováveis para reduzir emissões de gases da com-panhia até 2020.
Também durante o encontro, o pre-sidente da petrobras, José sérgio Ga-brielli, deixou claro em seu discurso: “O reino Unido está nos pensamentos da petrobras.” e ressaltou os bene-fícios de uma parceria entre os dois países, destacando o poder de compra do Brasil para os empresários britâni-cos. “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 ajus-tes conforme o perfil de cada setor.” ele ressaltou que a estatal valoriza empresas que tragam seus centros de pesquisa e desenvolvimento ao Bra-sil, 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 des-cobertas do pré-sal, em termos de
longo prazo, o país tem um enorme potencial de crescimento de produ-ção. Todo o setor está interessado em participar deste processo”, indicou.
para Gabrielli, a petrobras é uma das empresas com taxa de crescimen-to mais rápido no mundo. em 2010, a demanda por produtos derivados cresceu 10,6% no Brasil. “É uma si-tuação única, somos uma empresa completamente integrada ao merca-do doméstico, 85% do petróleo são produzidos no Brasil, e 85% das ven-das 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 adi-cionar entre 10 e 16 bilhões de barris provenientes das áreas já concedidas do pré-sal, além dos 5 bilhões de bar-ris 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 flutu-antes de produção. estamos cons-truindo 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 im-portância 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 redu-zir essas perdas, para aumentar a eficiência energética e a rentabili-dade 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 negó-cios nacionais e internacionais, em-pregando 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 offsho-re no mar do Norte na década de 1970, o país adquiriu expertise na exploração de petróleo, com forte tradição no desenvolvimento de tec-
Convidamos empresas britânicas a virem ao Brasil. Nós temos o maior
poder de compra do mundo no setor.José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras
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nologias e soluções para o setor. As empresas britânicas estão, agora, adaptando e inovando estas tecnolo-gias para desenvolver infraestrutura de energia eólica offshore.
Após a abertura do evento, empre-sas britânicas ministraram workshops sobre energia eólica, bicombustí-vel, petróleo e gás e subsea, com a participação de importantes agentes dos respectivos mercados, como raí-zen, Bp Biocombustíveis, subsea UK, eletrobras eletrosul, Natural power, Unica, Iberdrola, Carnegie College, dentre outras.
rodadas de negócios seguiram durante toda parte da tarde.
Bons ventosA 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 reno-vável, 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 tur-binas, 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 conheci-mento em países que ainda engati-nham no setor e expandir essas bem sucedidas parcerias para a geração offshore.
O presidente da Associação Brasileira de energia eólica (ABe-eólica), ricardo simões, abriu a palestra fazendo um overview do segmento no país, que cresceu 3.100% nos últimos cinco anos, destacando gargalos, oportunida-des e ressaltando a importância de acordos bilaterais para a expansão da indústria no Brasil.
Já o diretor de engenharia e operação da eletrobrás eletrosul, ronaldo Custódio, palestrou sobre a evolução da empresa no segmento, ressaltando a importância do progra-ma de Incentivo às Fontes Alternati-vas de energia elétrica (proinfa), que prevê a implantação de 54 usinas eó-licas, totalizando 1.422,92 mW para alimentar o sistema. O engenheiro também destacou os projetos da ele-trobrás 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, dire-tor do Centro de Colaboração de energia Whilock, Carnegie Colle-ge, instituição de ensino superior escocesa, foi a capacitação de pes-soas 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 deslan-charem. “Conhecemos os desafios deste mercado e já estamos aptos a dizer o que pode funcionar. pre-cisamos 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 eó-lica por aqui. para ele, é primordial ganhar a confiança dos investidores como bancos e o próprio governo.
“Neste mercado é indispensável pre-ver 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 su-jeito a variações climáticas, proximi-dade de portos, esquema de trabalho em turnos no mar, mas hoje já pos-suímos quase 30 anos de mercado e podemos agregar o conhecimen-to que viemos adquirindo ao longo desse tempo para calcular os riscos dessas operações”, assegurou Unai Oatuza, gerente da empresa no Bra-sil. 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 expan-são eólica offshore no Brasil não deve acontecer por enquanto. “Já estamos envolvidos com projetos onshore, porém as operações eóli-cas offshore são 50% a 100% mais onerosas, o que torna o processo inviável. Não descartamos, entre-tanto, caminhar para este tipo de planta futuramente, e esperamos que nossa expertise seja um dife-rencial”, comentou.
O aumento do conteúdo nacio-nal 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 for-mação e capacitação. precisamos ter bons projetos e estimar a produção para que o leilão seja um sucesso, o que só acontecerá quanto tiver-mos todos os parques implantados e gerando energia”, finalizou Laura porto, diretora da Iberdrola.
eventos
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Um dos poucos países com resultados concre-tos nessa área, o Brasil reduziu em um terço as suas emissões de ga-ses 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 re-duzir 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 Brasilei-ro 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 desenvolvi-mentos tecnológicos sobre CO2, princi-palmente na indústria do petróleo.
mais de 320 profissionais do setor participaram dos três dias do Congresso. entre os palestrantes, re-presentantes de empresas como petro-bras, Agência Nacional do petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANp), dNv, schlumberger, BG Group e statoil. Foram abordados no evento temas como captura, transporte, ar-mazenamento geológico, conversão, monitoramento do gás e os efeitos de gases contaminantes.
“Levando em consideração a complexidade das operações da in-dústria de óleo e gás e a dimensão das questões climáticas, é hora de agregar todos os esforços e iniciativas
para intensificar o debate em torno da pesquisa e desenvolvimentos tecno-lógicos 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 pro-duzido 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 pro-blema 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, coorde-nador 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, trans-porte e armazenamento de carbono (CCs) no Brasil.
segundo Ketzer, o Brasil, graças às suas bacias sedimentares, tem enorme capacidade de armazena-mento geológico, da ordem de 2 trilhões de toneladas de CO2. “Isso equivale a décadas de emissões glo-bais 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 exe-cutivo 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 tec-nologias 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 oportu-nidade de se tornar um importante ator no processo de mitigação das mudanças climáticas.”
Na frente, mais uma vezAcompanhando o avanço da sua economia, o Brasil tem tido também um papel cada vez mais ativo nas discussões climáticas nos últimos anos.
Congresso Brasileiro de CO2
Álvaro Teixeira, IBP; Raimar van den Bylaardt, CTDUT e IBP e a gerente geral de Eficiência Energética da Petrobras, Beatriz Espinosa.
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fórum
De acordo com a Con-federação Nacional da Indústria (CNI), o se-tor 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 ele-tricidade, em virtude das frequentes panes. em janeiro de 2011, a indús-tria consumiu 26 milhões de m³/dia de gás natural.
A situação do gás brasileiro é de fato promissora e atrair investimen-tos ao país e explorar o potencial
enorme das re-servas de gás na América do sul são as atuais prio-ridades do setor. de acordo com o gerente executi-vo de marketing e comercialização
de gás e energia da petrobras, An-tonio Eduardo Monteiro de Castro, o país já conta com os terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL) de pecém (Ce), com capacidade de re-gaseificação 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 regasei-ficar 35 milhões de m³/dia, volume maior que os 31 milhões de m³/dia de gás natural importados da Bolívia”, lembrou. Anunciado em fevereiro últi-mo, 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 fertili-zantes da empresa, a ampliação do mercado internacional GNL, o afretamento de navios tanqueneiros para o transporte desse insumo, e ressaltou que a petrobras vai con-tinuar investindo na transformação térmica do gás. “e vale destacar o aumento na carga de GNL no país e a diversificação de fornecedo-res. Atualmente fornecemos para 13 empresas e já temos 37 acordos assinados”, finalizou.
Rio sedia
sobre gásMaximizar 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’.
eventosRio Gas Forum 2011
por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
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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 britâ-nica é produzir 550 mil bar ris por dia no Brasil em 2020, e lem-brou que a BG 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 (ex-Tupi), 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
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, come-ce 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,
Cernambi e Tupi Nordeste) um to-tal 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.
Tecnologia inglesaTambém 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 pe-trobras, é importante para o apro-veitamento do gás natural associado, reduzindo a queima do mesmo.
segundo Iain Baxter, com a fer-ramenta, as unidades de GTL po-dem ser instaladas em plataformas flutuantes possibilitando a aplica-ção ao gás natural produzido nos campos marítimos, quando não for possível a reinjeção nos reservató-rios ou a construção de gasoduto para exportação.
O executivo contou que em 2008 foi fechada uma parceria com a pe-trobras para o desenvolvimento e fabricação de uma planta modulada de GTL, o que permitiu a trans-formação de gás em líquido para
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GARANTIAS CONTRATUAIS
Corretora de Seguros
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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 transpor-te deste tipo com carga elevada”, lembrou Baxter.
O evento contou com um workshop sobre investimento do pré-sal e no último dia os participantes puderam visitar o terminal de rega-seificação de GNL, da petrobras na Baía de Guanabara.
No primeiro dia da conferência, houve ainda painéis sobre a regula-ção do setor de gás; sobre projetos de gás onshore no Brasil; conteúdo e capacidade local e gás não conven-cional interno e externo.
Foco na América LatinaNo 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 in-vestimentos 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 aci-dentes 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 pode-rão surgir em uma exploração com-plexa 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 quei-mados todos os anos no mundo, o que corresponde a 1/3 do consumo
EXECUTIVOS DO GOVERNO federal, associações, consultorias e compa-nhias nacionais e estrangeiras partici-param, 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 regula-mentação da Lei do Gás, o crescimento de fontes não convencionais e a pers-pectiva 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
natural no Brasil, as suas diretrizes atuais para futuras tomadas de deci-sões e desenvolvimento do mercado nacional.
O Gas Summit Latin America promoveu um painel com executivos estrangeiros, no qual foram apre-sentados os planos de dez países para o mercado de gás, as oportu-nidades 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 mi-lhões 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 investimen-tos 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 opera-ção, com produção de 3 milhões de barris/dia.
Inchauste afirmou que a desco-berta de grandes reservas de gás no pré-sal brasileiro não inviabiliza a im-portação do gás boliviano pelo Brasil, cujo mercado tende a crescer muito nos próximos anos. “Há espaço para o gás boliviano e do pré-sal.”
Raio-X do mercado de gás natural no Brasil e América LatinaGas Summit Latin America 2011
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Gerardo Rabinovich, diretor do Departamento Técnico do Instituto Argentino de Energia; Gabriel Pablo Ven-drell, vice presidente da Acigra e Jorge Loureiro, superintendente de Gás da Secretaria de Estado Desenvolvi-mento Econômico, Energia Indústria e Serviços – Sedeis.
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anual da europa. Toda essa queima representa uma perda de Us$ 22 bilhões por ano.
Uma das soluções para este pro-blema é a criação por alguns países de um mercado exportador de gás, como houve na Nigéria, por exemplo. O país africano teve uma redução sig-nificativa 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 Ni-géria 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 comer-cialização de GNL da companhia, a empresa irá entregar um novo ter-minal em 2013, na Bahia.
Outro setor interessante para indústria de gás é a de transporte
marítimo, para o qual deseja-se um uso maior do gás natural como com-bustível. sérgio Garcia, gerente de Novos Negócios da dNv, deu como exemplo uma embarcação que trans-porta 1.500 passageiros de Buenos Aires, na Argentina, para montevi-déu, 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 merca-do de gás no Brasil ainda precisa se estruturar mais internamente para avançar. É necessária uma in-ternacionalização 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 in-vestindo 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 previ-são de conclusão em 2014. A auto-ridade 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.
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CISER PARAFUSOS
rio sedia fórum sobre gás
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grandes projetos
Uma verdadeira imersão em projetos idealizados e exe-cutados pelo mundo afora com o apoio de ferramentas tecnoló-
gicas desenvolvidas pela Autodesk, a empresa que há quase 30 anos criou um dos softwares de enge-nharia 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 interna-cionais 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 pro-jetos e tendências tecnológicas da empresa para a mídia, analistas de indústria e influenciadores.
para mostrar a aplicação de suas soluções em projetos emble-máticos, de obras de infraestru-tura, sofisticadas edificações de centenas de andares e complexas plantas industriais, incluindo empreendimentos do setor de óleo e gás, a empresa convocou os prin-cipais executivos e profissionais de
distintos segmentos a participarem desse evento, que está em sua segunda edição.
Líder em softwares 3d de pro-jeto, engenharia e entretenimento,
desde o lançamento do software AutoCAd, em 1982, a Autodesk vem desenvolvendo o maior portfólio de programas de software de última ge-ração para mercados globais. Hoje, a empresa norte-americana oferece soluções completas para criação de projetos, análise e documentação, os quais auxiliam as equipes de enge-nharia civil e estrutural a incremen-tar a produtividade, a qualidade e a competitividade.
Há diferentes soluções para as áreas de arquitetura, engenharia civil e estrutural, sistemas mecâ-nicos, elétricos e hidráulicos, e ainda do setor imobiliário, todas elas respaldadas em uma podero-sa ferramenta de modelagem de informações de construção (BIm, sigla em inglês de building infor-mation modeling).
essa solução possibilita que os arquitetos, engenheiros, constru-tores e proprietários explorem e validem, digitalmente, as ca-
Modelando informações para
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.
eventosAEC Media Summit 2011
por Beatriz Cardoso, enviada especial a Boston (MA), EUA
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racterísticas físicas e funcionais essenciais de um projeto, antes de concretizá-lo, dentro de um pro-cesso integrado. e reforça ainda mais a comunicação e integração entre todos os profissionais envol-vidos em um projeto: por exemplo, o software BIm auxilia os enge-nheiros estruturais a compartilha-rem 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 du-rante dois dias, os especialistas mos-traram de que forma as ferramentas integradas para a criação de projetos e a modelagem de informações de construção possibilitam aos diferen-tes 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 documen-tação da construção e a execução final do projeto. elas possibilitam, ainda, aumentar o controle e a visibilidade de cada projeto, dando aos profissio-nais da área a oportunidade de gerir mudanças através de todo o ciclo de vida do empreendimento.
Mark Strassman, vice-presi-dente da divisão de AeC, ressalta que algumas ferramentas vêm sendo usadas largamente pela petrobras e empresas que estão à frente da construção e exe-cução de projetos para a petroleira brasileira. Um deles é o Autodesk® Navisworks® para construção, utilizado em proje-tos complexos, como de refinarias, petroquímicas e outras plantas do setor de óleo e gás. “Grande percentual de empreendimentos nessa área utiliza o Autodesk® Na-visworks®”, 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 pro-jeto 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 processa-mento de óleo e gás, de refinarias a plataformas offshore.
Richar Rundell, diretor de Tecnologias estratégicas da divisão
da AeC & In-dústria, ressalta que as soluções apresentadas no evento são a mais nova gera-ção de modelos e softwares em 3d para plantas de
processo, substituindo ferramentas que estão em uso há mais de dez anos. “Como proprietária de nume-rosas refinarias, que utilizam essas ferramentas, é fundamental que asseguremos a elas uma ferramenta que possibilite fazer qualquer obra mais rápida, com maior confiabili-dade e melhor qualidade.”
O executivo frisa ainda que os softwares Autodesk aumentam a produtividade na implementação de qualquer empreendimento. “Nossas soluções são excelen-tes ferramentas para integrar a equipe de engenharia interna de um contrato de epC, reforçar a co-laboração, tornando essa relação mais efetiva na partilha de infor-mações e conectando pessoas”, diz ele, concluindo: “Todos esses aspectos são importantes em in-dústrias 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.
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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.
perfil profissionalElízio Fonseca
Meio séculode indústria naval
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 profissio-nalmente 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 com-
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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 Finan-ceiro da CeC equipamentos, para assumir também a diretoria financeira da CeC vicinay.
Após a morte de paulo Fer-raz, elízio e os sócios espanhóis criaram a empresa marajó e compraram a parte que perten-cia à Ferraz. Assim, em 1986, a CeC vicinay mudou o nome para Brasilamarras.
Ao assumir a presidência da nova empresa, elízio, incentiva-do pela petrobras, colocou-a para participar de um bloco importan-te para o fornecimento de equi-pamentos. 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, efetu-ando a nossa primeira exporta-ção, 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, du-rante os primeiro e o segundo plano Naval”, completa.
Com dedicação total à em-presa, 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 au-mentar a capacidade de produ-ção, que hoje é de 18 mil tone-ladas por ano, com a construção de um novo carrossel. Além dis-so, a companhia está em proces-so de fabricação e instalação de uma nova fornaria para atender à demanda da petrobras, seu
maior cliente, responsável por 80% dos pedidos.
Participação e reconhecimen-to – elízio é conhecido por ser um homem atuante em diversos setores da indústria naval brasi-leira. durante sua carreira, ele já presidiu e participou de mui-tos conselhos e associações, e chegou inclusive a ser secretário municipal de Indústria Comér-cio, desenvolvimento, Ciência e Tecnologia de Niterói.
Com tanto envolvimento no trabalho, as homenagens chega-ram com naturalidade, assim como se deu seu crescimento profissio-nal. O empresário foi escolhido
Cidadão Honorário de Niterói e também agraciado com a medalha Tiradentes, pelos serviços presta-dos 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 pro-fissional. Acho que o respeito você ganha respeitando os outros também”, afirma o carioca apaixonado por Niterói, que não gosta da afirmação de que o me-lhor daquela cidade é a vista do rio de Janeiro... “Considero-me um bom filho da Cidade sorri-so. 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 proble-mas ‘no fogo’. “Gosto de estar na cozinha. Quando cozinho ou asso alguma coisa, estou fazendo o mesmo com os meus proble-mas. 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 inten-samente todos os bons e maus momentos da indústria naval brasileira e acha que o setor ain-da 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!”
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
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Ano 3 • nº 15 • maio de 2011 • www.tnsustentavel.com.br
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 há-bitos. Organizações que estão, principalmente, pensando estrategicamente em soluções para os graves problemas sociais e ambientais que nos afligem.
Dessa forma, o Caderno de Sustentabilidade mantém-se 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 tecnolo-gias 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 resulta-dos 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 Vo-luntariado, 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 111CEBDS Meio ambiente
Aquecimento para a Rio+20
Rio lança ônibus sustentável
Portal do Voluntariado
Diversidade nas açõesEditorial
Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem
suplemento especial
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TN Petróleo – Quais as principais tecnologias para transporte hoje dis-poníveis 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 Diagno-se), que é o sistema de monitora-mento de emissões e controle de injeção, e o desenvolvimento de combustíveis de melhor qualida-de 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 efetiva-mente no mercado brasileiro?
A partir de 1º de janeiro de 2012, para veículos a diesel pesados no-vos 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?
O sistema SCR a ser utilizado por veículos pesados, possui motor com qualidade de combustão su-perior e boa eficiência energética, emitindo menos material particula-do. 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 deve-rá 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, me-diante a admissão no motor de uma pequena quantidade de gases de escapamento, de maneira a con-taminar a mistura ar/combustível. Com o menor teor de oxigênio na combustão, o teor de NOx liberado será menor.
Estas duas tecnologias neces-sitam 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 regula-mentados pela legislação brasileira para veículos do ciclo diesel têm como base aqueles adotados na Comunidade Europeia (denomi-nados Euro), entretanto, com uma
Entrevista especialAlex Barbosa Messias, gerente de Marketing de Transporte da Petrobras Distribuidora
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.
Combustíveissustentáveis
suplemento especial
por Maria Fernanda Romero
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TN Petróleo 77 105 TN Petróleo 77 105
defasagem de quase quatro anos, devido a questões de custo e capa-cidade da indústria nacional para adaptação aos novos, e cada vez mais restritivos padrões de emis-são. 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 moto-res sejam mais eficientes energe-ticamente, 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, consideran-do que o consumo do ARLA32 será nesta mesma proporção e o mer-cado pretende praticar a paridade de preços entre o ARLA e no diesel no longo prazo, não haverá custos adicionais na operação desta nova
tecnologia, pois um fator compen-sará 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 Trans-portes Urbanos), que vai abastecer o ônibus a hidrogênio, cujo motor é elétrico e a energia produzida pela reação do hidrogênio com o oxigê-nio 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 respon-sável 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 desenvolvi-mento: 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 transpor-te, 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 abasteci-mento e armazenagem do diesel de cana, juntamente com uma empresa de capital americano produtora de renováveis, para os veículos res-ponsáveis pela logística do evento. Ainda estamos na fase de aprova-ção interna com vistas à assina-tura dos Termos do Acordo para a operação.
Novos padrões de emissão da fase P7 do Proconve em 2012
TECNOLOGIAS: Sistemas de pós tratamen-to dos gases do escapamento; SCR(Seletive Catalitic Reduction) – Veículos maiores/longas distâncias; EGR (Exhaust Gases Recircula-tion) – Veículos menores/Aplicação urbana; Diagnóstico eletrônico de eventos – OBD (Onbord Diagnose) – Controle da injeção através de monitoramento de emissão; Com-bustível Diesel de melhor qualidade /ARLA 32/ Novos combustíveis – Especialmente com redução do teor de enxofre (S)
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suplemento especial
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 econômico e desenvolvimento ambiental, estabelecidos naquela ocasião.
O 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 Con-gresso Internacional sustentável, que o CeBds promove esse ano em setembro, também no rio.
O visão 2050 foi elaborado pelo World Business Council for sustai-nable 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 comprome-ter as futuras gerações. O documento orienta o planejamento das empre-sas 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 plane-jamento estratégico das empresas e dos países em todo o mundo.
“Temos notado uma forte tendên-cia das empresas por mecanismos que possam medir o que ainda não tem valor contabilizado, como a bio-diversidade, as florestas, o vento, o
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 re-latório 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 espe-cialistas e representantes de outras empresas, governos e sociedade civil
de todo o mundo”, conta a presidente do CeBds.
O relatório diz que, em 2050, cer-ca de nove bilhões de pessoas esta-rão vivendo bem, dentro do limite
do planeta. “O mundo sustentável garante acesso universal a: educa-ção, saúde, mobilidade, alimentos básicos, água, energia, moradia, bens de consumo. Tudo isso sem danos à biodiversidade, ao clima e aos ecos-sistemas”, aponta o estudo.
Aquecimento para aRio+20
por Maria Fernanda Romero
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e ainda: para atingir os objetivos propostos pelo visão é prioridade possibilitar educação e poder econô-mico, especialmente às mulheres, e desenvolver soluções ambientais e comportamentais mais eficientes; in-corporar 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; re-duzir 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 vi-vendo com menos de $ 2/dia; 1,6 bilhão de pessoas sem acesso a ele-tricidade; 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 es-tarão 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 preocupan-te, o estudo estima grandes oportuni-dades globais de negócios associados à sustentabilidade, incluindo ener-gia, agricultura, florestas, alimen-tos, água, metais, saúde e educação. especificamente, do Brasil, o visão 2050 indica que com relação ao con-texto social do país, as oportunidades estão no empreendedorismo, inova-ção e sustentabilidade e diminuição da taxa de natalidade.
O estudo aponta que a maior par-te do crescimento econômico ocorre-rá 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”, com-plementa no relatório.
e será necessário superar os seguintes desafios: emancipar so-cial e economicamente as mulheres brasileiras; melhorar e democrati-zar substancialmente a educação no
país; melhorar o acesso a serviços básicos, como água, saneamento e assistência médica; superar o con-siderável passivo social do país; e gerenciar as cidades brasileiras de maneira integrada.
Economia verdeTambém presente no encontro do
CeBds, Suzana Kahn, subsecretá-ria de economia verde do rio de Janeiro, falou so-bre como o estado pretende aprovei-tar o bom momen-to 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 comprome-tida 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 Câ-
mara Técnica de desenvolvimento sustentável do rio de Janeiro, também presente, lembrou o avan-ço do cenário da sustentabilidade desde a eCO-92,
como um marco na busca pelo de-senvolvimento 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 dis-cussões. “Agora, na rio+20, temos que apresentar conteúdo”, enfatizou.
Sustentável 2011marina 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 brasi-leira 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 comprome-tendo, ou vão se comprometer, com relação a uma economia verde e o que elas recomendam ou solicitam que seja feito.
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, oca-sião em que também foram estabelecidos os principais tratados internacionais de desen-volvimento 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 ECO-92, 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 Joanes-burgo, áfrica do Sul.
Rio+20
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108 TN Petróleo 77
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.
O 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 sa-colinhas no varejo brasileiro. Os dados são das entidades organiza-doras do programa de Qualidade e Consumo responsável de sacolas plásticas, desenvolvido pelo Ins-tituto Nacional do plástico (INp), plastivida Instituto socioambiental dos plásticos e Associação Brasi-leira 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 descar-te adequado de sacolas plásticas. de seu lançamento, em 2008, para cá, já apresenta resultados consis-tentes: 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 con-sumidor se dá conta de que tem direito a uma sa-cola mais resis-tente, que pode ser reutilizada
inúmeras vezes, além de carregar mais produtos, o varejo passa a ter um aliado na questão da diminui-ção do desperdício dessa embala-gem”, 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 progra-ma também promove o descarte
correto, com ênfase na reciclagem (mecânica e energética).
Redução progressivaO programa de Qualidade e
Consumo responsável de saco-las 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
Uso de sacola plásticaem queda no Brasil
Evolução da redução do consumo de sacolas plásticas no Brasil
Ano Sacolas fabrica-das (bilhões de unidades)
Redução de sacolas (bilhões de unidades)
Redução (%)
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
TN Petróleo 77 109
JUNHO14 a 17 – BrasilIHA 2011 World Congress Local: Foz do Iguaçu, PRTel.: +44 20 8652-5290 Fax: +44 20 [email protected] www.ihacongress.org
28 a 30 – BrasilGestão Ambiental em Empreendimentos HidrelétricosLocal: São PauloTel.: +55 11 3017-6800Fax: +55 11 3017-6802 [email protected]
JULHO4 a 5 – BrasilCrop World South AmericaLocal: São PauloTel.: + 55 11 4689-1935/R: 2138 [email protected]
26 a 28 – Brasil4ª FIBOPSLocal: São PauloTel.: +55 11 [email protected] www.fibops.com.br
AGOSTO22 a 23 – BrasilBrazil Energy Frontiers 2011Local: São PauloTel.: +55 11 3704-7733eliana.marcon@acendebrasil.com.brwww.brazilenergyfrontiers.com
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 parti-cipantes 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 ope-radores de caixa dos supermercados participantes foram treinadas para orientar os consumidores sobre o uso responsável das sacolinhas.
Educação ambientalOs idealizadores do programa
também desenvolveram a escola de Consumo responsável, um projeto itinerante que leva os conceitos de uso responsável e descarte adequa-do dessas embalagens para todo o país, por meio do treinamento das lideranças dos supermercados para que se tornem multiplicadores de ações responsáveis.
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 pre-servação 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 internacionalmen-te, dos 3rs: reduzir, reutilizar e reciclar. “Há uma série de pro-postas e projetos de lei no Brasil que citam o banimento das sacolas plásticas, mas se baníssemos tudo o que é moderno, voltaríamos aos
primórdios, com baixa qualidade e baixa expectativa de vida”, reforça Bahiense, e completa: “a solução está na responsabilidade compar-tilhada entre a população, o poder público e a indústria, no que tange ao consumo responsável e ao des-carte adequado”.
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Feiras e Congressos
suplemento especial
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suplemento especial
O Grupo promon, que atua nas áreas de engenharia, Tecno-logia da Informação e Comu-
nicação (TIC) e no desenvolvimento de Novos Negócios, lançou oficial-mente, no dia 14 de abril, o portal do voluntariado promon. O site foi criado com o intuito de con-centrar em um só espaço todas as iniciativas nas quais a empresa está envolvida, para tornar mais ágil o fluxo de informa-ções 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 en-tidades 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 colabora-ção dos seguintes parceiros: Instituto
razão social, que se responsabilizará pela seção ‘Fale Conosco’ e a manu-tenção do site; v2v.Net, consultoria especializada na construção de ferra-mentas 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 diretor-presidente do grupo promon, Luiz Fer-nando 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 trans-missão 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 fundamen-tal 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 pro-grama”, 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 volunta-riado promon, para atuar em quatro
frentes de trabalho: reforço escolar; preparação para o mercado de tra-balho; 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 com-petências para beneficiar cerca de 12 mil crianças e adolescentes de 13 entidades sociais e de sete esco-las públicas dos municípios de são paulo e rio de Janeiro.
NO INÍCIO DE ABRIL, o Grupo Promon recebeu da Organiza-ção 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 re-querimentos do Pacto Global da ONU, do qual o Grupo Promon é signatário desde 2006. O COP do Grupo traz, anualmente,
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 eletrô-nico 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.
Portal do Voluntariado
Grupo Promon lança seu
Grupo Promon divulga relatório de progresso do Pacto Global junto à ONU
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A secretaria de Transporte do estado do rio de Janeiro, juntamente com a CeG,
mAN Latin America e robert Bosch América Latina apresenta-ram no início de maio, o protótipo volksbus, com tecnologia inova-dora flex GNv+diesel. O desen-volvimento do veículo, inédito no mundo, faz parte do programa rio Transporte sustentável, que busca garantir à capital fluminense, e re-gião, um transporte mais eficiente e sustentável para a Copa do mun-do de 2014 e os Jogos Olímpicos de 2016.
O protótipo foi desenvolvido com tecnologia nacional pela mAN Latin America, fabricante dos caminhões e ônibus volkswa-gen, juntamente com a robert Bosch América Latina, que res-ponde 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 responsá-vel 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 Trans-portes da Coppe/UFrJ, acompa-nhará o desempenho do ônibus por meio da medição de sua eficiência energética (Km/Leq), taxa de subs-tituição 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 primei-ro 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 com-bustível, permi-tindo ao frotista revender o veícu-lo em locais sem abastecimento de gás”, afirmou
Roberto Cortes, presidente e CeO da mAN Latin America.
O motor GNv+diesel apresen-ta 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 CO
2, um dos maiores causadores do aquecimento global.
“Assim como ocorre com os car-ros flex, com o GNv+diesel a es-colha do combustível a ser utiliza-do é feita pelo usuário a qualquer momento, considerando fatores como disponibilidade ou vanta-gem 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 ecologica-mente correto.
sustentávelRio lança ônibus
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suplemento especial
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Informação de qualidade
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O futuro do aço brasileiro de Gabriel Aidar Abouchar, diretor de Mineração e Siderurgia da Abemi
ESPECIAL: TECNOLOGIA SÍSMICA
Brasil: um território inexplorado
Ano XII • mar/abr 2010 • Número 71 • www.tnpetroleo.com.br
Entrevista exclusiva
Tomaso Garzia Neto, presidente da Projemar
Engenharia é o nosso negócio
O outro Brasil do petróleo – Parte 2
Festa para o Almirante Negro
Golfo do México: horizonte sombrio
Licença ambiental para o Estaleiro do Paraguaçu
Novos desafios à regulação: a sobrevivência dos independentes, por Marilda Rosado
O marco brasileiro, por Marcio Silva Pereira
Acidente ambiental, por Maurício Green e Carlos Boeckh
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
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A energia descriminada, de Antonio E. F. Muller, presidente da Abdan (Associação Brasileira do Desenvolvimento das Atividades Nucleares)
224 bilhões de dólares eminvestimentos
Ano XII • mai/jun 2010 • Número 72 • www.tnpetroleo.com.br
Entrevista exclusiva
John Forman, vice-presidente da HRT Oil & Gas
De volta ao Eldorado
O outro Brasil do petróleo – Parte 3
Wärtsilä: com força total
Lançado ao mar primeiro navio fluminense do Promef
Primeiro porta-contêineres construído no Brasil
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
CADERNO DE SUSTENTABILIDADEMichelin 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
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ESPECIAL: PLANO DE NEGÓCIOS DA PETROBRAS 2010-2014
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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
FINANCIAMENTO
Ano XII • jul/ago 2010 • Número 73 • ESPECIAL ROG • www.tnpetroleo.com.br
Entrevista exclusiva
Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil e presidente da divisão Subsea
Estamos preparados para ir mais fundo
Siderurgia: aço para o pré-sal
Coque: petróleo verde
A nova odisseia viking
A integração entre o virtual e o real
Asfalto em expansão
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
CADERNO DE SUSTENTABILIDADE
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A 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 ca-
tástrofes 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 des-truição e morte. mas há ainda outras situações em que ela, silenciosa-mente, também significa problemas, inclusive para a saúde humana, e pode até matar. É o caso das águas contaminadas por esgoto, por efluen-tes 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 Guara-piranga, na cidade de são paulo (sp), sejam tomadas por algas e cia-nobactérias, 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 manu-tenção das zonas ripárias dos rios podem minimizar a contaminação das águas superficiais e subterrâneas – e do solo. A prevenção, o monitora-mento 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 tecnolo-gias 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 disponi-bilizam 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?
Além de desastres naturais, há outras situações em que a água, silenciosamente, pode prejudicar e até matar.
Inquietude
Mauro Banderali é especialista em tecno-logias ambientais da Ag Solve, empresa sediada em Indaiatuba (SP).
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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, empre-sa do Grupo GP, respondendo pelas áreas de Controladoria, Tesouraria, Fusões e Aquisições, Jurídico, Rela-ções 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.
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 en-tre 2011 e 2013. Mestre em Engenharia de Materiais pelo Cranfield Institute of Techonology, na Inglaterra, ele vai lide-rar 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 Mecâ-nico pela UFRJ, com especialização em Geração Termelétrica Nuclear e Conven-cional, Arcuri trabalha na Eletronuclear
desde 1997. Atualmente está na Supe-rintendência 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 Bra-sileira de Energia Nuclear (Aben).
Ainda fazem parte da diretoria Bernnardo Frydman, da Petrobras; Carlos Waldemar Wilke Diehl, da Quat-
tor; Evandro de Fi-gueiredo Neto, da ArcelorMittal Tuba-rão; Hélio Burle de Menezes, da Chesf; Pedro Augusto Car-doso, da Metrô Rio; e Ricardo Medeiros, de Furnas.
Nova diretoria da Abraman
CPFL Energia tem novo vice-presidente financeiro e de RI
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AS EMPRESAS ASSOCIADAS à Abi-quim 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 in-dustriais no Brasil e no México. Com atuação nos segmentos de especiali-dades químicas, fertilizantes, plásticos e embalagens, a Unigel emprega cerca de duas mil pessoas.
Slezynger terá como vice-presiden-tes Carlos Fadigas de Souza Filho, presi-dente 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.
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Abiquim sob novo comando
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CLAUDIA RABELLO ASSUME a superintendência de promoção de licitações da Agência Nacional do Petró-leo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). No setor de petróleo e gás há 12 anos, Claudia trabalhou na supe-rintendência de divulgação e comunicação institucional da agência onde participava de grupos de planejamen-to, 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.
Mudança na superintendência de promoção de licitações da ANP
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LUIz DE MENDONÇA FOI escolhido para liderar a unidade de negócios internacio-nais 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, incluin-do aqueles em andamento no México, Peru e Venezuela.
Na Braskem America, Mendonça as-sume a presidência, com sede na Filadél-fia, 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 re-novável, 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 incorpo-ração foi aprovada em 23 de fevereiro des-te ano. Antes, atuou como vice-presidente das unidades de Polímeros e de Insumos Básicos da Braskem.
“A decisão de indicar Luiz de Mendon-ça 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 empre-sariar 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 excelen-tes resultados, incluindo recorde de produ-ção e aumento significativo da geração de caixa”, afirma Luiz de Mendonça.
RENATO LEITE BASTOS é o mais novo diretor executivo da Ietha (Internatio-nal 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 comercializa-ção 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 forta-lecer 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 Copped-UFRJ e MBA em Comportamento Orga-nizacional 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 sucroe-nergético, tendo atuado na Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga, Compa-nhia Atlantic de Petróleo, Esso Brasileira de Petróleo e SCA Etanol do Brasil (nesta última, ainda à frente da área de Exportação e Logística).
Área internacional da Braskem tem novo líder
Ietha tem novo diretor executivo
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O PRESIDENTE DA CâMARA de Co-mércio 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 elei-to o quadro de vice-presidentes honorá-rios da entidade, que será integrado por: Wilson Bricio (da ZF do Brasil); Julio Muñoz-Kampff (Henkel Mercosul); Adil-son 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
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 governamen-tais, 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 expor-tações brasileiras para a Alemanha cres-ceram 30% nos dois primeiros meses de 2011, em comparação com os mesmos meses do ano anterior. As importações, por sua vez, cresceram 25%. A Alema-nha 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, destacam-se: 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 evo-lução 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 pre-vistos 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, pri-meiro diretor de Lubrificantes da en-tidade, 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
novos fabricantes e importadores no mercado”, analisa.
Hoje, o Sindicom conta com 12 asso-ciadas, das quais cinco dedicam-se ex-clusivamente 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 seguran-ça, 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 acom-panhamento que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) faz do mercado de lubrificantes
demonstra que, durante o ano de 2010, mais de 20% dos óleos lubrificantes comercializados no país estavam fora das especificações vigentes.
Reeleição na Câmara Brasil-Alemanha de São Paulo
Lubrificantes: nova diretoria no Sindicom
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Forship
Statoil
produtos e serviços
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.
COm A GrANde demANdA decor-rente dos inúmeros projetos em im-plantação 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, for-mado pelas empresas espanholas Inda-sa, 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 aten-der demandas dos polos petroquímicos já existentes (Camaçari/BA e suape/pe), a empresa vê oportunidades em projetos de grande porte, como as refi-narias premium I e II, entre outros.
Marco Fares, vice-presidente do Grupo Forship, avalia um mercado de Us$ 50 bilhões no Nordeste, nos próxi-mos 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 contra-tações locais. Há uma grande pers-pectiva 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) firma-ram, em março, uma parceria inédita, com foco na qualificação de engenhei-ros 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 estalei-ro por 14 anos. O
protocolo de cooperação estabelece a realização de cursos e desenvolvimento
de disciplinas relacionadas ao tema na Furg, além do licenciamento acadêmi-co do sistema de gestão de comissio-namento 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 comissionamen-to, que é crucial para a execução dos projetos dentro dos prazos e padrões de qualidade e entrega do empreendimen-to em reais condições de operação”, avalia Fares. “essa é uma parceria estratégica para fomentar a criação de quadros profissionais para esse seg-mento de mercado.”
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 produ-ção será de 100 mil barris de petróleo por dia. A primeira fase de desenvolvi-mento do campo inclui duas plata-formas de perfuração e uma unidade flutuante de produção, armazenamento e distribuição (FpsO).
“estamos felizes em anunciar o início seguro e eficiente da maior ope-ração internacional da statoil até a pre-sente data. Toda a equipe e nossos par-ceiros têm feito um excelente trabalho neste complexo projeto. Com o campo
de peregrino em pleno funcionamento, a statoil será a segunda maior opera-dora 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 plane-jado 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 desenvolvimen-to 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.
Forship: de norte a sul
Tem início a produção do campo de Peregrino
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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 trans-porte 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 trans-portar 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-
titativo entre o porto e as plataformas da região.
para Fernan-do Cesar Barbo-sa, presidente da Brasil supply, esse projeto é de grande relevância para o
aquecimento da indústria naval brasi-leira e geração de novos empregos nas regiões Nordeste e sudeste. “Assim como a BsCO 01, as futuras embarcações da Brasil supply serão construídas em esta-leiros brasileiros e utilizarão mão de obra nacional”, informou.
O plano da companhia passa por for-mar frota com 61 embarcações até 2021, projeto que também conta com financia-mento 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, asso-ciação entre a Brasil supply e a Cose-pe, 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 tec-nologia e know-how de seus associados e parceiros ao mercado.
Brasil Supply investe US$ 250 milhões em barcosA 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.
Brasil Supply
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 plata-formas 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-
nistas, com exceção da BR Distribuidora, que tem 10% do capital. A Cotia Trading é a maior acionista, com 60% das ações, segui-da 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 perfura-ção 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.
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 ex-ploratória 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 funciona-mento 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.
produtos e serviços
Brasil Supply busca novo sócio investidor
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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 son-dagem, para iniciar o trabalho de per-furação ainda no mês de maio. Ambas foram contratadas junto à canadense Tuscany.
As outras duas sondas, contrata-das junto à Queiroz Galvão perfura-ções 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, simul-taneamente, 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 con-fiança no potencial gigantesco da bacia do solimões, que superou a bacia do es-pírito 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.
HRT
Atividade crescente na AmazôniaHRT anuncia que as quatro sondas de perfuração para a bacia do Solimões já estão no Amazonas.
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HRT
A HRT PARTICIPAçõES em Petróleo infor-mou 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 oportu-nidade de contratar os melhores especia-listas 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 perfu-ração 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 des-cobrimento 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 pe-
tróleo significativas no pré-sal da Bacia de Campos para a Devon Energy.
“Estou muito feliz com a oportuni-dade que a HRT me deu. Tenho certeza de que não só cons-truiremos uma equi-
pe excelente de geocientistas de petróleo e engenheiros, mas também entregaremos os melhores resultados em nossos proje-tos na áfrica, atingindo ou superando as expectativas da HRT e de seus acionistas”, afirmou Wagner Peres.
HRT abre subsidiária em Houston
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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
Heavy Industries – que é sócia e parceira tecnológica da OSX Construção Naval –, para a aquisição desse equipamento, seme-lhante 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 Super-porto do Açu. O equipamento permitirá a montagem de grandes blocos de navios ou módulos de FPSO de uma única vez, garan-tindo produtividade, em linha com os prazos de construção.
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.
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Maior guindaste naval das Américas
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A merCOTUBOs – empresA brasi-leira 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 pla-no de expansão, ao inaugurar uma nova unidade fabril, no município de escada, região metropolitana de recife (pe).
A marca reflete um novo posiciona-mento, resultado do amadurecimento da empresa, que passou por grandes mudan-ças 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, cres-cente – e en, que se refere à energia, mais especificamente ao segmento de óleo e gás. A marca mercotubos esteve, por defi-nição, muito associada à operação de dis-tribuição 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 reme-te 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 unida-des de negócios – serviços de detalha-
mento de projetos e pré-fabricação de tubulação (spools) e estruturas; distri-buição de tubos e conexões de aço; e fabricação de equi-pamentos para siste-mas 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 ma-xen oferece soluções de fabricação de construção e fornecimento de maneira diferente das empresas que ofertam os mesmos serviços em separado, possibi-litando 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 cresci-mento da empresa depende de nossa ca-pacidade 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 inau-gurar, no rio de Janeiro, um escritó-rio de engenharia de desenvolvimento comercial que conta com um time de especialistas focados em desenvolver novas soluções, liderados pelo experien-te Carlos Tavares, vp das unidades de serviços e equipamentos.
De fábrica e marcas novasMercotubos inaugura planta industrial no Nordeste e anuncia nova marca com foco na integração de suas unidades de negócios.
Mercotubos
OSX
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em mArçO, O presIdeNTe do con-selho de administração do BG Group, sir Robert Wilson, veio ao Brasil para
anunciar o plano de investimen-tos 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 sus-tentabilidade, 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
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 universida-des e investimentos em infraestrutura, o Centro desenvolverá novas tecnolo-gias 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 efe-tivamente 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 com-panhia também é acionista majoritária da Comgás, maior distribuidora de gás natural do Brasil, e do gasoduto Brasil-Bolívia, o Gasbol.
As mULTINACIONAIs Clariant, líder mundial em especialidades químicas, e veolia Water solutions & Technologies, expert em soluções tec-nológicas 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 inte-grada 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 es-tendida a outros mercados. “O acordo começa no Brasil. então olharemos a América Latina e, depois, global-mente”, afirma o vice-presidente da unidade de negócios Oil & mining ser-vices para América Latina, da Clariant, Carlos Tooge.
“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”, acrescen-ta o gerente de refinaria e Tratamen-to de Água para a América Latina da Clariant, eduardo Castilho.
As duas empresas somam suas ex-pertises e competências para disponibi-lizar um pacote completo de especiali-dades 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 aten-der às necessidades do mercado brasi-leiro 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 efluen-tes”, afirma Mauro Gebrim, diretor de desenvolvimen-to 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 petro-química, siderurgia/metalurgia, ferti-lizantes, mineração, açúcar e álcool, papel e celulose, têxtil, alimentos e bebidas estão entre os setores que oferecem maior potencial de negócios no curto prazo.
BG Group
Clariant e Veolia Water
Investimento de US$ 30 bilhões no Brasil
Nas águas da parceria
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.
Clariant e Veolia anunciam aliança estratégica para disponibilizar uma solução global no gerenciamento de águas.
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produtos e serviços
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 ativida-de final de exploração e produção.
O ritmo acelerado de exploração, perfuração e produção do setor de pe-tróleo e gás obrigou a sanjel Corpora-tion, a maior empresa privada de servi-ços 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 inter-nacionais no mundo inteiro, a empre-sa, há algum tempo, adotou o uso da tecnologia de projeto para fornecer, com rapidez, aos clientes do setor de produção de petróleo e gás equipa-mentos 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 acre-ditam que o solidWorks seja o mais
adequado para ajudá-los a alcançar a meta de responder com mais rapidez às demandas do mercado por equipa-mentos inovadores e de alta qualida-de. “Um fator importante para nossa decisão de adotar o solidWorks foi a capacidade de realizar grande número de prototipagens em 3d, utilizando si-mulação 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 diferen-ciados 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 soli-dWorks”, 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 tecno-logias aplicadas a velhos proble-mas, com a ajuda de ferramentas inovadoras como a
criada pela empresa. “essas ferramen-tas 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, inclu-sive, em alguma situação mais crítica. “Nosso portfólio de produtos incluem CAd 3d, simulador (simulation), ge-renciador de dados (epdm) e software
de documentação técnica (3dvIA Composer). Todos eles contribuem com a capacidade das empresas de desenvolver produ-tos, gerenciar e colaborar com o
processo de desenvolvimento, garantir a produção em linha com o que foi pla-
Tecnologia 3D acelera projetosA 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.
SolidWorks
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 desen-volvimento 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.
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nejado e, finalmente ajudar a colocá-los 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 mi-lhares 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 investimen-tos a fim de incluir no produto funcio-nalidades 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 soli-dWorks 2011”, afirma. “por meio desse recurso, os usuários do solidWorks poderão integrar-se mais facilmen-te 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 empre-sa desenvolveu novos recursos, que fa-cilitam ainda mais o projeto dentro do CAd 3d solidWorks, com a melhoria de procedimentos comuns de projetis-tas 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 experiên-cia de projeto”, diz o gerente.
“Nossos produtos são desenvol-vidos para ajudar nossos clientes a vencer uma série de desafios inerentes à extração, produção e distribuição, tais como a preocupação com o meio am-biente, atendimento às normas regula-tórias 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 tecnolo-gia beneficia grandes clientes dessa indústria, como petrobras, FmC, subsea7, Baker Hughes, Halliburton, Oceaneering, Weatherford, Aker-Kvaerner 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 recém-construída 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 li-beração dos órgaos legais, a sonda pros-seguirá 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 semi-submersível de perfuração de sexta gera-ção, 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 mo-vimento de capacidade de um milhão de libras. A unidade pode acomodar até 130 pessoas.
“A entrega da Alpha star quatro me-ses 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 platafor-mas de perfuração em águas ultraprofun-das mais avançadas tecnologicamente do mundo e é um importante complemento
para a nossa frota existente e plenamente em operação”, complementa.
A QGOG opera atualmente seis pla-taformas de perfuração onshore e quatro offshore, e tem participação em um FpsO. dois navios-sonda e um FpsO em que possui participação estão em constru-ção, além de três plataformas onshore que estão a caminho do Brasil; todos já contratados. Além disso, a empresa en-tregou recentemente a Lone star, uma plataforma de perfuração offshore, para a petrobras.
Queiroz Galvão Óleo e Gás recebe plataforma Alpha Star
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Um sIsTemA QUe UTILIZA tecnologias acústicas oferecido pela empresa brasilei-ra Asel-Tech vem ajudando as empresas a reforçarem a segurança operacional da malha de dutos. mais ainda: a se enqua-drarem 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 Nacio-nal de petróleo, Gás Natural e Biocombus-tíveis (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 pa-tenteado 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 prote-ção ambiental para dutos em terminais, devido à possibilidade de ser instalado com sensores em apenas uma das pon-tas do duto (uma vez que a outra ponta deve ficar livre para ser conectada a na-vios). Com esta aquisição, a Transpetro demonstra sua liderança em utilização de tecnologia de ponta para proteção am-biental 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 in-ternacional.
COMO PARTE DE UM esforço contínuo para impulsionar suas vendas, serviços e suporte em regiões marítimas comerciais estratégi-cas, 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 sub-sidiária vai fornecer suporte local de melhor qualidade para os sistemas de comunicação via satélite TracPhone® e o serviço mini-VSAT 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 local-mente e prestarmos ser-viços para os assinantes do mundo inteiro. Além disso, nossa subsidiária brasileira expande nos-sas 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-
presidente de vendas comerciais para as Américas, Patricio Baez.
“Grande parte do petróleo mundial é produzida em águas brasileiras, e a explo-ração está a caminho dos recém-descobertos campos de óleo do pré-sal. As embarcações e tripulações que desempenham esta impor-tante tarefa devem ser equipadas com comu-nicações via satélite confiáveis, acessíveis quanto a custo e flexíveis o tempo inteiro”, pontuou o executivo.
Segundo ele, a KVH Brasil e distribuido-res locais têm o compromisso de atender ao mercado marítimo brasileiro e suas necessi-dades únicas nas indústrias de navegação co-mercial, 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 Ana-tel, 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 im-portante da iniciativa de licenciamento global do mini-VSAT Broadband por parte da KVH, o que permite que os proprietá-rios de telefones TracPhone V7 usem o serviço mini-VSAT Broadband onde quer que estejam, sem preocupações. O acesso cobre águas costeiras e centenas de por-tos 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 Broad-band e o hardware TracPhone V7 compatível da KVH, os quais foram projetados do zero para se tornar a primeira solução de comuni-cação 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 aces-sível, 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 apre-sentação do produto, tornando a rede mini-VSAT Broadband a solução VSAT marítima que mais cresce no mundo.
Segurança acústicaSistema da Asel-Tech atende plenamente ao novo regulamento de detecção de vazamentos de dutos da agência reguladora.
Comunicação sem ruídos
KVH amplia alcance no Brasil para gerar novos negócios em região estratégica.
Asel-Tech
KVH
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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 âmbi-to 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 mó-veis 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 retor-no 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, platafor-mas 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 pri-meiro sAp Co-In-novation Lab (Coil) da América Latina e o quinto do mundo”, destacou o presiden-te 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 con-quistar 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, de-monstrando 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 coino-vação, uma prática que, para Luís César
verdi, presidente da sAp Brasil, é extre-mamente positiva para o Brasil, onde as empresas estão buscando cada vez mais soluções loca-lizadas para atender às necessidades es-
pecíficas. “especialmente as de mobili-dade”, 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 fa-zem 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 apro-vado pela sAp é um passo importante na estratégia de cresci-mento da empresa. “O novo produto é resultado do com-prometimento 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 apresen-tada 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 pré-qualificados, 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.
Coinovação pioneiraA alemã SAP e a brasileira Sigga mostram como o trabalho em parceria para inovar pode gerar resultados mais rápidos.
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O 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 ati-vidades 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 legis-lativos. 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 petróleoOs 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 signifi-cativamente o direito do petróleo brasileiro, e também, a ordem econômica constitucional brasileira.
Hoje, nossa ordem econômica1 é pautada pela livre iniciativa, livre con-corrência 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 capi-tal 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 necessaria-mente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, seus Associados e Representantes.1 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 [...].”
Projetos de regulamentação das atividades de exploração e produção nas áreas do pré-sal no Brasil, à luz do princípio da livre concorrência
O marco do pré-sal
regulamentação
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).
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reguladoras dos principais setores da economia não so-frem 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 ativi-dades 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 consegui-do. 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 concor-rência. 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 constitucionali-dade 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 mono-pólio 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
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interpretações histórica e sistemática, se poderá perceber a malícia do legislador.
em seguida serão apresentados os motivos e justifi-cativas do Governo para a edição de tais textos. Neste capítulo já serão mostrados alguns dos principais pontos trabalhados pelo legislador que estão gerando tanto de-bate. 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 in-vestidor. 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 es-pecífico, 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 juri-dicamente, 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 petróleoAs atividades econômicas no Brasil têm, em termos
constitucionais, como fundamento o princípio da livre iniciativa. Tal princípio possui dois subprincípios in-trínsecos: o da abstenção, pelo qual é defeso ao estado explorar atividades econômicas em competição ou em substituição aos agentes privados; e o da subsidiarieda-de, por força do qual o dever de abstenção é atenuado e excepcionado, nas hipóteses de relevante interesse coletivo ou imperativos de segurança nacional, defi-nidos em lei (CF, art. 173)2 ou na própria Constituição (CF, art. 177).3,4 primeiramente, há um regime de in-tervenção 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 monopo-lista. 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 desenvol-ver 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 ati-vidades 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 compe-titividade 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 alte-rando a redação do parágrafo primeiro do art. 177 da Constituição da república passou a admitir a contra-tação 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 consti-
tucional voltada para a abertura econômica que devem ser avaliados os projetos de lei apresentados pelo pre-sidente para a exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural na área do pré-sal.
A primeira grande mudança que o novo marco regu-latório traz é a mudança do regime único das concessões, como forma de contratação para a realização das ativida-des 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
2 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.”3 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 hi-drocarbonetos 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 enriqueci-mento, 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.”4 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/presal5 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.”
regulamentação
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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 pro-dução 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 eficiên-cia e da transparência que faz do estado brasileiro sócio oculto e privilegiado na exploração do petróleo, parti-cipando 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 obti-do. 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 invia-bilizar economicamente o desenvolvimento das reservas do pré-sal por empresas com menor poder econômico,
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 pri-vados são desfavoráveis a este modelo.
Nesse contexto, duas são as motivações principais apontadas para a confecção de um novo marco regula-tório: 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 se-gunda, de que é necessário dividir com a sociedade os ganhos decorrentes das novas descobertas. Afinal, segundo os números divulgados à época dos lança-mentos 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.”8 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.
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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 recen-temente que de 28 poços perfurados nas bacias de Campos e santos, nove (32%) mostraram resultados pouco animadores.
Os investidores privados não concordam que o me-nor 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 produ-ção 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 políti-co 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, explo-rar 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 siste-mas 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 in-segurança 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 monopolis-ta.11 Isto incidiria em inconstitucionalidade. O legislador tem a discricionariedade de escolher o modelo contratual,
10 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 tri-mestre em que ocorrer a data de início da respectiva produção.11 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 petró-leo, 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.”
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mas nunca de retornar ao sistema de monopólio, alterado constitucionalmente por emenda em 1995.
Não é razoável pensar que num segmento domi-nado pelas intensas pesquisas e investimentos em aprimoramento tecnológico, a cada descoberta de no-vas 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 re-criação 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 – ins-taurado pelo programa de reforma do estado (por meio das emendas Constitucionais) – e o modelo estatizante – proposto por tais projetos de lei que atribuem tratamen-to 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 parti-dários 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 constitu-cionalidade 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.
Violação aos princípios da isonomia e da livre concorrência
Como demonstrado aqui, o modelo de livre iniciativa previsto na Constituição admite a presença de mono-pólios 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 Fe-deral, 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 tecnoló-gicas. § 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 aperfeiço-amento 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.”
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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 explo-ração 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 altamen-te não atrativo para potenciais investidores. mais uma violação ao princípio da segurança jurídica.Cessão Onerosa – Ainda na mesma linha de prerro-gativas, 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 in-vocados 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 pú-blica 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 contra-tada 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.”16 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.”17 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.19 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, sendo-lhe 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°.”
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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 pri-vado, 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 estatalO 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 capaci-dade 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. Cuida-se, 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 na-tural; 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 abas-tecimento 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 (reservando-lhe 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
20 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).22 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, preci-ficados 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.”23 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.
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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 em-presa 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 acio-nistas 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 con-tinuar 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 imora-lidade 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 concor-rência.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 incompa-tível com uma empresa que “não será responsável pela execução, direta ou indireta, das atividades de explora-ção, 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 transparên-cia. 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 con-tratual – é absolutamente desprezada, à revelia dos valores, fundamentos e princípios constitucionais (souto, s/d).
Outro ponto envolve o aspecto concorrencial (e, as-sim, 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.”25 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-2.26 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.”27 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.”
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a qual a Lei maior exigiu que fosse especificamente estruturada no âmbito da Administração pública Fe-deral 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 concer-ne 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).
Votação conscientepor 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 regu-latória 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 parti-cipar 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-
mentação constitucional principiológica para as Ações declaratórias de Inconstitucionalidade perante o sTF.
Nesse sentido, pelo fato de o Brasil ser um país ri-quíssimo 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 man-terem 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 fun-cionando 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.
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Quando se analisa a Lei do Gás, é importante colocá-la no contexto histó-rico 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 enfo-ques 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 aumen-to 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 inter-nacional 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-
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).
Lei do Gás, e agora?Aprovado o decreto de regulamentação da
Sylvie D’Apote é sócia di-retora da Gas Energy, lide-ra a área de estudos e as-sessoria na cadeia de gás natural, petróleo e energia elétrica. Economista for-mada 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.
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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 aber-tura, 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 es-tarão 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 consu-midor 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 es-taduais, 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 trans-porte 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 na-queles 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 cons-truir 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 per-mitirá a curto prazo alguma competição no suprimento de gás, além da criação de três novos agentes em nível federal (consumidor livre, autoprodutor e autoimporta-dor), 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 permi-tir 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 pro-gramas 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.
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A 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 con-
trato 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 navios-sonda petrobras 10.000 e vitoria 10.000, com posicionamento dinâmico tipo 3. O samsung será ainda responsável pela elaboração do projeto de engenharia.
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, principal-mente 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 equi-pamentos 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’.
Evitando disputas em contrato de EPC para a construção de unidades offshore – administração jurídica de obras de construção naval e offshore.
Todo cuidado é pouco
Heller Redor Barroso é advogado e consultor especializado em indús-tria naval e offshore, fundador do Escritório Heller Redo Barroso & Associados.
Marcos Macedo é con-sultor especializado em indústria naval e offsho-re. Consultor do Escritó-rio Heller Redo Barroso & Associados.
contratos de epc
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Como vimos no caso da sete Br, a parceira sam-sung fará o projeto de engenharia, trabalho focado ba-sicamente nos ajustes das características das sondas e elaboração dos desenhos de fabricação e detalhamento de chapas.
Internacionalmente, não são raras as disputas advin-das 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 sem-pre 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 in-tegração de topsides também de prestadores de serviço ao estaleiro. este relacionamento entre vários atores é, não raro, acirrador de disputas acerca da responsabili-dade sobre defeitos funcionais da unidade muitas vezes perceptíveis já na fase de comissionamento. O próprio comissionamento, feito pelo estaleiro ou por terceiros, cos-tuma 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 utili-zado 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 obje-tivos 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 carac-terísticas 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 en-genharia 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 difi-culdades 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 conti-nuação da perfuração.
de modo geral, nos grandes projetos de sistemas subsea, consideramos o respeito ao cronograma de implantação a principal preocupação do dono do em-preendimento, 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 determi-nados bens necessários para a implantação do empre-
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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, atu-amos 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 du-tos, podemos falar tanto de dutos onshore como offshore. Apesar dos investimentos no setor de midstream ainda aguardarem a regulamentação da nova lei do gás, pro-mulgada 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 desenvol-vido 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
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, comprova-damente, 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 planeja-mento 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 proje-to, ou pelo menos esta é a prática comum no mercado internacional.
Como este artigo se volta para uma nova fase da in-dústria naval e offshore brasileira, e tem como pano de fundo a experiência inovadora da sete Br, evitaremos comentar cláusulas de contratos de construção assi-nados 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 Elabo-ração do Projeto Executivo – dizíamos que o projeto básico e geral é elaborado pelo epecista.
As primeiras disputas começam aí, já na fase de con-tratação: 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 respon-derá pela aprovação de Classe e obtenção de certificados internacionais e domésticos que dependerão da consis-tência 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 navios-sonda (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 esta-leiro e os tempos de resposta na análise, levantamento
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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 interna-cionais), 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 controver-sa”. A definição de que tipos de ‘erros de revisão’ ensejam responsabilidade para o estaleiro é tema comum em arbi-tragens internacionais. Neste ponto, a clareza nas cláusulas contratuais ajuda muito a evitar disputas futuras.
Long-Lead Itens e Company Provided Equipment – muitas vezes, o armador ou contratante da sonda, para acelerar o processo de construção, encomendará itens cujo forneci-mento 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 estalei-ro 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 ex-tensão 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.
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.
As hipóteses em que sejam admitidos pedidos de al-teração (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 over-run (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 adequa-da 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 par-tes, 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 for-ma 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 ób-vios 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 meca-nismo 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 exem-plo, tanto quanto possível. do contrário, os prejuízos se amontoarão e isso dará ensejo a mais disputas.
Gestor ‘legal’ do contrato e diferentes tipos de Dispu-te 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-
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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 resolu-tion 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 inde-pendente (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 do-cumentar 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 arbi-tragem 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 estabele-cido 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 revi-são 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.
3. elaboração de atas de canteiro, no dia a dia, com o cuida-do de atendimento as normas do contrato e, em particu-lar, 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 im-pressionante, em estudo recentemente realizado pela associação de armadores da Noruega (salvo engano) a quantidade de obras (aqui entendidas sempre como cons-trução 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 engenhei-ros 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 sem-pre 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 reso-lução 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 ge-rentes 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
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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 determina-das 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 domi-nam o idioma, ou em português e há vários contrac-tors 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.
Conclusãodiante dos dados e experiência que relatamos, po-
demos observar que existem diversos riscos em contra-tos 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 con-flito (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 dispu-tas 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 guar-dião 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 guar-dião do contrato.
É claro que, enquanto advogados, os autores são sus-peitos 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 realida-des tão pungentes e tão useiras na prática doméstica e internacional. “As empresas que usam apenas e exclu-sivamente 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.
todo cuidado é pouco
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Por 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 che-
gará. 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 ins-taladas 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 petró-leo 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 consi-derarmos 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 conside-rado “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 eco-nomicamente 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.
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.
O fim do petróleo. Será que isso importa?
Rob Fisher é conse-lheiro 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 nacio-nais 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 consul-toria 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.
produção
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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 deman-da 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 de-terminam 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 gasoli-na/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, independentemen-te 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 aprimo-ramento 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 aspec-tos 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 úni-ca 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 gover-nos 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. Gover-nos 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 co-merciais 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 ganha-dores, 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.
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dutos
Tanto 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 res-peito à resistência ao colapso e ruptura, bem como suscetibilidade à corrosão.
A eficiência e qualidade dos tubos fabricados por processo contí-nuo 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 bas-tante 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 partici-pação de 30,6% do mercado de tubos de revestimento e produção nos estados Unidos e Canadá, em 2009, frente a 69,4% dos tubos lamina-dos 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 partici-pação 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 pos-sibilidade 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
Tecnologia amplia oferta de
TUBO NACIONALpara 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 especia-lização 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.
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uma economia expressiva, às vezes não considera-da 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 importan-tes 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 extruda-dos, 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 introdu-ção do método HIFW, hoje são oferecidos no mer-cado 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 cor-rosão (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 con-vencional).
Além disso, atendendo às exigências do mer-cado, 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 Tm0177-2005; 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 produ-ção para detecção de eventuais defeitos e garantia de um produto perfeito.
para aplicações que exigem alta resistência me-cânica, os tubos erW/HFIW especiais ou premium são submetidos ainda a tratamentos térmicos sofis-ticados, 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 bra-sileira, 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.
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A 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 fenô-meno 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.
IntroduçãoNos 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 mono-coluna, passando por geometrias flutuantes como as semissubmersíveis e as unidades FpsO (Floating production, storage and Offloading, platafor-mas 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 simplifi-cada 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
Mais um fenômeno a ser considerado no projeto e desenvolvimento de novas plataformas.
VIM demanda cuidado adicional
André L. C. Fujarra é pós-graduado pela Uni-versidade de São Paulo. Atua junto ao Departa-mento de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica da Universiade de São Paulo desde 2003. Atu-almente 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 Nu-mérico (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 de-senvolvimento 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 Siste-mas Oceânicos na área de Hidrodinâmica. Atua desde 2007 com pesquisa e desen-volvimento juntamente com o Laboratório Tanque de Provas Numérico (TPN).
projetos
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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 con-ceito 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 Gonçal-ves et al. (2010a).
Como evolução, o conceito monocoluna com moon-pool, denominado de mpsO (monocolumn production, storage and Offloading system, plataforma monoco-luna 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 caracte-rísticas 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 supor-tar maiores carregamentos em função da planta de processo dos conveses.
Uma característica vantajosa adicional da unidade flutu-ante 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 ar-mazenar 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 considera-velmente suscetível a um fenômeno de oscilação espon-tânea motivado pela correnteza incidente, o fenômeno de vIm (vortex-Induced motion).
O vIm, semelhante ao fenômeno de vIv (vortex-Induced vibration) que acontece nos risers, pode ser explicado por flutuações no campo de pressões ao re-dor 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 fenô-meno 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 monocolu-nas, 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.
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.
A B C D
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Historicamente, um dos grandes motivadores para o estudo do fenômeno de vIm foram as fortes corren-tezas existentes em locais como a região do Golfo do méxico, denominadas como Loop/Eddy currents, que se caracterizam por velocidades superficiais variando
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 infini-dade de aspectos importantes e que podem influenciar nos resultados das análises, levando, eventualmente, a conclusões imprecisas.
desta forma, buscando minimizar eventuais impre-cisões, 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 ocor-re 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 ca-lado (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 de-finida 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-
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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 2. Característica geral do VIM e seu possível impacto no projeto das linhas de operação da plataforma (amarração, risers e umbilicais).
Figura 4. Resultados de oscilação na direção transversal e longitudinal às correntezas incidentes, tipicamente apresentados de maneira adimensio-nalizada e parametrizada de acordo com o aproamento entre a plataforma e a direção dessas correntezas (ver Gonçalves et al., 2010b).
projetos
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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 apresen-tados na Figura 4.
As maneiras de consideração no projetoComo 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 pes-quisa 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. particu-larmente, 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 analítico-numéricos 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 perí-odos, 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, pode-se chegar à conclusão que, sob certas condições am-
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 pes-quisas 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 pesquisa-dores 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 diminui-ção 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 (sustenta-ção 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
Figura 5. Trajetórias no plano transversal do sistema MPSO sujeito ao VIM: a) resultados experimentais (ver Gonçalves et al., 2010b), para dife-rentes ângulos de incidência da correnteza na plataforma MPSO MonoBR; b) predição numérica do VIM para plataforma MPSO MonoBR (ver Rosetti et al., 2009).
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vim demanda cuidado adicional
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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 dimi-nuição do calado de operação da plataforma, gerando perturbação adicional no escoamento e diminuindo de maneira contundente a correlação da emissão. A pre-sença 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
função da mudança do campo hidrodinâmico, quanto na alteração dinâmica da resposta da plataforma.
Outros aspectos importantesÉ 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 fenô-meno se revelou importante para plataformas de exploração, em especial para plataformas de seção circular (como as monocolunas e spars) e, mais recentemente, para platafor-mas 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 pesquisaspor 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, particu-larmente 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, junta-mente 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 Ca-pes, bem como à Petrobras, pelo constante suporte técnico, científico e financeiro prestado ao grupo.
ReferênciasGONçALVES, 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 Vortex-Induced Motions of the Monocolumn Platform and Comparison with Experiments”. 28th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering. Honolulu (Hawaii, USA). OMAE2009-79431.
Figura 6. Disposição dos spoiler plates na MonoGoM com o objetivo de atenuar os movimentos induzidos pela emissão de vórtices na plata-forma monocoluna – Patente USP|Oceânica|Petrobras, que rendeu aos professores Fujarra e Nishimoto, bem como aos pesquisadores daquelas empresas, o Prêmio Inventor 2010.
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projetos
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Visando 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 apro-priadas 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 mo-delo 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 explora-ção 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, depen-dendo 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.
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.
marco regulatórioda exploração no Brasil e divisão de royalties
Petróleo e gás:
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 Univer-sidade 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 5.938/09.2 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.3 Upstream é a denominação da fase de inves-tigação 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 explora-ção do petróleo e do gás natural o midstream (que envolve o transporte) e downstream (que consiste no comércio dos produtos aos seus consumidores finais).
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fino gosto
A revitalização da Praça Tiradentes
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-
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, CentroRio de Janeiro - RJtelefone: (21) 2507-5293
Funcionamento: Segunda a sexta, das 11h30 às 20h Sábados, das 11h30 às 17h
Adega do Pimenta
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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 despe-jam 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 ‘famí-lia’ pimenta, é a comida farta e saborosa da culi-nária 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 defuma-do e goulash com Spatzle respondem também pelo sucesso da mais nova criação da grife pimenta.
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. Afi-nal 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.
CHAMADA DE RO-CIO GRANDE, Terreio da Polé, Campo dos Ciganos e Praça da Constituição, a Praça Tiradentes só recebeu o nome atual após a Proclamação da Re-pública. 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 adja-cências da Praça Tiradentes fica ainda o Real Gabinete Português de Leitura, um marco da arquitetura ma-nuelina, 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 ca-riocas e comerciantes de antigamente, e pelos recém-chegados – a Adega do Pimenta, incluída – como o mais novo espaço de lazer e cultura da cidade.
Um pouco da história
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coffee break
por Orlando Santos
Com 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 foto-grafia 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.
A paixão do
FUTEBOL
Na final da Copa do Mundo de 1950,
com o Maracanã lotado para assistir
Brasil x Uruguai, um menino franzino,
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
estádio do mundo – chamou a
atenção do fotógrafo José Medeiros.
O Futebol no Acervo do Instituto Moreira Salles
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por Orlando Santos
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para o curador da mostra, ser-gio Burgi, nenhum desses artistas dedicou-se exclusivamente à foto-grafia de esportes ou, em especial, ao futebol. entretanto, todos produ-ziram imagens que registram esse ambiente de forma elaborada. e con-tribuem, 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.
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, deu-lhe 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 espe-cialistas como uma das mais conceitu-adas, pela variedade dos pratos, serviço atencioso e preço bastante acessível.
E o começo de tudo são as agradá-veis bruschettas oferecidas, de entrada,
como a caprese, feita de tomate, man-jericão 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.
O Futebol no Acervo do Instituto Moreira SallesDe 15 de abril a julho de 2011Galeria do Unibanco Arteplex BotafogoPraia de Botafogo, 316 – BotafogoRio de Janeiro – RJHorário de visitação: das 13h30 às 22hTelefone: (21) 2559-8750
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Estádio do Maracanã, 1967.
O goleiro uruguaio Máspoli e Augusto, jogador da seleção brasileira, se abraçam após a derrota brasileira na Copa de 1950.
Jogo disputado pelo Flamengo na Suécia, quando da excursão
do time pela Europa, 1952.
Pasta e Pallone. As Copas do Brasil e Itália
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feiras e congressos
Junho7 a 9 – CanadáGas & Oil Expo & Conference North AmericaLocal: Calgary, AlbertaTel.: +1 (403) 209-3555Fax: +1 (403) [email protected]
7 a 9 – NigériaNigeria Oil & Gas Technology 2011Local: Victoria IslandTel.: +44 20 [email protected]
7 a 9 – AlemanhaNGV 2011Local: BerlimTel.: +54 11 4300-6137 [email protected]
7 a 10 – AzerbaijãoCaspian International Oil & Gas Exhibition & Conference 2011Local: BakuTel.: 0044 207 596-5091Fax: 0044 207 [email protected]/2010/index.html
8 a 9 – ChinaGAP & Coal Chemicals ConferenceLocal: PequimTel.: (00XX336) 07 28 5247Fax: (00XX331) 56 08 [email protected] www.gap-gasification.com
14 a 17 – BrasilBrasil Offshore 2011Local: Macaé, RJTel.: 55 11 3060-4868Fax: 55 11 [email protected] www.brasiloffshore.com
20 a 22 – BrasilXI Conferência da ANPEILocal: Fortaleza, CETel.: 55 11 3842-3553 ou 55 85 [email protected]
21 a 24 – Rússia11th MIOGE 2011Local: MoscouTel.: 0044 207 596 5135Fax: 0044 207 596 [email protected]/2010/
22 a 23 – CanadáAtlantic Canada Petroleum ShowLocal: NewfoundlandTel.: +1 (403) 209-3555Fax: +1 (403) 245-8649bettyshea@dmgevents.comwww.atlanticcanadapetroleumshow.com
Agosto1º a 3 – ColômbiaHola – Heavy Oil Latin America CongressLocal: BogotáTel.: (888) 799-2545 Fax: +1 (403) [email protected]
15 a 18 – BrasilInternational Congress of the Brazilian Geophysical SocietyLocal: Rio de JanieroTel.: 918 497 5500Fax: 918 497 [email protected]/congresso/
17 a 19 – EUANAPE Conference & ExpoLocal: Houston, TXTel.: 972 993 9090 Fax: 972 993 [email protected]
22 a 24 – ChinaCIPPE 2011 - ShanghaiLocal: XangaiTel.: +86 10 5823-6588/5823-6548Fax: +86 10 [email protected]/cippeen/
Setembro20 a 22 – BrasilRio Pipeline Conference & Exposition 2011Local: Rio de JaneiroTel.: +55 21 2112-9077Fax: +55 21 [email protected]
Outubro4 a 6 – BrasilOTC Brasil 2011Local: Rio de JaneiroTel.: 1 281 491-5908Fax: 1 281 [email protected]
10 a 13 – ArgentinaArgentina Oil & Gas – AOG 2011Local: Buenos AiresTel.: +54 11 4322-5707Fax: +54 11 4322-0916 [email protected]
24 a 26 – BrasilVitória Oil & Gas 2011Local: Vitória, ESTel.: +55 21 [email protected] www.ibp.org.br
25 a 26 – BrasilPernanbuco Business 2009 Oil & Gas, Offshore, ShipbuildingLocal: RecifeTel.: +55 21 2112-9077Fax: +55 21 [email protected]
Novembro7 a 10 – BrasilNNO – Niterói Naval Offshore Local: Niterói, RJTel.: (55 21) [email protected]/
10 a 12 – ArgentinaV ExpoGNC 2011 Local: Buenos AiresTel.: +54 11 4300 [email protected]
28 a 30– BrasilBrazil Onshore 2011Local: Natal, RNTel.: (21) [email protected] www.ibp.org.br
Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 3221-7500 ou [email protected]
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EPC
Não 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 (enginee-ring, 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 responsabili-dade, limitada (de acordo com o contrato e preços estabelecidos), de dar garantias de que o empreen-dimento 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 cláusu-las, 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 pro-dução comercial de grandes reservas descobertas na última década, assim como propiciar o aumento dessa produção e do processamento final do petró-leo e gás, em unidades de refino ou petroquímicos, e também garantir o escoa-mento e transporte dos hi-drocarbonetos, 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 transpor-tes e refinarias, fábricas de fertilizantes e petroquímicas, aliado às obras do programa de Aceleração do Cresci-mento (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 gigan-tesco canteiro de obras para tocar. e o epecista, um portfólio de projetos para tornar realidade.
É nesse contexto que foi criado o Centro de ex-celência 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 objeti-vo 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
uma via de mão dupla
de Antônio Ernesto Ferreira Müller, presidente do CE-EPC
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.
“Nós somos o que repetidamente fazemos. Excelência, assim, não é um ato, mas um hábito.” (Aristóteles)
opinião
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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 represen-tativas 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 tecno-lógicas e de gestão, para garantir um salto de quali-dade 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 implementa-dos 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 desenvolvi-mento 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, incluin-do aquele que demanda os trabalhos do epecista porque tem um grande projeto de engenharia a im-plantar. A atribuição do epecista é fazer bem feito o seu trabalho e o do cliente, fazer um bom planeja-mento 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 contra-to. 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 aprendi-zagem está na comunicação, no diálogo contínuo entre todas as partes.
Como disse, é uma via de mão dupla: contratan-tes 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 em-preendimento, 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 eficá-cia 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 desenvolvimen-to do setor – o diálogo entre as partes. Temos que descobrir qual a melhor maneira de chegar lá, atendendo às demandas do cliente e respeitan-do 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 as-segurarmos 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 arti-go, pois há muito trabalho a fazer. Arregacemos as mangas e vamos em frente!
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