Sustentabilidade no Balanço de (Bio)massa – com cer tificado Sustentabilidade no Balanço de (Bio)massa–com certificado
Vazão, do poço ao posto Vazão, do poço ao posto
Em 2021, teve início um processo de discussão da revisão do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM), que chegou a uma minuta para comentários da comunidade. Essa minuta recebeu contribuições que foram publicadas no Relatório ANP nº 2/2022/NFP-e (ANP, 2022). Mas isso ainda é uma minuta.
O novo regulamento deve trazer inovações, mas o mais esperado é o estabelecimento de requisitos diferenciados, baseados no volume manuseado em cada sistema, reconhecendo a existência de diferentes cenários de produção – desde o Pré-Sal até os campos maduros. O que pode ser entendido como uma permissão para “afrouxar”, em campos com menores volumes, e “apertar” a confiabilidade nos de maiores lucros.
Essa era a grande demanda do mercado nacional, que viu, durante a Pandemia, um afrouxamento sem regras, que lhe pareceu favorecer fornecedores estrangeiros.
Mas, com novo governo e fim oficializado da emergência da Pandemia, esperase que a questão se resolva ainda neste primeiro semestre. Com muito para se ouvir em off, esta edição procurou trazer uma visão ampla da viagem desse fluido, que vem ditando regras no mundo, como que para lembrar que há muito o que medir, há muito para se melhorar. Dessa forma, a matéria de capa traz um pouco do que é Flow Assurance, a Garantia de Fluxo, responsável por trazer o óleo e o gás até os mercados, da maneira mais rápida, mais segura e sustentável possível.
Numa outra vertente, um artigo da Basf nos faz perceber a importância do Balanço de Massa, quando analisado pelo viés ambiental. Atentar para isso é importante, e deve tornar-se em tendência.
A edição destaca também os principais eventos, ligados aos setores de petróleo, gás, química e petroquímica. Os presenciais se multiplicam, lembrando o quanto o ser humano é um animal sociável. Muito bom rever e abraçar tantos queridos dos quais nos distanciamos nos últimos anos de Pandemia.
Os negócios parecem estar recobrando os ânimos, ainda que pareça ser mais difícil acessá-los – e o setor de energia como um todo se tornou o carro chefe da economia no mundo. As notícias sobre eles estão aqui, mas também diariamente nas nossas mídias sociais, e semanalmente nas nossas newsletters.
Boa leitura
O editorColaboraram nesta edição, com informações e imagens, as assessorias de imprensa.
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REDAÇÃO
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ISSN: 0101-5397
Sustentabilidade no Balanço de (Bio)massa – com certificado
Vazão, do poço ao posto
Jornal
16 Seminário Gás Brasileiro para a Reindustrialização no Brasil
17 Mercadante propõe aliança com indústria química para alavancar o setor
18 Convênio para aumentar vida útil de Angra I
18 FUP repudia assédios contra petroleiras
20 Ilac fecha parceria com centro universitário para aula sobre acrílico
21 Firjan apresenta o estudo “Petroquímica e seu potencial de investimentos para o Rio de Janeiro”
22 Frente Parlamentar da Química 2023 é mais plural, técnica e atenta ao gás natural
23 Medidor de vazão reduz arraste
Empresas
24 Solvay lança polímeros com certificado de balanço de massa do ISCC PLUS
25 Balanço positivo da ArcelorMittal
28 ZEG Biogás e Greenlane Renewables anunciam acordo para estabelecer fabricação local de tecnologia de produção de biometano
29 Aditivos para um futuro melhor para o plástico
29 Asia Shipping anuncia parceria com a Operinter
30 DuPont compra Spectrum Plastics Group de investidores da AEA
31 CPE Tecnologia cresce 30% e consolida liderança em geotecnologia
32 Módulos Elétricos para os FPSOs P-80 e P-83 serão da GE Power Conversion
32 Tata Steel inicia uso experimental de gás hidrogênio no alto-forno da usina de Jamshedpur
Artigos
54 A medição de vazão
61 A importância da medição de vazão na produção e no transporte de petróleo e gás natural
65 A importância da correção do volume de combustíveis líquidos
Seções
6 Agenda/Gente
16 Jornal
24 Empresas & Negócios
37 Retrospectivas
74 Produtos e Serviços
87 Drilling Systems anuncia conquista de contrato com a PETRONAS
88 Terminal Gás Sul conclui etapa desafiadora em reta final do gasoduto
88 China continuará a liderar projetos intermediários na Ásia até 2027
89 Sompo investe em seguros de Petróleo & Gás
90 Recursos de gás na América Latina: os desafios para o desenvolvimento
92 Petrobras e China Energy International analisam negócios conjuntos
92 Petrobras assina contrato de ampliação da capacidade de produção da RNEST
93 Prates visita FPSO Anita Garibaldi
93 Petrobras informa sobre acordo com a ANP
94 Petrobras informa sobre transferência do Polo Norte Capixaba
95 Petrobras na WebSubmit
95 Petrobras, Shell e Senai CIMATEC constroem ambiente para testes em condições similares ao Pré-Sal
96 Novos estudos de projetos para produção de Diesel com conteúdo renovável
96 Petrobras reduz em 39% emissões de gases de efeito estufa nos últimos sete anos
97 Petrobras investe no uso de nuvem para agilizar a implantação de tecnologias
98 Produção e vendas do 1º trimestre de 2023
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O Conselho de Administração da Petrobras elegeu, a partir do dia 29/03/2023, com prazo de gestão até 13/04/2025, os membros para a Diretoria
Executiva:
• Sergio Caetano Leite, para o cargo de Diretor Executivo Financeiro e de Relacionamento com Investidores – mestre em Economia e Gestão, administrador de carteiras e fundos de investimentos certificado pela CVM, com experiência internacional na área de “investment banking”, e fusões e aquisições, no Brasil e no exterior. Atuou por mais de 15 anos no setor de petróleo, como consultor financeiro e no mercado de capitais na administração de fundos e administração fiduciária, atendendo fundos institucionais e estruturados. Recentemente, atuou como subsecretário do Consórcio Nordeste, responsável pelas Câmaras Temáticas de Saneamento, de Energias (Energias Renováveis, Petróleo e Gás), e de Infraestrutura e Investimentos. Coordenou ainda a Plataforma de Investimentos do consórcio, estruturando mais de 2 bilhões de reais em financiamentos para os Estados membros, nos últimos três anos;
• Joelson Falcão Mendes, para o cargo de Diretor Executivo de Exploração e Produção – engenheiro mecânico pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), com MBA em gestão empresarial pela FGV, e especialização em gestão avançada pelo INSEAD, França. Ingressou na Petrobras em 1987, como Engenheiro de Equipamentos, tendo ocupado várias funções gerenciais nos últimos 31 anos. Foi Gerente de Operação de diversas plataformas, Gerente Geral das unidades da Petrobras no AM, no RN/CE e da Bacia de Campos. Posteriormente, foi Gerente Executivo de águas profundas e Gerente Executivo de águas ultraprofundas. Atualmente, esteve responsável pela Gerência Executiva de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da Petrobras. É Membro do Conselho Diretor da OSLR – Oil Spill Response Limited;
• Carlos José do Nascimento Travassos, para o cargo de Diretor Executivo de Desenvolvimento da Produção – formado em Engenharia Mecânica com 37 anos de experiência no mercado, dos quais 4 anos no Arsenal de Marinha do Rio de Janeiro, atuando em construção naval, e 33 anos na Petrobras, tendo ocupado diversas posições de liderança com passagens nas Diretorias de Exploração e Produção e de Desenvolvimento da Produção, com atuação no Brasil e no exterior, tanto em frentes operacionais,
como em posições gerenciais. Atuou na implementação de programas estruturantes nas áreas de engenharia, contratação, construção, comissionamento e pré-operação, tendo sido o responsável pelas entregas das unidades P-66, P-67, P-68, P-69, P-70 e P-71, e pela concepção dos novos FPSOs com foco na redução de emissões dos gases de efeito estufa. No segmento downstream, foi responsável pela implantação dos projetos nas principais refinarias do país, atuando nas áreas de processamento e gás natural, unidades de hidrotratamento, ampliação e revamps de refinarias. Como Gerente Executivo de Águas Profundas (AGP), foi o responsável pela gestão das unidades da Bacia de Campos e Espírito Santo, juntamente com o desenvolvimento complementar dos campos dessas unidades. Ocupa atualmente a posição de Gerente Executivo de Sistemas de Superfície, Refino, Gás e Energia (SRGE), área responsável pelos projetos de engenharia e pela implementação das grandes obras de investimento de capital nas áreas de Exploração e Produção, Refino, Gás, Energia e Logística; • Claudio Romeo Schlosser, para o cargo de Diretor Executivo de Comercialização e Logística – engenheiro químico formado pela Universidade Federal de Santa Maria, e advogado pela Pontifícia Universidade Católica de Petrópolis/RJ. Tem MBA em Finanças pela FGV, e Gestor pelo INSEAD e Fundação
Dom Cabral, além de MBA
Executivo pela Rice University, Houston. Ingressou na Petrobras em 1987, no cargo de Engenheiro de Processamento de Petróleo. Possui mais de 35 anos de experiência nas mais diversas áreas de processamento, comercialização e logística de petróleo e derivados. Entre várias funções exercidas, foi Gerente Geral da Refinaria Henrique Lage (REVAP) e da Refinaria Landulpho Alves (RLAM), Gerente e Diretor da Fábrica Carioca de Catalisadores, Vice-Presidente da Petrobras America, e Gerente Executivo de Refino, Petroquímica e Fertilizantes da Petrobras, comandando 13 refinarias, uma planta industrial de xisto, e complexos petroquímicos e fábricas de fertilizantes da Petrobras;
• William França da Silva, para o cargo de Diretor Executivo de Refino e Gás Natural – formado em Engenharia Química pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), e em Direito pela Universidade Estadual do Rio de Janeiro (UERJ).
Possui MBA em Gestão Empresarial (COPPEAD/ UFRJ), e formação em Gestão
Estratégica e Cadeia de Valor (INSEAD/França). Iniciou sua carreira na Petrobras como engenheiro de processamento, em 1988, na Refinaria Duque de Caxias/RJ (Reduc). Sua experiência profissional inclui atuações como gerente de ativo da Refinaria Guillermo Bell/Bolívia, e gerente geral das refinarias: RPBC/Cubatão-SP; REGAP/Betim-MG; RLAM/Mataripe-BA; e REDUC/Duque de Caxias/RJ. Foi também gerente executivo e diretor da Transpetro e da Transpetro Internacional; • Clarice Coppetti, para o cargo de Diretora Executiva de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade – Clarice Coppetti é graduada em Ciências Contábeis e em Ciências Econômicas. É pós-graduada em Gestão Estratégica de Tecnologia da Informação pela FGV, e pós-graduanda em Perícia e Direito Bancário pela UniBF/Ibcappa. Foi Diretora Comercial da Companhia de Processamento de Dados do Estado do Rio Grande do Sul, PROCERGS, foi Vice-Presidente de Tecnologia da Informação da CAIXA Econômica Federal. Foi Diretora de Operações e Serviços da Autoridade Pública Olímpica, APO e Diretora de Relações Institucionais, acumulando a Diretoria Financeira da empresa NORTE ENERGIA S/A. Foi Conselheira Titular do Comitê de Auditoria da CAIXA Econômica Federal, Membro titular do Comitê de Risco da CAIXA; Presidente do Comitê de Tecnologia da Informação da CAIXA Econômica Federal. Integrou como membro titular o Conselho Deliberativo e o Conselho Fiscal da Fundação dos Economiários Federais, FUNCEF. Foi Conselheira titular do Conselho de Administração da CAIXA Capitalização S/A e Conselheira Suplente do Conselho Fiscal da CAIXA Consórcios S/A. Integra atualmente o Comitê de Auditoria da CAIXA, e • Carlos Augusto Burgos Barreto, para o cargo de Diretor Executivo de Transformação Digital e Inovação – formado na PUC-RJ em Tecnologia da Informação, com cursos de extensão pela New York University (NYU). Várias certificações na área de TI, Gerência de Projetos e Gestão de Processos. Líder de Transformação Digital de Processos, com mais de 25 anos de experiência no ambiente corporativo. Atuou em grandes bancos americanos, como o Federal Reserve e Banco Mitsubishi, e cias de vários setores, como Charter Communications e Cushman
Wakefield. Gerente de Projetos de TI de larga escala em cias como IBM, Dun & Bradstreet, com implementações em vários países e múltiplos stakeholders. O Conselho de Administração também reconduziu o Presidente da Companhia, Jean Paul Prates, para um mandato de 2 (dois) anos, até 13/04/2025. As indicações foram submetidas aos procedimentos internos de governança corporativa, incluindo as respectivas análises de conformidade e integridade, necessárias ao processo sucessório da companhia, o que incluiu a apreciação do Comitê de Pessoas e, em seguida, deliberação do Conselho de Administração.
PortosRio anuncia nova diretoria
Os novos diretores da PortosRio, responsável pela administração dos Portos do Rio de Janeiro, Itaguaí, Niterói e Angra dos Reis, tomaram posse, em reunião do Conselho de Administração (CONSAD) da companhia. Alvaro Luiz Savio liderará a Autoridade Portuária como diretor-presidente, enquanto Ronaldo Fucci assumirá a Diretoria de Gestão Portuária. Ana Beatriz Leal cuidará da Diretoria de Administração e Finanças, e Eduardo Marinho ficará encarregado da Diretoria de Negócios e Sustentabilidade. Todos os quatro nomeados possuem vasta experiência nas áreas em que atuarão.
o planejamento de grandes eventos. Desde 2021, ela era assessora especial de Modernização da Gestão, da Secretaria de Estado de Polícia Civil. Ana também já ocupou o cargo de subsecretária da Casa Civil do Estado do Rio de Janeiro. Eduardo Marinho, que possui graduação em Ciências Contábeis, MBA em Regulação de Transportes e pós-graduação em Finanças, trabalhou na Empresa de Portos do Brasil (Portobras), de 1976 a 1989, e continuou na área portuária nos anos seguintes. Ele também foi diretor-presidente do Portus Instituto de Seguridade Social nos períodos de 2002 a 2003 e de 2007 a 2011. Desde então, ele tem atuado como consultor empresarial.
O novo diretor-presidente da TBG, Erik Breyer, (segundo da direita para esquerda) tomou posse, e foi recebido pelos diretores e pelo corpo executivo. Em sua apresentação, o diretor-presidente destacou sua trajetória profissional, algumas realizações e a capacidade de contribuição e de mudanças para a TBG, em função do conhecimento que traz de outras indústrias. Outro compromisso assumido foi o de gerar resultado e cultivar o orgulho.
Alvaro Luiz Savio, um economista que já atuou como diretor de Gestão Portuária da companhia, entre 2000 e 2002, e permaneceu na área portuária até 2014, também tem experiência na Agência Paulista de Atração de Investimentos (Investe SP), tendo sido diretor administrativo-financeiro em 2015 e 2016, e presidente interino, em 2017 e 2018. Mais recentemente, atuou como subsecretário-geral da Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro.
Ronaldo Fucci, outro economista da equipe, é especialista em portos e dragagem, com experiência como diretor comercial da Companhia Brasileira de Dragagem, de 1978 a 1985, e como diretor-presidente da Enavi Reparos Navais Industrial, de 1985 a 2000. Por mais de 20 anos, trabalhou como diretor comercial da China Communications Construction Company.
Ana Beatriz Leal é uma administradora de empresas com especialização em políticas públicas, e mestrado em administração pública, que se destaca como transformadora organizacional, com foco na melhoria de estruturas, equipes e projetos. Ela atua nas áreas de Planejamento do Estado do Rio de Janeiro e de Segurança Pública há 20 anos, incluindo
O Conselho de Administração da Transpetro elegeu, nesta quinta-feira (27), Sérgio Bacci para o cargo de presidente da companhia. Os conselheiros também nomearam Fernando Mascarenhas, para o cargo de diretor financeiro, e Jones Soares, para o cargo de diretor de Transporte Marítimo, Dutos e Terminais da Transpetro. Todos assumem seus cargos nesta sexta-feira, 28/4.
Sergio Bacci é administrador de empresas, formado pela Instituição Faculdades Integradas Senador Flaquer, de Santo André/SP. Possui experiência de mais de 20 anos, nos setores Naval e Offshore, Logística e Transporte Marítimo, atuando na direção de grandes empresas, como a ASGAARD Navegação S.A., Opmar Serviços Marítimos LTDA. e Bram Offshore.
O novo presidente da Transpetro teve atuação destacada como representante do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), na Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico – OCDE, no fomento ao crescimento da indústria naval brasileira.
Bacci também já foi secretário de Fomento para Ações
Em fevereiro de 2023, a VIBROPAC completou 30 anos de história. Empresa 100% brasileira, com sede na cidade de Cotia em São Paulo, atua em todo o território nacional e em alguns países do Mercosul com suas divisões voltadas às áreas de Movimentação de Fluidos, Tratamento de Água e Efluentes e Serviços Especializados.
São 30 anos construindo soluções completas e integradas.
Nossa divisão de Movimentação de Fluidos se especializou em soluções para as áreas de extração e refino de petróleo, projetando e fabricando Sistemas de Injeção Química e Odorizadores de Gases, bem como o fornecimento de Bombas de Acoplamento Magnético, Bombas Dosadoras API 675, Bombas Centrífugas de Alta Pressão API 610, Bombas de Fusos e Multifásicas e Compressores Centrífugos API 617.
Compressores
www.vibropac.com.br.
de Transportes no Ministério dos Transportes, com destaque para a atuação na modernização da legislação de infraestrutura rodoviária, aquaviária e de portos.
Diretores
Fernando Mascarenhas
é engenheiro eletrônico pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), e mestre em Sistemas Digitais/Redes de Computadores – MSC pela COPPE / UFRJ. Possui pós-graduação em Marketing pela PUC-RJ, e em Gestão Empresarial pela Fundação Dom Cabral (FDC), onde também concluiu o MBA em Gestão Empresarial.
É executivo com 22 anos de experiência nas indústrias de Aviação, Navegação, Mineração e Siderurgia, tendo ocupado posições de liderança globais e locais na Varig S.A., na Vale S.A. (Vale) e em empresas do grupo Vale, nos cargos de gerente executivo de Análise e Planejamento Financeiro (FP&A) Global, vice-presidente Executivo de Administração e Finanças, CFO, da California Steel Industries (CSI). Mascarenhas também foi gerente sênior de Relação com Investidores, gerente geral da Operação de Rebocadores, e gerente geral de Inteligência de Mercado de Navegação na Vale.
Jones Soares é bacharel em Ciências Náuticas pelo Centro de Instrução
Almirante Braz Aguiar, e mestre em Gestão de Serviços pelo Instituto Universitário de Lisboa.
Possui MBA em Gestão
Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas, Negociação e Liderança pela Harvard Law School, e Ship Management & Logistics pela Cambridge Academy of Transport, na Inglaterra. Atua no sistema Petrobras há 31 anos, e na Transpetro há 22 anos, com experiência na área de Operações, acumulando mais de 4 mil dias de navegação, como capitão de longo curso e comandante de navios mercantes da Petrobras Transporte – Fronape. Exerce funções gerenciais há 23 anos, dentre as quais se destacam as de gerente executivo de Operação de Navios, e diretor da Transpetro International BV.
É membro do Centro de Capitães da Marinha Mercante, da Associação Brasileira de Direito Marítimo – ABDM, da IFSMA (International Federations of Shipmasters Association), do Nautical Institute de Londres e da NAMEPA – The North American Marine Environment Protection Association.
A ORPLANA – Organização das Associações de Produtores de Cana do Brasil tem um novo CEO. O engenheiro agrônomo José Guilherme Ambrósio Nogueira foi anunciado no cargo, para representar a entidade que compõe 32 associações de fornecedores de cana.
Com mais de 14 anos de experiência em gestão de negócios e planejamento estratégico, dentro de empresas cooperativas e associações ligadas ao agronegócio, José Guilherme Nogueira já teve passagens pela COPLANA (Cooperativa Agroindustrial), Terreos, SOCICANA (Associação dos Fornecedores de Cana), Sebrae e Markestral. Nogueira é formado em Engenharia Agronônima pela Unesp (Universidade Estadual Paulista), tem mestrado em Administração pela Faculdade de Administração, Economia e Contabilidade da USP (Universidade de São Paulo), pós-graduação em Gerenciamento de Projetos pela FGV (Fundação Getúlio Vargas), e em Negócios pela Harvard Business School.
Entre os desafios do novo CEO da ORPLANA está um posicionamento do setor, diante das propostas da reforma tributária, que está sendo avaliada pelo Congresso Nacional.
Eletrobras formaliza estrutura das subsidiárias
A Eletrobras formalizou a nova estrutura organizacional de topo de suas subsidiárias integrais, as empresas Eletrobras CGT Eletrosul, Chesf, Eletronorte e Furnas. As mudanças compõem o conjunto de iniciativas priorizadas pelo Escritório de Transformação, que tem por objetivo acompanhar, de forma centralizada, todos os projetos relacionados à nova fase da companhia no momento póscapitalização.
Com a nova estrutura, cada subsidiária passou pela redução de duas diretorias. “Estamos buscando maior eficiência, agilidade e integração nas atividades, para acelerar ainda mais as iniciativas da transformação. Todo o processo é conduzido de forma a garantir a continuidade das atividades nas empresas, sem risco operacional”, afirma o presidente da Eletrobras, Wilson Ferreira Junior.
Cada subsidiária tem agora uma estrutura composta por diretor-presidente; diretor de Operação e Manutenção; diretor de Comercialização; e diretor AdministrativoFinanceiro. Também foram extintos os Conselhos de Administração na CGT Eletrosul, Eletronorte e Furnas. O conselho de administração da Chesf permanece em funcionamento, pois, a empresa ainda está registrada como companhia de capital aberto.
Os ocupantes dos cargos foram nomeados:
ELETROBRAS CHESF
O Diretor-Presidente, João Henrique de Araújo Franklin Neto, acumula as atribuições de Diretor de Operação e Manutenção, e tem a seu lado Jenner Guimarães do Rego, como Diretor Administrativo-Financeiro, e André Millions Coutinho, como Diretor de Comercialização.
ELETROBRAS CGT ELETROSUL
Para o mandato 2023-2025, foi eleita, como presidente do Conselho Diretor da Abiquim, a presidente América Latina e Presidente da Unidade Global de Negócios da Rhodia Brasil
O Diretor-Presidente, Cleicio Poleto Martins, tem a seu lado Ildo Wilson Grüdtner, como Diretor de Operação e Manutenção; Eduardo
Cardeal Tomazzia, como Diretor Administrativo-Financeiro, e Alceu Vieira Neto, como Diretor de Comercialização
ELETROBRAS ELETRONORTE
O Diretor-Presidente, Antonio Augusto Bechara Pardauil, que acumula atribuições de Diretor de Operação e Manutenção, tem a seu lado Hugo Leonardo da Silva, como Diretor Administrativo-Financeiro, e Virgínia Fernandes Feitosa, como Diretora de Comercialização
ELETROBRAS FURNAS
O Diretor-Presidente, Caio Pompeu de Souza Brasil Neto, tem a seu lado
Francisco José Arteiro de Oliveira, como Diretor de Operação e Manutenção; Luiz Eduardo
Marques Moreira, como Diretor Administrativo-Financeiro, e Luiz Laércio Simões Machado Júnior, como Diretor de Comercialização.
Daniela Manique, da Solvay, é eleita presidente do Conselho Diretor da Abiquim
A Abiquim realizou (26/04) a Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária, que, entre outros temas, tratou da eleição da nova presidência do Conselho Diretor da Entidade, e os membros que irão compor o Conselho Diretor, Conselho Fiscal e parte do Comitê de Ética e Integridade, e do Comitê Executivo.
(Grupo Solvay), Daniela Rattis Manique.
Primeira presidente mulher em quase 60 anos de história da Abiquim, Daniela Manique é formada em Engenharia Química pela FEI/USP, com pós-graduação em Administração de Empresas pela FGV, e MBA em Negócios pela FEA/USP. Possui duas especializações: uma em Estratégia, pelo Insead (França), e outra na área da Indústria do Petróleo, pela Faculdade de Estudos em Petróleo e Energia de Oxford (Inglaterra). Manique iniciou sua trajetória na Rhodia há 19 anos, ocupando posições de liderança em diversas áreas da empresa, no Brasil e no Exterior. Desde julho de 2018, assumiu a Presidência do Grupo Solvay na América Latina, tendo, como uma de suas principais responsabilidades, a coordenação de iniciativas para garantir o crescimento sustentável dos negócios na região. Concomitantemente, Daniela acumula a posição de Presidente da Unidade Global de Negócios, que reúne as áreas de Fenol e Derivados, Solventes Oxigenados e Intermediários de Poliamida. Na Abiquim – Associação Brasileira da Indústria Química –, antes de assumir a Presidência do Conselho Diretor, já atuava como VicePresidente, desse mesmo Conselho, desde 2018. A lista completa dos membros eleitos do Conselho Diretor, do Conselho Fiscal e parte do Comitê de Ética e Integridade e do Comitê Executivo da Abiquim:
Presidente do Conselho Diretor:
Daniela Rattis Manique – Rhodia Brasil S.A.
Vice‐Presidentes do Conselho Diretor e Membros do Comitê Executivo:
• Roberto Noronha Santos – Unigel S/A (1ª Vice‐Presidência)
• Manfredo Dieter Rübens – Basf S.A. (2º Vice‐Presidência)
• Javier Alberto Constante – Dow Brasil Indústria e Comércio de Produtos Químicos Ltda. (3º Vice‐Presidência)
• Reinaldo José Kroger – Videolar‐Innova S/A (4º Vice‐Presidência)
• Mauricio Parolin Russomanno – Unipar Carbocloro S.A. (5º Vice‐Presidência)
• Roberto Bischoff – Braskem S.A. (6º Vice‐Presidência)
• Maximilian Yoshioka – Indorama (7º Vice‐Presidência)
Membros do Conselho Diretor:
• Adriana Nobre Rubo – Croda do Brasil Ltda.
• Alfredo Luiz Kerzner – Chlorum Solutions (Klab Fortaleza Participações Ltda.)
• Angelo José Brazil Ferreira – Arlanxeo Brazil S.A.
• Artur Henrique Capeli – Sabic Innovative Plastics South America – Indústria e Comércio de Plásticos Ltda.
• Artur Luis Garcia Quelhas – Clariant Brasil Ltda.
• Carlos de Lion Neto – Arkema Coatex Brasil Indústria e Comércio Ltda.
• Carlos Eduardo Rubert Perizzotto ‐ ICL Aditivos e Ingredientes Ltda.
• Daniel Hubner Marques – Yara Brasil Fertilizantes S.A.
• Eduardo Renato Kunst – Artecola Química S.A.
• Elder Antonio Martini – Elekeiroz S.A.
• Eliane Siviero de Freitas – LANXESS Indústria de Produtos Químicos e Plásticos Ltda.
• Elvira Marques dos Santos Cavaleiro Cruel Neves – Eastman Chemical do Brasil Ltda.
• Felix de Jesus Lavin Martinez ‐Alpek Polyester
• Francisco Fortunato – Oswaldo Cruz Química Indústria e Comércio Ltda.
• Gilney Penna Bastos – White Martins Gases Industriais Ltda.
• Hendrik Schonfelder – Evonik Brasil Ltda.
• João Benjamin Parolin – Oxiteno S.A. Indústria e Comércio
• Jorge Francisco Velasco Lopez – Deten Química S/A
• Jose Antonio Castro Filho – Henkel Ltda.
• José Roberto Pilon – PETROM Petroquímica Mogi das Cruzes S/A
• Marco Eduardo Lima – Huntsman Química Brasil Ltda.
• Marcos de Barros Cruz – Cia Nitro Química Brasileira
• Marcus Cesar Marinho da Silva – Air Products Brasil Ltda.
• Mauro Henke – DyStar Indústria e Comércio de Produtos Químicos Ltda.
. Paulo Sergio França Cavalcanti – Carbonor S.A.
• Paulo Francisco T. Schirch – Peróxidos do Brasil Ltda.
• Roberto Garcia de Souza – Tronox Pigmentos do Brasil AS
• Rodrigo Pereira Jorge – Air Liquide Química Brasil Ltda.
• Ronaldo Isac Werthajm – Denver Especialidades
Químicas Ltda. / Grupo Formitex
• Thaís Gervasio Eberle – Ecolab Química Ltda.
• Valdemir Prodocimo – Cabot Brasil Indústria e Comércio Ltda.
• Wagner Luiz Rodrigues de Sá – Lubrizol do Brasil
Aditivos Ltda
Membros do Conselho Fiscal:
• Adilson Trevisan – Birla Carbon Brasil Ltda.
• Augusto Eduardo Correa – Indorama Polímeros Brasil Ltda.
• Natalia Wrockawski – Dow Brasil Industria e Comercio
de Produtos Químicos LTDA
• Marcio Neri – Elekeiroz S.A.
• Renata Giraldes de Manreza Weigt – Rhodia Brasil S.A.
• Renata Bley de Souza – Braskem S.A. Membros do Comitê de Ética e Integridade:
• Andre Gustavo de Oliveira – Basf S.A.
• Everson Zaczuk Bassinello – Braskem S.A.
• Guilherme José Esselin Lino da Silva – Indorama Ventures – Brasil
• Marcelo Rodrigues Perracini – Rhodia Brasil S.A.
• Willian Barboza – Dow Brasil Industria e Comércio de Produtos Químicos LTDA.
Suzana Santos passa a responder pela Sustentabilidade da Unipar
A executiva, que já lidera a área de Comunicação da empresa desde a sua chegada, em outubro de 2021, passa agora a comandar o time de Sustentabilidade da Companhia. Suzana tem como objetivo impulsionar os projetos, e dar mais visibilidade às iniciativas de sustentabilidade e compromissos assumidos publicamente, além de comandar também o Instituto Unipar. A profissional conta com ampla experiência em comunicação corporativa, atuando há mais de 20 anos, e na Unipar responde pela marca, comunicação externa e interna, digital e relacionamento com comunidades.
Ocyan tem novo diretor para sustentabilidade
Engenheiro químico de formação, Marcelo Mafra Borges de Macedo é o novo Diretor de Sustentabilidade da Ocyan, onde apoiará a construção da excelência na busca da energia sustentável.
Marcelo iniciou sua carreira na Petrobras, passando pela Firjan, onde coordenou projetos. Posteriormente, assumiu coordenações de Regulação, foi Head de Meio Ambiente, e Operações seguras e de Conteúdo local na ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis –, onde atuou por 15 anos, e posteriormente foi Gerente Regulatório na SBM Offshore.
Fábio Marchiori, diretor Financeiro, de Supply Chain e Serviços da VLI, assumiu interinamente o cargo de diretorpresidente da companhia, em substituição a Ernesto Pousada, que liderou a companhia pelos últimos três anos. O executivo conta com sólida experiência de 30 anos, em grandes empresas nacionais e multinacionais, como Unilever, Grupo Fleury, Mondelēz International e Avon/Natura. Bacharel em Engenharia Química pela Universidade de São Paulo (USP), possui MBA em Administração de Empresas pela Fundação Dom Cabral, e graduou-se no Senior Executive Programme da London Business School.
Marchiori assume o cargo comprometido com o propósito da empresa. “A VLI segue com seu compromisso de transformar a logística do país, com foco nas necessidades e objetivos dos nossos clientes, investidores, e da comunidade com a qual a companhia se relaciona, investindo no avanço da infraestrutura logística nacional, e mantendo sólidos pilares de ética e de governança corporativa”, afirma.
Carolina Hernandez
Táscon assume o cargo de diretora-Executiva Comercial (CCO) da VLI. A executiva cursou Economia e Administração na Universidad de los Andes, na Colômbia, tem mestrado em Economia e possui sólida experiência em companhias, como Archer Daniels Midland, Noble Group e COFCO International.
Carolina torna-se assim a primeira mulher neste cargo na VLI e, com a sua chegada, a diretoria-executiva da companhia passa a ser composta em proporções iguais por homens e mulheres, o que reforça o compromisso com as metas de equidade de gênero da VLI, que tem como objetivo alcançar 30% de mulheres em cargos de alta liderança, a partir de gerência, até 2025.
A VLI atende clientes de diversos setores de destaque da economia nacional, como agronegócio, mineração, siderurgia, construção civil e combustíveis, entre outros. Entre os desafios da executiva está a aceleração de programas desenvolvidos na VLI, para entregar com excelência serviços logísticos, em que o centro da operação seja sempre o cliente e sua prosperidade.
A geóloga Carla Araujo , mestre em geociências pela UFRGS, comandará a ABGP, para o biênio de 2023-2025, em conjunto com Almério França na vice-presidência, geólogo pela UnB, com doutorado na Universidade de Cincinnati. Durante o evento da posse, o geólogo Marcio Rocha Mello, PhD, formado pela UNB e doutorado pela Universidade de Bristol, fundador e primeiro presidente da Associação Brasileira de Geólogos do Petróleo, foi homenageado, e ministrou a palestra “O passado, o presente e o futuro da indústria de petróleo no Brasil.”
Fundada em 1996, por Marcio Rocha Mello, a ABGP tem como objetivo reunir profissionais e estudantes interessados em Geologia do Petróleo, promovendo palestras com renomados cientistas nacionais e estrangeiros, bem como, cursos, buscando atender a crescente demanda por novas informações e tecnologias, direcionadas às empresas parceiras e à rede Acadêmica Brasileira e internacional. A ABGP é a única afiliada no Brasil da AAPG – American Association of Petroleum Geologists – e é considerada uma das mais importantes associações de geologia do petróleo no Hemisfério Sul. Desde sua fundação, realizou, no Brasil, em parceria com a AAPG, dois dos mais importantes eventos relacionados à exploração de petróleo, no cenário mundial, a Rio 98 e Rio 2006.
“
Diante de um cenário cheio de desafios, produto de uma grande crise atual na indústria brasileira e internacional de petróleo, encaramos a nova diretoria da ABGP sob a liderança dos geólogos Carla e Almério, com grande otimismo, tendo certeza de que o legado deixado pela diretoria do Biênio 2021–2023, sob a liderança Marcos Amaral, continuará a solidificar a excelência da contribuição da ABGP para a indústria brasileira”, afirma Marcio.
Para Carla, “a diretoria da ABGP, Biênio 2023-2025, enfrentará a desafiadora questão da transição da matriz energética, novas energias e a realidade da transformação digital.”
Para ampliar a oferta e reduzir os preços do gás natural, o Governo e o setor empresarial vão criar um Grupo de Trabalho, formado pelos ministérios do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), de Minas e Energia (MME), da Fazenda, Casa Civil, Petrobras, Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (FIESP), e representantes de produtores independentes. A ideia de criar o GT partiu do presidente da federação, Josué Gomes da Silva, e foi apoiada pelo vice-presidente da República e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin.
“Acho que esse Grupo de Trabalho vai trazer bons frutos para a gente poder reduzir o preço do insumo, aumentar a competitividade, aumentar os investimentos e gerar mais empregos”, afirmou Geraldo Alkmin, em discurso durante o Seminário Gás Brasileiro para a Reindustrialização do Brasil, realizado em São Paulo.
O seminário está alinhado com a orientação do Ministério, de impulsionar o uso de gás como instrumento de ganho de competitividade da indústria nacional – a Pasta anunciou o início de um estudo com os agentes da área, em todo o país, para realizar uma reforma regulatória no setor, para incentivar o desenvolvimento desse mercado e, ao mesmo tempo, garantir acesso ao setor produtivo.
Também participaram do seminário pelo MDIC, os secretários Andrea Macera, da Secretaria de Competividade e Regulação, e Uallace Moreira, da Secretaria de Desenvolvimento Industrial, Inovação, Comércio e Serviços. Ambos integraram o painel Gás Natural como indutor para a reindustrialização do Brasil. O seminário contou com a presença do presidente da Fiesp, Josué Gomes da Silva, do presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, representantes dos ministérios das Minas e Energia e do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), e, virtualmente, o presidente da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), Eduardo Eugênio Gouvêa Vieira.
Alckmin lembrou de dados fornecidos pelo Ciesp e a Fiesp, apontando que a indústria brasileira, que já chegou a representar 30% do PIB, hoje não passa de 11%. Durante o evento, o vice-presidente voltou a afirmar que o governo fará a reforma tributária, e disse acreditar que a ancoragem fiscal irá resultar na redução da taxa de juros. Ele também lembrou que, recentemente, o Governo eliminou a taxa do Certificado de Origem para a exportação de frango, e que isso irá se es-
tender a todas as cadeias produtivas.
O presidente da Petrobras afirmou que a empresa está aberta para participar do projeto de reindustrialização do Brasil, e chamou gás natural de “coluna vertebral fundamental.”
De acordo com ele, a Petrobras irá trabalhar pela transição energética com os marcos legais que estão aguardando por votação, como o da energia eólica offshore. “Nossa ideia é que tenhamos, lado a lado ao gás natural, o hidrogênio também, companheiro dessa matriz de transformação e de transição”, disse Prates.
A implantação de novos projetos da Petrobras para produção e escoamento de gás, que somam investimentos de US$ 5,2 bilhões, foram apresentados pelo presidente da companhia, Jean Paul Prates, durante o Seminário. O Plano Estratégico 2023-27 da Petrobras prevê o desenvolvimento de novos campos e novas infraestruturas, como os projetos em parceria de Sergipe Águas Profundas (SEAP), com capacidade de 18 milhões m³/dia, e BM-C-33, na Bacia de Campos, com capacidade de 16 milhões m³/dia; além do Projeto Integrado Rota 3, previsto para 2024, e com capacidade de até 21 milhões m³/dia. Estas novas infraestruturas agregarão uma capacidade de até 55 milhões m³/dia, na oferta de gás nacional.
Josué Gomes, que é presidente da Fiesp e 1º vice-presidente do Ciesp, lembrou de que, na primeira vez em que esteve na China, cerca de 20 anos atrás, a energia custava U$S 90 megawatts/hora no país asiático, enquanto no Brasil, a energia não chegava a U$S 30 megawatts/hora. “Infelizmente, nas últimas décadas, esse cenário praticamente se inverteu. O gás como energia de transição pode e deve desempenhar um papel fundamental para a reindustrialização nacional. Infraestrutura competitiva começa com energia competitiva”, disse Gomes.
Ele ainda citou a indústria cerâmica paulista, que hoje representa 70% da produção nacional deste setor, poderia estar exportando muito mais, não fosse a limitação de energia. Hoje 30% da energia usada neste setor é proveniente do gás natural, enquanto a energia elétrica representa 45%. Para ele ainda, a ampliação do fornecimento de gás será um divisor de águas, para indústrias como a química, a de vidro, de fertilizantes e até a de panificação, que já utilizam o gás natural.
O presidente da Firjan, por vídeo conferência, foi taxativo na sua fala: “Estamos perdendo a guerra da competitividade. A produtividade brasileira está estagnada há 40 anos”. Porém, segundo o presidente da Firjan, é perfeitamente possível mudar o destino da indústria nacional, passando, obrigatoriamente, pela questão do gás. “A reindustrialização e o retorno da competitividade dependem do gás natural nacional, produzido a 300 quilômetros do coração industrial do país, que é o Sudeste. É preciso um olhar maior do Estado brasileiro que, com regras e diretrizes claras, faça prevalecer o interesse nacional”, apontou Eduardo Eugenio.
Organizado pelas duas federações, o seminário teve o objetivo de discutir o gás brasileiro como um insumo essencial para a reindustrialização do país. Porém, dos 140 milhões de m³ de gás natural produzidos diariamente, no Brasil, hoje, quase metade é reinjetada em poços de campos offshore, e
não beneficia o mercado nacional, que chega a ter um terço da sua demanda atendida por importações de gás boliviano e GNL.
O vice-presidente da Firjan, Luiz Césio Caetano, participou do debate “Como aproveitar o gás para a reindustrialização: visão de mercado e dos operadores da infraestrutura”, e lembrou de que, desde 2010, o consumo de gás natural na indústria está no patamar entre 35 e 40 milhões de metros cúbicos por dia. Caetano citou o estudo da Firjan Mapeamento de Demanda de Gás Natural, produzido em 2021 e, com base nas respostas das próprias empresas, há um potencial de aumentar a demanda industrial em 400%, nos próximos 10 anos, apenas no estado do Rio de Janeiro. “O grande norteador para isso acontecer é ter um preço competitivo”, pontuou o vice-presidente da federação fluminense.
O presidente do BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social –, Aloizio Mercadante, afirmou que, nos próximos quatro anos, vai trabalhar junto à Abiquim, para que a indústria química volte a ocupar a quarta posição no mundo, já que é uma indústria fundamental para o desenvolvimento do país e, para isso, propôs uma aliança com o setor.
Mercadante esteve na reunião do Conselho Diretor da Abiquim, e ressaltou que, nos 71 anos de história do BNDES, ele foi um parceiro fundamental da indústria química brasileira. “Ela era a quarta do mundo e hoje é a sexta. Hoje é o terceiro déficit comercial do país, e a agricultura, bem como a vida das pessoas, dependem da indústria química. Ela está em todos os setores. E, com esse grande desafio, que é a transição energética, a sustentabilidade, a economia circular e a descarbonização, a indústria química está no coração deste processo. Ou seja, ela será prioridade para o futuro do BNDES; essa parceria com a Abiquim e a indústria química brasileira”, salientou.
O presidente do BNDES disse ainda que já tinha uma excelente impressão do trabalho da Abiquim, ressaltando que, entre as inúmeras propostas que receberam de diversas entidades de setores diferentes, em mesas de diálogos durante o processo de transição do novo governo, as propostas da indústria química eram as mais articuladas, e as que tinham um desenho muito competente para o futuro.
Reforma tributária à parte, que ele destacou ser crucial para garantir a competitividade do setor, Mercadante reconheceu a necessidade de avançar em uma política industrial de Estado, e firmou seu compromisso de retomar a posição que o banco sempre ocupou, como uma das maiores instituições de fomento de novos projetos. Segundo ele, o pontapé inicial já foi dado; entre algumas medidas do BNDES, ele citou a redução de dividendos, extinção de IOF e flexibilização de taxas.
Sobre a questão do gás natural, Mercadante sugeriu uma reunião tripartite – BNDES, Petrobrás e Abiquim – sobretudo quanto ao alto volume de reinjeção que vem sendo praticado. Ele reforçou ainda que o momento é extremamente favorável para avançar na reindustrialização, dado o atual cenário geopolítico e foco nas questões climáticas, afirmando que a indústria química brasileira tem potencial para ser a mais moderna, limpa e descarbonizada do mundo.
Ainda como encaminhamento, ficou acordado entre Abiquim e BNDES estabelecerem parcerias, juntos em temas como economia circular de químicos e hidrogênio, atualização de estudo sobre a diversificação da indústria química (incorporando a química de renováveis, por exemplo), e amplificação da certificação Atuação Responsável (programa da Abiquim que atesta a completa adesão das empresas químicas às práticas ESG), já utilizada pelo BNDES em uma linha de financiamento ESG.
Durante a reunião, o presidente-executivo da Abiquim, André Passos Cordeiro, apresentou o cenário da indústria química e sua agenda estratégica, enfatizando sobretudo as vantagens comparativas do País e o potencial de entrega que a química tem, caso o governo enderece adequadamente as questões que envolvam a sua competitividade, gerando assim emprego, maior arrecadação de impostos, riqueza e qualidade de vida para a população do Brasil.
Passos reafirmou a parceria com o presidente Aloizio Mercadante, salientando as expectativas otimistas do setor, mediante a mobilização de vários agentes, entre eles o novo governo, que tem acenado positivamente para o futuro da indústria química nacional. A recriação do Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, e a retomada das alíquotas de importação de resinas termoplásticas, são dois exemplos que foram grandemente celebrados pelo setor.
A Amazônia Azul Tecnologias de Defesa S.A. (Amazul) e a Eletronuclear celebraram, durante a Feira NT2E, convênio para pesquisa e desenvolvimento do processo de extensão da vida útil do reator da usina nuclear de Angra 1. Também assinou o convênio, como fundação de apoio, a Patria – Fundação Parque de Alta Tecnologia da Região de Iperó e Adjacências.
As usinas nucleares brasileiras foram licenciadas para operar por 40 anos, conforme padrão mundial, sendo que Angra 1 entrou em operação em 1985; o objetivo da Eletronuclear é estender a operação da unidade por mais 20 anos. Para isso, a companhia implementou o Programa de Extensão de Vida Útil da unidade, que executará as medidas necessárias para que Angra 1 possa continuar a operar, com segurança, até 2044.
A Amazul, criada em 2013, tem como função desenvolver tecnologias para o Programa Nuclear Brasileiro, Programa Nuclear da Marinha e Programa de Desenvolvimento de Submarinos.
Na NT2E, feira de negócios nucleares que se realiza no Rio
A FUP – Federação Única dos Petroleiros – se manifestou, no início de abril, em apoio às mulheres petroleiras que denunciam assédio e discriminação dentro da Petrobras. De acordo com o posicionamento da entidade, toda e qualquer atitude que fira os direitos de sua equipe de colaboradores é condenada e merece ser investigada a fundo.
“O Coletivo de Mulheres da FUP vem cobrando efetividade no combate aos assédios e abusos há tempos, inclusive em carta entregue a Jean Paul Prates, na primeira reunião que com ele, logo que assumiu a presidência da empresa”, explica Patrícia Jesus Silva, coordenadora do Coletivo de Mulheres Petroleiras, diretora da FUP e do Sindicato dos Petroleiros do Espírito Santo (SindipetroES), referindo-se ao item da carta sobre o resgate das comissões de diversidades e combate às opressões sofridas pelos trabalhadores no Sistema Petrobras.
Cibele Vieira, que também faz parte do Coletivo, além de ser diretora da FUP e do Sindipetro-SP, destaca que um trabalho efetivo de combate ao assédio requer atuação conjunta entre os sindicatos e a empresa. Cibele cita o caso em que uma denúncia foi feita à ouvidoria da Petrobras e que a empresa defendeu, que não havia problema de a vítima trabalhar no mesmo local do assediador. “Não adianta a empresa fazer campanha para incentivar a denúncia, se ela própria não lida de forma sensata com a situação”, destaca ao explicar que somente após a intervenção do sindicato a situação foi resolvida de fato.
E os casos não são isolados. Bárbara Bezerra, diretora do Sindipetro-NF, conta que, por diversas vezes, a entidade recebe denúncias sobre casos de assédio sexual e moral, mas que, na maioria das situações, as mulheres agredidas têm medo de denunciar por temerem retaliação. “Quando uma mulher denuncia um abuso,
de Janeiro, de 3 a 5 de maio, a Amazul apresenta empreendimentos de que participa, e que têm como objetivo a construção do submarino convencionalmente armado com propulsão nuclear, a geração de energia elétrica e a produção de radiofármacos para diagnóstico e tratamentos de doenças, como o câncer, bem como projetos em prospecção voltados para a irradiação de alimentos e o desenvolvimento de pequenos reatores modulares, entre outros empreendimentos.
seja físico ou emocional, ela tende a ser desacreditada pelas pessoas a sua volta. Eu mesma já passei por situações do tipo dentro da plataforma, e a primeira pergunta que fizeram é se eu estava ‘paquerando’ alguém. É um desrespeito absurdo! Nós só queremos trabalhar em paz”, desabafa a sindicalista, ressaltando também o corporativismo masculino nesses casos. “Os homens costumam se proteger, mesmo quando sabem que o outro está errado”, lamenta. Quando uma mulher denuncia um abuso, seja físico ou emocional, ela tende a ser desacreditada pelas pessoas a sua volta.
Os apelos e cobranças das dirigentes ecoam na coordenação da FUP, que reforça o coro por medidas mais acertadas e firmes. Para Deyvid Bacelar, coordenador-geral da federação, não é possível que mulheres ainda passem por situações de abuso dentro do local de trabalho. “A empresa é responsável por dar fim a esse tipo de comportamento, punindo os agressores de forma incisiva, para que essas agressões sejam extirpadas da companhia”, declara.
O Coletivo de Mulheres da FUP lidera uma campanha de combate ao assédio sexual dentro da Petrobras. Apenas no mês de março, houve denúncias de casos de machismo e assédio em diversas unidades. Internamente, a Petrobras recebeu 851 denúncias de 2019 a 2022, os anos do governo Bolsonaro. “A nova gestão da companhia reitera que não tolera qualquer tipo de assédio e violência contra mulher, comprometendo-se a criar um ambiente de confiança, para que todas as ocorrências sejam denunciadas”, disse, em nota, a Petrobras.
O presidente da Petrobras declarou que a companhia tomará novas medidas de combate ao assédio.
O acrílico é sem dúvida um dos materiais mais versáteis em disposição para o mercado de design de produtos. No entanto, nem todos os profissionais do setor têm um conhecimento profundo sobre o material, o que acaba tornando seu uso bastante restrito, e até previsível no mercado nacional, em relação a mercados mais maduros, como o mercado europeu, americano ou até mesmo o mexicano, por exemplo. É justamente para tentar mudar essa realidade que o ILAC – Instituto Latino-Americano do Acrílico – acertou uma parceria com o Centro Universitário do Instituto Mauá de Tecnologia. Por meio dela, alunos do primeiro ano do curso de Design do Centro Universitário, que fica em São Caetano do Sul/SP, participam de uma aula na qual são abordadas as principais características do produto, assim como as vantagens, variedade e aplicações do material. Tal versatilidade, diz a professora doutora Márcia Cristina de Oliveira Holland, faz com que o acrílico seja um produto chave no “universo do design”. Segundo ela, “ nenhum material consegue tanta flexibilidade de uso quanto o acrílico ”, isso explica por que ele está presente em diversas categorias de produtos, como mobiliário, eletrodomésticos, equipamentos médico hospitalares, brinquedos, joias, bijuterias e acessórios, além de artefatos diversos.
Marcelo Thieme, presidente do ILAC, explica que a ideia da parceria vem de antes da Pandemia, quando as conversas entre o ILAC e o Centro Universitário começaram. Depois de formatado um modelo de trabalho, a aula pode ser ministrada, tendo sua primeira turma formada no ano passado, e a segunda, agora neste ano. O trabalho é composto por uma aula, na qual se aborda o uso do acrílico e suas especificações. Depois de receberem instruções teóricas e práticas, é a vez dos estudantes colocarem suas ideias em ação. Como parte das atividades, eles precisam atender uma demanda do Instituto, que a cada edição tem um tema específico. Neste ano, por exemplo, a proposta é de entregar um mobiliário de alto luxo, e 20 equipes concorrem ao título de melhor trabalho.
Para que os projetos saiam do papel, os alunos recebem gratuitamente chapas acrílicas oferecidas pela Castcril – empresa patrocinadora do projeto. No ano passado, as chapas disponibilizadas foram as Green Cast, produzidas com sucatas recicladas, já que o apelo por produtos sustentáveis se torna mais forte a cada ano. “ A aparência deste material não compromete a estética e a funcionalidade de produtos. Considerando a importância da sustentabilidade como elemento transversal na formação do designer, a flexibilidade e o custo, o acrílico deve ser incentivado como material a ser aplicado em produtos para os mais diversos fins ”, explica Márcia.
É uma característica institucional do Centro Universitário do Instituto Mauá de Tecnologia, realizar parcerias
com empresas, de forma a trazer o universo do trabalho ao mundo acadêmico; as parcerias permitem a ampliação de referências práticas no Design. Na edição passada, os estudantes ficaram encantados com a possibilidade de aplicar metodologias, projetar e concretizar o produto, por meio de maquetes de acrílico. Graças à parceria estratégica com o ILAC, eles recebem um desafio real, e têm contato com o universo do Design.
Thieme explica que ampliar o conhecimento sobre o acrílico entre os estudantes de design faz parte da forma estruturada como o ILAC vê o mercado de acrílico. Os designers, assim como os engenheiros, arquitetos e outros profissionais que trabalham com a criação de produtos, são os responsáveis por fazer com que o acrílico seja percebido como um material potencialmente adequado para projetos distintos. São eles, e não o cliente final, que estimulam o consumo, através das obras e itens que criam. Assim, nada mais justo do que investir na formação desses profissionais.
Além disso, acredita o presidente do ILAC, são as gerações futuras de profissionais que acabam por estressar as fronteiras do que é ou não possível no mercado, fazendo com que novas aplicações e novos produtos surjam, incentivando e obrigando o mercado a evoluir. “ Esses futuros profissionais vão criar coisas novas, vão desafiar-nos, até que nós, fabricantes e transformadores, trabalhemos de uma maneira diferenciada também, para atender essa demanda que vai aparecer. Isso é muito importante, porque aumenta o nosso conhecimento, e isso faz com que a gente melhore. É esse jovem que, como especificador e entusiasta, vai fazer com que o mercado cresça, porque ele é o criador de opinião. Ele vai influenciar ”.
Thieme ainda ressalta que o fato de o Centro Universitário perceber o acrílico como material importante para o setor ainda mostra que “o material está em alta e que tem um enorme potencial”. No ano passado, o mercado brasileiro de chapas acrílicas foi de cerca de 12 mil toneladas. Tal valor inclui tanto as chapas acrílicas virgens como as ecológicas, feitas através da reciclagem de chapas usadas.
Ilac fecha parceria com centro universitário para aula sobre acrílico
No lançamento do estudo da Firjan “Petroquímica: atração de investimentos para o Rio de Janeiro”, foi demonstrado que o estado vive uma janela de oportunidades para reverter a posição de dependência externa do país nas indústrias de petroquímica e de fertilizantes. Participaram do evento, o secretário estadual de Energia e Economia do Mar, Hugo Leal, presidentes de sindicatos, de associações empresariais e representantes de empresas.
“Hoje, desperdiçamos riqueza, ao deixar de usar o gás natural e importamos produtos petroquímicos e fertilizantes. Em 2005, o volume de gás natural usado pela indústria era de 9 milhões de m3, impulsionado pela petroquímica. Atualmente é de 3 milhões. A demanda é visível, e não podemos desperdiçar”, contextualizou Luiz Césio Caetano, vice-presidente da federação.
Já Isaac Plachta, presidente do Conselho Empresarial de Meio Ambiente da Firjan, e presidente do Sindicato da Indústria de Produtos Químicos para Fins Industriais do Estado do Rio de Janeiro (Siquirj), defendeu que o gás não pode continuar a ser queimado nas plataformas: “Precisa estar disponível a preço competitivo, não apenas para energia, mas também como matéria-prima para a indústria. Firjan e Siquirj podem mediar a conversa entre as partes com interesses conflitantes, para ser feito o necessário para o aproveitamento do gás natural”, reforçou.
Facilitar a negociação e aproximar as partes envolvidas no uso do gás natural na indústria é uma das missões também da secretaria de estado de Energia e Economia do Mar, de acordo com Hugo Leal, titular da pasta. “Muitos temas perpassam pela política nacional. É um debate permanente, para que o Brasil perca essa situação de exportador de produtos básicos e passe a exportar o que tem de valor agregado. O universo da petroquímica se adequa à realidade fluminense. O Rio não pode mais perder tempo. Temos de escolher as lutas em que vamos entrar, e a da petroquímica vale a pena”, concluiu Leal, que ressaltou também a proximidade dele com os pleitos da federação.
Karine Fragoso, gerente de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, lembrou outros eventos recentes sobre a importância do gás natural, em que a federação
e outras entidades participaram em São Paulo, Espírito Santo e Alagoas. “Este encontro é mais uma peça do quebra-cabeça que a Firjan vem construindo, participando de várias reuniões, como recentemente na Fiesp, para debater sobre o uso e a importância do gás natural para a indústria”.
Os principais pontos do estudo foram apresentados por Thiago Valejo, gerente de Projetos de Petróleo, Gás e Naval da federação, ressaltando o potencial de monetização do gás natural, a competitividade entre o preço praticado nos EUA e no Brasil, os caminhos para o net zero; os gasodutos previstos, entre outros tópicos.
A segunda parte do evento reuniu os autores de artigos da publicação. Marcelo Bonilha, diretor regional da Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi), disse que, no Brasil, 45% do gás é reinjetado, enquanto, no mundo, são apenas 20%: “Contratamos a PUCRJ para realizar um estudo sobre oferta, demanda e gargalos do gás natural”.
Já Fábio da Silva Santos, diretor de Estratégia e Desenvolvimento de Negócios da Braskem, mostrou que o mercado de petroquímicos vem crescendo, e suporta os investimentos necessários para o aumento da produção de gás: “A demanda por polietileno cresce 3,6% ao ano, e 20% das importações em média vêm dos EUA. Outra questão é a meta da Braskem, de alcançar net zero, até 2050. A indústria petroquímica baseada no gás emite menos carbono que a do líquido”.
Pelo governo estadual, o subsecretário adjunto de Energia, Daniel Lamassa, detalhou as rotas de gasodutos previstas, e o potencial de uso do biogás: “Quanto mais gás chegar, teremos mais subprodutos, como o etano, que pode ser usado nas petroquímicas. E quanto ao biogás, só usamos 2% do potencial do estado”.
A importância da regulamentação da especificação do gás natural foi ressaltada por Fatima Giovanna, diretora de Economia e Estatística na Associação
Brasileira da Indústria Química (Abiquim): “A especificação do gás deve estimular a separação dos líquidos, conforme projeto em análise na ANP. Se ele for modificado, vamos desperdiçar todos esses componentes que seriam usados na indústria química”.
Firjan apresenta o estudo “Petroquímica e seu potencial de investimentos para o Rio de Janeiro”
Foi lançada a nova legislatura da Frente Parlamentar da Química (FPQuímica), grupo de parlamentares da Câmara e do Senado que atuam em favor do setor no parlamento. O presidente na legislatura que se inicia seguirá sendo o deputado federal Afonso Motta (PDT-RS).
@ CFQ/ Divulgação
Na abertura do evento, o presidente-executivo da Abiquim – Associação Brasileira da Indústria Química –, André Passos Cordeiro, apresentou números representativos do setor. Como meta, ambiciosa, ele propôs um direcionamento de esforços que levem a indústria química do Brasil do posto de 6ª maior no mundo para o 4º lugar. Para a conquista desses objetivos, porém, Passos apontou a necessidade de barateamento e aumento da oferta de gás natural – um dos insumos mais relevantes e basilares para a indústria química.
“Além da questão do gás natural, que é de profunda importância, a gente tem aqui um começo do caminho. A essa pauta, se agrega o desenho de uma política industrial para o Brasil. Uma política industrial ampla e voltada para a economia circular, que utiliza insumos renováveis. A Química tem uma grande contribuição a dar nesse aspecto”, afirmou Passos.
@ CFQ/ Divulgação
A presidente do Instituto Nacional do Desenvolvimento da Química (IdQ), Juliana Marra, apresentou um compilado de sete temas, que receberão atenção do instituto, que foi criado em 2021, e tem hoje como função exercer a secretaria executiva da Frente Parlamentar, promovendo seminários, workshops e encontros de interesse da indústria química. Os temas escolhidos pelo IdQ versam sobre energia elétrica, financiamento da produção, infraestrutura e logística, reforma tributária, comércio exterior, política industrial e saneamento básico.
“É um orgulho estar aqui, representando esse grupo de entidades que atua junto ao IdQ. Temos muitas pautas, não apenas aqui, mas também junto ao Executivo. O trabalho colaborativo será contínuo, pretendemos trabalhar muito, e já nos dispusemos a colaborar com os parlamentares”, ressaltou Juliana.
O deputado Afonso Motta, que presidirá a FPQuímica, por sua vez, disse ter a dimensão do desafio de conduzir os trabalhos voltados a Química no Congresso. Ele fez um apanhado histórico do perfil dos ex-presidentes da Frente, apresentou os integrantes da Comissão Executiva, e defendeu que a indústria Química busque, no parlamento, cada vez mais, a representatividade que possui dentro do setor produtivo brasileiro.
“ Temos um desafio muito grande no parlamento. A simultaneidade das ações é grande aqui. Para as matérias, quando chegam às comissões temáticas, é fundamental contar com essa participação. Há um comprometimento do parlamento em favor da representatividade, isso desde 2012, quando a FPQuímica teve início. Em 2023, teremos essa ampliação, o que tem um significado muito importante ”, afirmou.
O governo federal, no evento de lançamento da FPQuímica, esteve representado pelo secretário de Desenvolvimento Industrial, Comércio, Serviços e Inovação do Ministério da Indústria, Comércio e Serviços, Uallace Moreira Lima. Ele levou aos participantes a visão do governo federal, que está comprometido com a reindustrialização do país.
“Procuramos fazer, da pauta da reabilitação da indústria, aquilo que o vice-presidente e ministro Geraldo Alckmin tem definido como neo-industrialização, uma política de Estado, e não de governo. Por que isso? Porque esse processo demanda tempo, não temos efeitos de curto prazo, quando tratamos de política industrial, de inovação ou de sustentabilidade”, afirmou Uallace.
Apoiam o IDQ, as seguintes entidades: Associação Brasileira da Indústria de Cloro Álcalis e Derivados (ABICLOR); Associação Brasileira das Indústrias de Química Fina, Biotecnologia e suas Especialidades (ABIFINA); Associação Brasileira das Indústrias de Produtos de Higiene, Limpeza e Saneantes (ABIPLA); Associação Brasileira da Indústria de Insumos Farmacêuticos (ABIFIQUI); Associação Brasileira da Indústria Química (ABIQUIM); Associação Brasileira dos
O medidor de vazão Promass Q é um medidor Coriolis único no mundo, com sua patenteada tecnologia de multifrequência, é possível reduzir o efeito negativo, e já muito conhecido, do arraste de gás sob a medição de vazão mássica.
O que acontece é que as bolhas causam um efeito de amortecimento ao movimento de frequência de oscilação do tubo de medição do medidor Coriolis. Até hoje, este efeito era percebido pelo medidor, mas nunca nenhum medidor tornou possível fazer com que o erro diminuísse, ao ponto de conseguirmos a melhor performance possível dentro desta condição.
Com a tecnologia de multifrequência presente no Promass Q, é possível obter a melhor desempenho com estes tipos de fluido, pois, seu tubo vibra em duas frequências diferentes, sendo possível a comparação do comportamento do efeito
Fabricantes de Tintas (ABRAFATI); CropLife Brasil; Instituto Brasileiro do PVC; e o Sindicato Nacional das Indústrias de Matérias-Primas para Fertilizantes (SINPRIFERT). O instituto tem ainda o Conselho Federal de Química (CFQ) como entidade parceira.
Os parlamentares que compõem a Frente Parlamentar da Química são:
• Afonso Motta (PDT-RS) – Presidente
• Kiko Celeguim (PT-SP) – Vice-presidente na Câmara
• Vitor Lippi (PSDB-SP) – Coordenador-regional Sudeste
• Ivoneide Caetano (PT-BA) – Coordenadora-regional Nordeste
• Evair de Melo (PP-ES) – Coordenador Estadual do Espírito Santo
• Reimont (PT-RJ) – Coordenador Estadual do Rio de Janeiro
• Márcio Biolchi (MDB-RS) – Coordenador Estadual do Rio Grande do Sul
• Carlos Zarattini (PT-SP) – Coordenador de Relações Institucionais
• Carlos Gomes (REP-RS) – Coordenador de Sustentabilidade
• Alceu Moreira (MDB-RS) – Coordenador de Logística Reversa
• Zé Neto (PT-BA) – Coordenador de Política Industrial
• Vinicius Carvalho (REP-SP) – Coordenador de Reciclagem
• Lucas Redecker (PSDB-RS) – Coordenador de Gestão de Substâncias Químicas
• Julio Lopes (PP-RJ) – Coordenador de Inovação
• Fernando Marangoni (UNIÃO-SP) – Coordenador de Saneamento Básico
• Arnaldo Jardim (CID-SP) – Coordenador de Fertilizantes
• Daniel Almeida (PC do B-BA) – Coordenador de Ciência e Tecnologia
• Eduardo Gomes (SDD-TO) – Coordenador de Saúde
bolha, nas duas condições de oscilação, e por consequência possibilitando uma correção ativa na saída de vazão mássica e densidade.
O Grupo Solvay obteve o credenciamento independente da cadeia de custódia de balanço de massa (MB) da Certificação Internacional de Sustentabilidade e Carbono (ISCC-PLUS), para sua produção de polissulfona (PSU) e polifenilsulfona (PPSU) em Marietta, Ohio, nos Estados Unidos.
Os produtos certificados – Udel® PSU ReCycle MB e Radel® PPSU ReCycle MB – são os primeiros materiais de sulfona compatíveis com balanço de massa ISCC-PLUS no mercado, e já estão disponíveis comercialmente em todo o mundo.
“Esta é uma grande conquista, à medida que nos esforçamos para acelerar a transição de nossa indústria para uma economia mais circular, por meio da substituição de recursos fósseis por alternativas de origem sustentável e responsável”, diz Bianca Shemper, Gerente de Fornecimento Sustentável da unidade global de negócios Solvay Materials.
“Estamos alinhados com o programa Solvay One Planet, para mitigar o impacto ambiental de nossas operações, e reduzir nossas emissões de Escopos 1, 2 e 3, ao mesmo tempo que fornecemos produtos que permitem aos nossos clientes também contribuir para uma economia circular, e atender às exigentes metas de sustentabilidade e de descarbonização, minimizando suas emissões do Escopo 3.”
O portfólio de sulfonas da Solvay certificadas em balanço de massa é baseado em monômeros produzidos nas instalações da empresa em Augusta, Geórgia/EUA, que já receberam acreditação ISCC PLUS em 2022.
A disponibilidade global de polímeros circulares de sulfona certificados será apoiada por um grande programa de investimentos em Marietta, para expandir a capacidade geral da Solvay em PSU em 25%, até 2024.
Para fabricar esse novo portfólio de produtos certificados, a Solvay mede, rastreia e aloca as quantidades de recursos derivados de fósseis substituídos por matérias-primas circulares certificadas, usando a abordagem Mass Balance. Isso se traduz em uma potencial redução da pegada de carbono dos produtos certificados, em comparação com os graus tradicionais, baseados em fósseis.
Devido à sua inércia biológica, os compostos Radel PPSU da Solvay são amplamente utilizados em aplicações médicas, alimentícias e hidráulicas, muitas vezes substituindo metais, para reduzir peso e eliminar a corrosão. As resinas Udel PSU são particularmente caracterizadas por baixos
níveis de extraíveis e solúveis, o que as tornou uma escolha de material preferencial no tratamento de água, saúde e bioprocessamento, incluindo componentes para filtração por membrana e diálise renal.
“ A comercialização de nossos graus de sulfona com balanceamento de massa é apenas mais um passo, à medida que continuamos a ser pioneiros e inovadores no mercado de materiais de alto desempenho, com fornecimento e produção responsáveis ”, afirma Claire Guerrero , Gerente Global de Marketing de Sustentabilidade, da Solvay Materials.
“Polímeros circulares certificados adicionais a serem introduzidos em breve incluirão graus de sulfeto de polifenileno Ryton e poliftalamida Amodel”, acrescenta Claire Guerrero.
Os novos polímeros da Solvay são produzidos com materiais renováveis e/ou reciclados, usando a abordagem de contabilidade de Balanço de Massa (MB). O conceito de balanço de massa, de acordo com os princípios ISCC PLUS, tornou-se um padrão da indústria, globalmente reconhecido, e que fornece um conjunto definido de regras, para rastrear e quantificar a participação de sustentabilidade de matériaprima circular e renovável em materiais e produtos finais. Como resultado, os usuários de materiais certificados podem reivindicar uma pegada de carbono reduzida para suas formulações, com base no cálculo de avaliação do ciclo de vida dos produtos Solvay, e os proprietários de marcas podem documentar a sustentabilidade aprimorada para os consumidores.
A ArcelorMittal Brasil registrou receita líquida de R$ 71,6 bilhões em 2022, um crescimento de 3,8%, enquanto o Ebitda atingiu R$ 14,9 bilhões, queda de 26% sobre 2021, mas ainda suficiente para o alcance de uma margem Ebitda de significativos 21%. A produção de aço somou 12,7 milhões de toneladas, e a de minério, 3,3 milhões de toneladas, queda de 5,3% e 1,4%, respectivamente, em relação ao ano anterior.
O volume de vendas de aço atingiu 12,4 milhões de toneladas (-0,9%), sendo que 7,4 milhões de toneladas (60%) foram destinadas ao mercado interno, e 5 milhões (40%) ao mercado internacional. Em 2022, o lucro líquido da ArcelorMittal Brasil alcançou R$ 9,1 bilhões (33,4%). Os resultados incluem as operações brasileiras de aço e mineração, e as operações das empresas controladas da Acindar, na Argentina, da Unicon, na Venezuela, e ArcelorMittal Costa Rica.
“Estes resultados foram possíveis por nossa resposta rápida e assertiva para períodos de oscilações, ajustando a produção com agilidade às demandas dos mercados nacional e internacional, e implementando medidas para a preservação do caixa, redução de custos, otimização de processos e aumento da produtividade”, disse Jefferson De Paula, presidente da ArcelorMittal Brasil, e CEO da ArcelorMittal Aços Longos e Mineração LATAM.
Em 2022, o CAPEX da ArcelorMittal Brasil foi de R$ 7,7 bilhões, mantendo o programa de investimentos em expansão, com o objetivo de aumentar a capacidade instalada, modernizar a base industrial, e capacitar as unidades para fabricação de aços tecnológicos e exclusivos, além de ampliar a produção de minério de ferro, entre 2022 e 2025. Atualmente, a companhia investe R$ 2,5 bilhões na unidade Monlevade, para quase dobrar a capacidade de produção, de 1,2 milhão, para 2,2 milhões de toneladas/ano de aço bruto. Na Mina do Andrade, fornecedora de minério de ferro para a planta, a produção passará, de 1,5 milhão, para 3,5 milhões de toneladas/ ano. Já na usina de Vega, em São Francisco do Sul/SC, o R$ 1,9 bilhão é destinado para inserção de novos itens ao portfólio de produtos revestidos de alta resistência, destinados aos setores automotivo e de eletrodomésticos, e a previsão é que seja inaugurada no 4º trimestre deste ano. Na Mina Serra Azul, em Itatiaiuçu, o aporte é da ordem de R$ 1,8 bilhão, para elevar a produção, de 1,6 milhão, para 4,5 milhões de toneladas/ano de minério de ferro.
Na planta industrial de Barra Mansa/RJ, os recursos somam R$ 1,3 bilhão, para ampliar a fabricação de aço em 500 mil toneladas ao ano com ampliação do portfólio de produtos e soluções, voltados aos mercados da indústria (setor auto-
motivo e energia) e construção civil. Na planta industrial de Sabará, os investimentos são de R$ 144 milhões, que permitirão aumentar a capacidade em 35% de trefilados. Em 2022, a ArcelorMittal iniciou o processo de aquisição de 100% das ações da Companhia Siderúrgica do Pecém (CSP), no Ceará, negócio concluído em março deste ano. A usina tem a capacidade de três milhões de toneladas/ano, e está estrategicamente localizada no Complexo do Pecém, tendo acesso, via correias transportadoras, ao Porto do Pecém.
A estrutura da CSP possibilitará à ArcelorMittal Brasil uma integração à rede global de produção de aço da companhia. Foram investidos R$ 11,4 bilhões (US$ 2,2 bilhões) nessa aquisição. “Trata-se de um investimento estratégico, de grande sinergia com as operações globais do Grupo ArcelorMittal. Além disso, a ArcelorMittal Pecém também apresenta a oportunidade para a criação de um novo centro de produção de aço de baixa emissão de carbono, capitalizando a ambição do estado do Ceará, de desenvolver um centro de hidrogênio verde de baixo custo”, afirma Jorge Oliveira, CEO da ArcelorMittal Aços Planos LATAM.
A ArcelorMittal Brasil tem ainda o Programa de Inovação Digital iNO.VC, uma iniciativa inédita do segmento de Aços Planos, que desenvolve novas tecnologias e amplia as das unidades Tubarão/ES e Vega/SC. Já o Açolab, liderado pelo segmento de Longos, é o primeiro hub de inovação do setor de aço do mundo, que gere um fundo de investimentos para aceleração de startups e pequenas empresas inovadoras. Em 2022, foram realizados investimentos em quatro startups, por meio do Açolab Ventures, fundo com recursos internacionais do Grupo ArcelorMittal, escolhidas entre 900 projetos, que somaram mais de R$ 26 milhões. A inovação é ainda apoiada pela ArcelorMittal Sistemas (de desenvolvimento de soluções de tecnologia de informação), e pelo Centro de Pesquisa & Desenvolvimento da ArcelorMittal para a América do Sul, em funcionamento na unidade de Tubarão.
Na área de ESG, a ArcelorMittal está comprometida em liderar a descarbonização na indústria do aço, e foi a primeira em estabelecer o compromisso mundial de ser carbono neutro até 2050, e empenhada em liderar o processo de transição para uma economia de baixo carbono. A empresa lançou o XCarb, que reúne todas as iniciativas e produtos de aço fabricados com baixa emissão de CO2, bem como iniciativas mais abrangentes e projetos de inovação verde, em um único esforço para alavancar a economia de baixo carbono, além de colocar no mercado o vergalhão 50 S XCarb, produzido com 100% de material metálico reciclado, e 100% de energia renovável, com baixa emissão de carbono.
A empresa também foi a primeira do país a conquistar a certificação ResponsibleSteel, um padrão internacional de excelência, que atesta o respeito às comunidades locais, aos recursos naturais, às relações trabalhistas e aos direitos humanos em toda a cadeia produtiva. Em 2022, foram certificadas
Os maiores especialistas em ESG e líderes do setor de energia juntos em um evento inovador que irá discutir a transição energética sob os pilares ambiental, social e de governança.
Promoção e Organização:
as unidades ArcelorMittal Tubarão, no Espírito Santo, e a ArcelorMittal Monlevade, em Minas Gerais. No mês passado, foi a vez da unidade de Vega, em Santa Catarina. Até o final de 2024, a empresa espera ter todas as suas unidades certificadas. A ArcelorMittal conta com o Programa de Diversidade & Inclusão, lançado em 2019. O programa tem foco em quatro dimensões: Equidade de Gênero, Diversidade Racial, Pessoa com Deficiência e LGBTI+. A empresa possui a meta de ter 25% de mulheres entre as lideranças, até 2030.
Na área social, a ArcelorMittal investiu R$ 73 milhões, entre recursos próprios e incentivados, prioritariamente nas áreas de educação, cultura e esporte, em projetos dos quais participaram 2,9 milhões de pessoas. Na área da Educação, foi lan-
çada a Liga STEAM, que prioriza a abordagem metodológica Steam (Ciência, Tecnologia, Engenharia, Artes e Matemática), por meio da aprendizagem baseada em projetos. Para além das iniciativas realizadas nas comunidades, a empresa patrocina o Sada Cruzeiro, o Corredores de Aço, a Stock Car Pro Series, e o projeto “Juntos Nessa Onda”, do Instituto Neymara Carvalho, de aulas gratuitas de bodyboarding, para crianças no Espírito Santo. Além disso, é patrocinadora do Palácio das Artes (maior centro de difusão cultural de Minas Gerais); do Grupo Corpo, uma das mais importantes companhias de dança contemporânea brasileira; e é parceira da Orquestra Filarmônica de Minas Gerais, no projeto Fora de Série, e mantenedora do Museu do Amanhã, no Rio de Janeiro.
A ZEG Biogás e a Greenlane Renewables Inc. firmaram um acordo de colaboração para produzir, comercializar e vender no Brasil uma das maiores e mais populares tecnologias para produção do biometano no mundo. A ZEG Biogás e a empresa canadense vão atuar juntas, na disponibilização do sistema de enriquecimento de biogás Totara+ no Brasil, capaz de processar até 2.500 Nm3/h do biocombustível.
Na parceria, a Greenlane mantém a responsabilidade pelo projeto tecnológico, e pelo fornecimento dos componentes que são indisponíveis no Brasil. Já a ZEG Biogás obteve direitos exclusivos para produzir a tecnologia sob a marca Greenlane, bem como para comercializar e vender o produto para projetos de produção de biometano, nos quais a ZEG Biogás tenha participação acionária ou acordo de comercialização.
A capacidade de produção será escalonada ao longo do tempo, com o objetivo de alcançar a produção de 75 sistemas de purificação de biogás, nos próximos cinco anos.
“A produção dos equipamentos em solo brasileiro trará agilidade para o desenvolvimento dos projetos, e também redução nos custos, permitindo à ZEG Biogás entregar ao mercado um combustível sustentável mais competitivo”, destaca Kwami Alfama Correia, CEO da ZEG Biogás. Correia acredita que a parceria será próspera para os dois lados, impulsionando a produção nacional de biometano, com o uso de tecnologia de ponta, reconhecida mundialmente. “A tecnologia é considerada uma das mais avançadas do mundo, na purificação de biogás de resíduos sólidos urbanos e agrícolas, devido à sua robustez e consistência”, afirma Correia.
“Temos um relacionamento de longa data com a ZEG Biogás, e estamos entusiasmados por termos sido escolhidos como os fornecedores da tecnologia mais confiável para o enriquecimento do biogás”, disse Brad Douville, CEO da Greenlane. “A participação societária de 50% e o aporte financeiro da Vibra na ZEG Biogás representam um comprometimento significativo de capital,
que abre uma excelente oportunidade de acelerar a produção de biometano no Brasil, em escala industrial, e de solidificar a posição de liderança da Greenlane nesse mercado. Por meio desse acordo, estamos aprimorando nosso processo de fabricação para entregar o sistema de enriquecimento de biogás da Greenlane com o menor custo de instalação e prazos de entrega mais curtos. A receita estará relacionada a um novo modelo de negócios semelhante a royalties, aliado a contratos de prestação de serviços”.
A Vibra detém 50% das ações da ZEG Biogás e, na ocasião da aquisição, se comprometeu a investir até R$ 412 milhões na empresa, nos próximos anos, para a execução de novos projetos de biogás/biometano.
Os mercados-alvo iniciais da parceria são aterros sanitários, usinas de açúcar e álcool e Agroindústrias em geral. A indústria de etanol, produzido a partir da cana-de-açúcar, no Brasil, data da década de 1970, e hoje o país é o segundo maior produtor mundial desse biocombustível. O consumo brasileiro de etanol é quase equivalente ao volume de gasolina consumido no setor de transportes do país. Existem mais de 330 usinas sucroalcooleiras no Brasil envolvidas no refino de açúcar e produção de etanol; essas unidades geram também grandes quantidades de subprodutos, que são matérias-primas ideais para a produção de biometano.
A ZEG Biogás desenvolveu e construiu uma tecnologia única de biodigestão e remoção de sulfeto de hidrogênio, para maximizar a produção de biometano a partir desses subprodutos. A Greenlane forneceu o sistema de enriquecimento de biogás para o primeiro projeto de produção de biometano em escala comercial, feito pelo setor de cana-de-açúcar brasileiro, e é o fornecedor líder no mercado de sistemas de enriquecimento de biogás no país. Em 2021, a Vibra formou uma joint venture com a Copersucar, a maior exportadora de açúcar e trading de etanol do Brasil, exportando e comercializando em nome de suas 34 associadas, e também de outras usinas.
A Clariant apresentou, na Chinaplas 2023 – que aconteceu em Shenzhen, de 17 a 20 de abril de 2023 –, suas soluções de aditivos, que prometem agregar valores extras e novas dimensões para o futuro da indústria do plástico. O destaque foi o novo AddWorks PKG 158, que oferece enorme melhoria de desempenho na embalagem, além dos estabilizadores AddWorks PKG 906 Circle e AddWorks AGC 970 G, valiosos na reciclagem de filmes plásticos e na extensão de sua vida útil. Também em destaque, o retardante de chama Exolit OP 1400, altamente funcional, que facilita a reciclagem mecânica; e os aditivos de cera de alto desempenho Licocare Vita / Licocene Terra e o Licocare RBW Vita, focado na sustentabilidade.
A ampla gama de aditivos da Clariant apresenta um amplo espectro de funcionalidades e recursos de segurança, que agregam valor aos plásticos de várias maneiras para diversos setores, como embalagens, eletrônicos, agricultura e mobilidade elétrica. Como as demandas dos consumidores da China e do exterior continuam a aumentar após a Pandemia, as solu-
ções aditivas da Clariant ajudarão esses segmentos a aproveitar as novas oportunidades, de maneira mais rápida e eficaz.
“Versatilidade e segurança são a chave para o sucesso do plástico como um materialchave nas indústrias eletrônicas e de mobilidade elétrica em rápida expansão, onde os requisitos da indústria ficam mais sofisticados a cada dia. Nossa ampla gama de aditivos AddWorks e retardantes de chama Exolit são, portanto, indispensáveis para ajudar nossos clientes a satisfazer as novas demandas em nossa cadeia de valor”, diz Jochen Ahrens, vice-presidente global de mobilidade elétrica e eletrônicos da Clariant BU Adsorbents & Additives. “Com nossas novas instalações de última geração para retardadores de chama Exolit OP sem halogênio em Daya Bay, na China, entrando em operação no final deste ano, estou confiante em nossas fortes instalações de fabricação local e as capacidades de desenvolvimento. Os laboratórios do Clariant Campus em Xangai nos ajudarão a responder mais rapidamente às necessidades dos clientes, pois, trabalhamos mais juntos.”
A Asia Shipping, multinacional brasileira e maior integradora digital da América Latina, acaba de completar 27 anos, com um grande anúncio: a empresa acaba de firmar uma parceria estratégica com a espanhola Operinter, operadora na Península Ibérica: com essa aliança estratégica, as empresas esperam alavancar ainda mais as operações no trade Brasil-Espanha, onde há um volume expressivo no transporte de madeira.
“Estamos falando de duas grandes marcas, com o maior market share em seus países de origem, que decidiram unir o melhor da experiência de cada uma delas, e a força comercial como uma vantagem competitiva para desenvolver soluções inovadoras, competitivas e eficientes para atender o transporte de cargas de diferentes setores entre América Latina e Europa”, afirma Rafael Dantas, diretor de Vendas da Asia Shipping. Além do aniversário de 27 anos e da parceria, a multinacional brasileira tem mais um motivo de comemoração. Recentemente, a empresa passou a ocupar a 30ª posição no ranking das 50 maiores empresas de Freight Forwarder da Transport Topics, com uma movimentação de quase 422 mil TEUs. No levantamento de 2021, a empresa estava na 34ª posição (391.820 TEUs), o que já representava um avanço de 13 posições, em relação ao ranking anterior, quando ocupava a 47ª posição, com uma movimentação de 195 mil TEUs.
“Apesar de o ano começar com queda nos valores dos fretes e com uma demanda menos aquecida, estamos con-
fiantes na retomada da economia, que impactará diretamente no crescimento do transporte de cargas, tanto na importação quanto na exportação. Fechamos 2022 com um incremento de 25% nas operações de exportação marítima, e nossa expectativa para este ano é crescer 10% na importação. A parceria com a Operinter terá um papel importante, para fomentar o mercado entre o Brasil e a Península Ibérica”, destaca Dantas. Atualmente, os setores de madeira e alumínio são líderes na exportação marítima. Somente entre janeiro e outubro do ano passado, as exportações marítimas gerenciadas pela Asia Shipping subiram 40%, mesmo com a retração do mercado, segundo levantamento da consultoria Datamar.
Com investimento constante em novas tecnologias – 10% do faturamento nos últimos cinco anos –, a Ásia Shipping está trabalhando para digitalizar todos os processos possíveis, para que as equipes e os clientes tenham acesso rápido às informações referentes às movimentações de cargas. “Nosso objetivo é que as interações sejam intuitivas e totalmente digitais, oferecendo mais autonomia aos nossos clientes. Acreditamos que a adoção de metodologias ágeis, combinadas com Inteligência Artificial, poderão facilitar os processos, e aprimorar a experiência com nossos atuais e futuros clientes”, complementa Alexandre Pimenta, CEO da Asia Shipping.
A DuPont firmou um contrato definitivo para adquirir a Spectrum Plastics Group, da AEA Investors. O preço de compra será pago com os saldos de caixa existentes. Espera-se que a transação seja concluída até o final do terceiro trimestre de 2023, sujeita a aprovações regulatórias e outras condições habituais de fechamento.
A Spectrum é uma líder reconhecida na fabricação avançada de dispositivos e componentes médicos especializados, atendendo a 22 dos 26 principais OEMs de dispositivos médicos, com foco estratégico nas principais áreas terapêuticas de rápido crescimento, como coração estrutural, eletrofisiologia, robótica cirúrgica e cardiovascular.
A Spectrum tem mais de 2.200 funcionários, e apresentou taxas consistentes de crescimento de um dígito por muitos anos. Com seu forte desempenho financeiro, experiência em fabricação avançada e orientação centrada no cliente, a Spectrum está totalmente alinhada com o objetivo estratégico da DuPont, de fornecer soluções e materiais especializados inovadores em mercados finais atraentes, com tendências de crescimento secular de longo prazo.
“ Estamos focados na Spectrum há muito tempo, e nossa equipe está extremamente entusiasmada com esta oportunidade ”, disse Ed Breen, presidente executivo e diretor executivo da DuPont. “ A Spectrum é um complemento estratégico atraente para nosso portfólio de assistência médica existente, que já inclui negócios com a melhor inovação da categoria, relacionamentos profundos com os clientes, e com forte crescimento e lucratividade. Com essa combinação, poderemos oferecer aos clientes recursos adicionais de inovação e fabricação, com um conjunto de soluções mais amplo e integrado ”.
“A Spectrum é a melhor empresa da categoria para o desenvolvimento e fabricação avançada de dispositivos e componentes médicos especializados”, disse Rahul Goyal, sócio da AEA Investors. “Através de investimentos nas organizações comerciais e de engenharia e na expansão de suas operações de fabricação, a Spectrum aprimorou suas capacidades e ofertas nos mercados médicos finais, e
alcançou crescimento significativo e maior lucratividade. Temos orgulho de ter apoiado a transformação da Spectrum nos últimos cinco anos, e acreditamos que a DuPont é uma excelente parceira para a Spectrum. A combinação está idealmente posicionada para continuar fornecendo excelente atendimento ao cliente, e soluções altamente projetadas para aplicações críticas de saúde”.
Skadden, Arps, Slate, Meagher & Flom LLP atuou como consultor jurídico da DuPont. Fried, Frank, Harris, Shriver & Jacobson LLP, e na Piper Sandler Companies atuou como consultor financeiro para Spectrum e AEA Investors.
A AEA Investors LP foi fundada em 1968, pelas famílias Rockefeller, Mellon e Harriman e SG Warburg & Co. como um veículo de investimento privado para um grupo seleto de escritórios familiares industriais com ativos substanciais. A empresa administra fundos que têm aproximadamente US$ 19 bilhões de capital investido e comprometido, incluindo aquisições alavancadas de empresas de médio e pequeno porte.
Em atividade no Brasil desde 1974, a CPE Tecnologia, empresa que fornece serviços e equipamentos para o mercado de geotecnologia, registrou crescimento de 30% em 2022, em relação ao ano anterior. Atualmente com nove unidades próprias (MG, SP, SC, PR, RJ, PE, RN, GO e BA), e mais de 30 licenciadas espalhadas pelo país, a companhia destaca, como carros-chefes dessa expansão, os estados de Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Norte e Bahia.
De acordo com o CEO da corporação, Rogério Neves, esse resultado é fruto do investimento em inovação, para atender as demandas de diversos segmentos, além da credibilidade adquirida ao longo dos anos. “Somos pioneiros na implantação de algumas tecnologias no Brasil. Em 2019, por exemplo, passamos a oferecer ao mercado drones com lasers scanners, que podem ser utilizados em projetos de engenharia de diversas áreas, como mineração, energia, construção civil e saneamento básico, por exemplo. Hoje, somos o principal player desse tipo de equipamento no Brasil”.
Outro aspecto da CPE Tecnologia que a faz se destacar no mercado é trabalhar com empresas internacionais, detentoras de equipamentos modernos e recursos tecnológicos de ponta. “Temos acordos de revenda exclusiva das tecnologias Riegl (Áustria), CHC (China) e Geoslam (Inglaterra), o que nos permite fornecer ferramentas com diferenciais importantes”, comenta Neves. Não à toa, atualmente, os RTKs (Real-time Kinematic) estão entre os produtos mais vendidos da companhia, e representam o que há de mais tecnológico no mercado de topografia no mundo. Trata-se de um sistema que auxilia o GPS para proporcionar, em tempo real, coordenadas precisas de uma área, seja plana ou com relevo, auxiliando nas medições que devem ser feitas em diferentes projetos.
Além dos RTKs e dos drones, a CPE Tecnologia foi a primeira empresa a fornecer no Brasil os chamados ecobatímetros, equipamentos instalados em barcos autônomos, para fazer a leitura precisa de terrenos submersos, o que beneficia o andamento de projetos feitos embaixo de lagos, lagoas, rios e oceanos. Outro recurso é o Zeb Horizon, que efetua leituras de locais fechados em um scanner portátil. Para este ano, a companhia deve trazer na China um GPS I93 e um Drone VTOL de médio porte.
“Com os constantes investimentos em novos recursos, temos conquistado cada vez mais espaço no mercado, tanto por meio de contratos com empresas privadas, quanto oferecendo serviços a autarquias e órgãos do poder público. Atualmente, por exemplo, estamos atuando em parceria com equipes de vigilância ambiental, fornecendo equipamentos para o monitoramento da Floresta Amazônica, em trabalho conjunto com Exército, Incra, institutos nacionais e o Corpo de Bombeiros. Essas parcerias se tornaram uma missão para nós, porque acreditamos que nossa expertise pode prevenir
desastres e outros problemas, em áreas ambientais relevantes para o país”, comenta Neves.
Para ampliar a cobertura e facilitar a logística na entrega de equipamentos nas regiões mais remotas, a corporação tem contratos de parceria com empresas licenciadas. Para este ano, a expectativa é dobrar o número de contratos, chegando a cerca de 50. O modelo foi implementado em 2020, e visa a aproximar a corporação dos clientes. Essas parcerias são capacitadas para oferecer suporte técnico e assistência técnica especializada.
No momento da aquisição de um equipamento, a equipe de suporte técnico da CPE Tecnologia oferece ao profissional e/ou empresa um treinamento para o uso correto dos recursos da ferramenta. Além disso, a fim de capacitar os profissionais sobre as mais diversas demandas do mercado de geotecnologia, a companhia dispõe de cursos, que podem ser presenciais ou on-line. “Esses cursos podem ser customizados e são ministrados pelos nossos especialistas. Trata-se de uma forma de aprimorar o trabalho de quem atua em topografia, agrimensura e outras funções. Nosso objetivo é capacitar os profissionais para que desenvolvam seus projetos, entendendo sobre questões técnicas importantes”, explica Neves.
Por conta do relevo acidentado do Brasil e do grande número de encostas, barragens, usinas hidrelétricas, florestas e outras áreas de risco, a CPE Tecnologia está preparada para analisar tendências, e trabalhar para prevenir catástrofes ambientais, além de atuar em casos de emergência. “Os equipamentos que oferecemos ao mercado e a expertise dos nossos profissionais são extremamente úteis no monitoramento dessas áreas e prevenção de catástrofes, como deslizamentos, estouro de barragens e outros. Além disso, em casos de acidentes, podemos disponibilizar tecnologias e especialistas, para irem ao local e atuar na redução dos impactos”, finaliza o CEO.
A GE Power Conversion fechou recentemente um contrato com a Keppel Shipyard Limited, uma subsidiária integral da Sembcorp Marine Ltd, para o desenvolvimento do de engenharia, fabricação e entrega de dois Módulos Elétricos para os navios-plataforma P-80 e P-83 da Petrobras, que irão operar no Brasil. Os módulos serão construídos na Ásia, com entregas previstas ao longo de 2024 e 2025, no estaleiro da Keppel em Singapura, onde será feita a integração final de todos os equipamentos topside das plataformas.
O Módulo Elétrico integrado a ser fornecido pela GE Power Conversion é considerado o coração da plataforma, pois, é o responsável pela distribuição elétrica da energia para todos os equipamentos necessários à operação da FPSO, além de abrigar os equipamentos que controlam a embarcação. O escopo de fornecimento da GE Power Conversion inclui a construção completa do módulo mecânico (e-House), incluindo o fornecimento de todos os equipamentos elétricos relativos aos Painéis de distribuição em média e baixa tensão, MCCs (centros de controle de motores), CDCs (Centro de Distribuição de Cargas), transformadores de potência, UPS (Fonte de alimentação ininterrupta), Sistema de Automação da parte elétrica e sistema de ar-condicionado completo, P80 e P-83.
Como parte da estratégia de execução do projeto, a entrega da P-80 e da P-83 será liderada pela equipe da GE Power Conversion na Ásia e América Latina, sendo que parte desta equipe estará baseada localmente em Singapura. A equipe será responsável pelo desenvolvimento do projeto de engenharia, gerenciamento do projeto e pelo suporte ao comissionamento
durante a fase de integração final dos Módulos Elétricos em Singapura. A GE Power Conversion possui uma vasta experiência, fornecendo Sistemas Elétricos e de Automação para os setores marítimo e offshore, na Ásia e em outros continentes.
Reconhecendo a importância do conteúdo local em projetos para a Petrobras no Brasil, a equipe da GE Power Conversion na América Latina, com sede em Belo Horizonte/MG, fornecerá a engenharia do Projeto, liderará o Gerenciamento do projeto e a fabricação dos equipamentos elétricos no Brasil, sendo responsável também pelo suporte técnico a toda a cadeia de suprimentos dos parceiros envolvidos. A equipe da GE no Brasil traz a expertise desenvolvida durante entregas anteriores de outros Módulos Elétricos, já fornecidos para outras seis FPSOs da Petrobras, que operam na área do Pré-sal, no campo de Búzios, incluindo as plataformas P-75 e a P-77.
“ O mercado mundial de produção de energia offshore continua a crescer, e parcerias como a que firmamos com a Keppel Shipyard Limited demonstram a posição da GE Power Conversion como um player global. A GE está comprometida com o mercado da Ásia e Brasil, e continuará a fortalecer nossa presença nestas regiões, para melhor atender nossos clientes. A GE Power Conversion tem orgulho de estar ao lado de nossos clientes, à medida que a indústria offshore global continua a crescer, e de apoiá-los no fornecimento de eficiência energética com as nossas soluções em eletrificação, como parte da transição do setor marítimo e de energia ”. explica Philippe Piron, presidente e CEO da GE Power Conversion.
A Tata Steel iniciou testes para injeção recorde de gás hidrogênio no alto-forno em sua fábrica de Jamshedpur. Esta é a primeira vez no mundo em que uma quantidade tão grande de gás hidrogênio está sendo continuamente injetada em um alto-forno.
O teste, envolvendo injeção de gás hidrogênio, utilizando 40% dos sistemas de injeção do Alto Forno, tem potencial para reduzir a taxa de coque em 10%, traduzindo-se em cerca de 7-10% de redução na emis-
são de CO2, por tonelada de aço bruto produzida. Este esforço, alinhado com a visão da Tata Steel, de se tornar Net Zero até 2045, faz parte da busca mais ampla de se tornar líder do setor em sustentabilidade.
O teste começou em 23 de abril, durou cerca de 5 dias, e fornecerá informações valiosas sobre a operação de altos-fornos com injetores de combustível mais ecológicos, reduzindo o consumo de combustível fóssil, e as subsequentes emissões de CO2 do alto-forno, disse o comunicado.
Conquistas como a reciclagem química de plásticos são relativamente recentes, e algumas indústrias já demonstram a viabilidade de implantá-las em escala industrial. Ou seja, nos permitem reciclar plásticos que não são, ou não podem ser, recuperados por meio de reciclagem mecânica – de pneus a embalagens sujas e resíduos plásticos mistos, agora se pode reciclar de tudo. Rony Sato, Gerente de Inovação e Tecnologia da BASF, conta sobre um trabalho pioneiro que utiliza princípios já conhecidos, e aplicados para reforçar os cuidados ambientais, tão necessários para que o mundo alcance as metas ambientais estabelecidas pela ONU.
A indústria química usa um número pequeno de matérias-primas para criar dezenas de produtos diferentes. São realizados diversos processos produtivos, até a transformação em plásticos, revestimentos, solventes e produtos de proteção de cultivos. O Balanço de Massa é então aplicado, trazendo transparência, onde a matéria-prima renovável ou reciclada é consumida, desde o início do processo produtivo até o produto final.
Balanço de Massa é uma opção técnica que define a contribuição para uma produção livre ou com redução significativa de matérias-primas fósseis. Para a BASF, a economia circular é muito mais do que a gestão de resíduos. O objetivo é fechar ciclos, reintroduzindo os resíduos na cadeia produtiva, ou ampliar os ciclos, aumentando a eficiência dentro dos nossos próprios processos de produção, dos nossos clientes e também para o usuário final, gerando valor para clientes, para a sociedade e meio ambiente. Seguindo nessa linha, buscamos inovações capazes de percorrer toda a cadeia produtiva, contribuindo para a economia circular, é exatamente nesse ponto que entra o Balanço de Massa.
A abordagem do Balanço de Massa permite tornar nossas soluções de diversos produtos ainda mais sustentáveis, mantendo a mesma qualidade. Nessa abordagem, é possível substituir as matérias-primas fósseis por recursos renováveis ou reciclados, como a bionafta e o biometano de resíduos orgânicos, que são usados na fabricação de produtos químicos primários e derivados, de acordo com um método
certificado. Uma certificação independente confirma que a BASF substituiu as quantidades de recursos fósseis necessários para o produto balanceado em termos de biomassa, vendido com matérias-primas renováveis.
Assim, durante a produção, conseguimos reduzir o uso de matérias-primas fósseis e, ao mesmo tempo, oferecemos aos nossos clientes uma redução na pegada de carbono. O Balanço de Biomassa é facilitador para a economia circular, uma vez que os recursos renováveis podem substituir os fósseis, como uma solução drop-in, ou seja, compatível e análoga ao processo existente, que permite o consumo em plantas produtivas existentes, e sem a necessidade de grandes investimentos.
A BASF foi pioneira nessa abordagem de Balanço de Biomassa, que permite a nossos clientes acessarem produtos com a mesma qualidade do de origem fóssil, enquanto economiza recursos fósseis, e reduz as emissões de CO2 Conforme as diretrizes das Nações Unidas para produtos sustentáveis (ODS), através do Balanço de Massa, a BASF aloca a fonte renovável usada como matérias-primas para seu produto específico.
O Balanço de Massa é aplicado em muitos produtos da BASF, como superabsorventes, dispersões, plásticos e intermediários. Em nosso portfólio, são chamados de BMBcert, sendo utilizados na indústria de construção,
automotiva, embalagens, cuidados pessoais, soluções industriais, etc.
Como resultado, os produtos podem ser processados exatamente como os materiais produzidos convencionalmente, apresentando total compatibilidade, mesma qualidade e performance. Portanto, não há necessidade de adaptar fórmulas, plantas ou processos.
Como uma empresa de atuação mundial, a BASF tem a responsabilidade de gerenciar cuidadosamente sua cadeia de suprimentos. A empresa está profundamente envolvida em uma série de iniciativas para aumentar a participação de ingredientes de origem natural, em seu portfólio.
É através dessa certificação que garantimos que as matérias-primas utilizadas no processo produtivo são de origem sustentável, respeitam o meio ambiente e os direitos dos trabalhadores. Ao receber a certificação da Rainforest Alliance, asseguramos transparência em nossa cadeia de valor, permitindo que nossos clientes tenham informações confiáveis.
O Balanço de Massa (MB) é um modelo de cadeia de abastecimento, que promove o fluxo físico de matériasprimas, certificadas dentro das cadeias de abastecimento, enquanto os agricultores se beneficiam da venda de cocos certificados pela Rainforest Alliance.
Como uma indústria química de base, a BASF colabora
para que outras indústrias alcancem resultados ainda mais sustentáveis. Sustentabilidade e inovação são forças que caminham juntas, em nossa estratégia, para identificação de oportunidades e redução de riscos, para geração de impacto positivo na sociedade. Queremos acelerar a transição para uma Economia Circular, substituindo os combustíveis fósseis, usados na fabricação de nossos produtos, por alternativas renováveis ou recicláveis.
O Balanço de Biomassa é facilitador para a economia circular, uma vez que os recursos renováveis podem substituir os fósseis, como uma solução drop-in para plantas produtivas existentes, e sem a necessidade de grandes investimentos. Os produtos fabricados com o Balanço de Massa contribuem para preservação dos recursos fósseis, e permite a mudança para a economia circular. Também, oferecem as mesmas propriedades químicas de seus equivalentes, e ainda contribuem para a economia dos recursos convencionais e redução das emissões de CO2
Na BASF, queremos contribuir para a economia circular do plástico, onde esses resíduos não são aterrados ou incinerados, mas transformados em novos produtos de alta qualidade. Por isso, investimos na reciclagem química, onde podemos transformar resíduos plásticos em matérias-primas, para a produção de produtos que atendem os mais altos padrões. E aí, o principal projeto-piloto é o ChemCycling, de reciclagem química.
A BASF foi certificada em agosto de 2022, conforme o programa de Certificação da Rainforest Alliance com o uso do Balanço de Massa para o óleo de coco. Essa certificação, garante que seus produtos de base renovável sejam feitos de matérias-primas de origem sustentável.
Para obter essa certificação, foi realizada uma parceria de desenvolvimento entre a BASF, Cargill, Procter & Gamble (P&G), e a agência governamental alemã Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ), entre os meses de novembro de 2015 e outubro de 2018, mais de 4.000 agricultores de coco das Filipinas foram treinados em boas práticas agrícolas (GAP), boas práticas de processamento e gestão agrícola. Dentre esses agricultores, cerca de 1.600 foram treinados adicionalmente, e foram certificados de acordo com a Norma de Agricultura Sustentável da Rainforest Alliance.
Com isso, a BASF é a primeira empresa química a oferecer ingredientes para o segmento de cuidados pessoais sustentáveis certificados à base de óleo de coco. Em 2018, o primeiro óleo de coco Rainforest Alliance Certified foi produzido de forma sustentável nas Filipinas.
Sabemos que as mudanças climáticas e o comportamento do consumidor, hoje em dia, estão mais ligados a produtos e serviços que não ameacem o meio ambiente, e que também possam causar impacto social.
É por isso que a BASF tem metas globais desafiadoras, como reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 25%, até 2030, em comparação com 2018, além de alcançarmos a neutralidade climática até 2050. Para conquistar esses resultados, serão investidos, até 2030, um montante que pode chegar a € 4 bilhões.
Globalmente, grande parte do nosso portfólio é composto de soluções sustentáveis, nas quais esses produtos apresentam contribuição significativa na cadeia de valor. Somos comprometidos com as decisões de compra ambientalmente conscientes dos nossos clientes.
Profissionais de energia de todo o mundo estiveram reunidos por uma semana, na Offshore Technology Conference (OTC), em Houston, Texas, EUA, para discutir o papel crítico do setor offshore na transição energética, e as oportunidades para minerais críticos, hidrogênio e captura e armazenamento de carbono, entre outros tópicos, como segurança cibernética e diversidade, equidade e inclusão. Os participantes tiveram a oportunidade de se conectar com os principais líderes, apresentando as mais recentes inovações e avanços tecnológicos.
“A Conferência de Tecnologia Offshore sempre atraiu profissionais brilhantes de energia offshore de todo o mundo e, à medida que procuramos atender as demandas globais de energia, a conferência deste ano reafirmou que o futuro de nossa indústria está mais forte do que nunca”, Paul Jones, presidente da OTC disse a diretoria.
As novidades deste ano incluíram o Energy Insights da OTC – um estúdio ao vivo, que compartilha os pensamentos das empresas sobre tecnologias emergentes, tendências de mercado e as últimas notícias, além de envolver os participantes da conferência e o público em casa; e o Energy Transition Pavilion, que retornou em seu segundo ano, destacando as oportunidades abundantes que a indústria offshore oferece para reduções de emissões por meio do vento, produção de hidrogênio, e captura e armazenamento de carbono, além de fornecer um espaço dedicado para colaboração em torno do espaço eólico offshore no novo Offshore Wind Lounge.
Mais 31 mil pessoas puderam ver mais de 1.300 empresas de 104 países apresentarem suas tecnologias, equipamentos e delegações da indústria de energia para mostrar as muitas oportunidades à disposição. O programa técnico deste ano foi composto por 49 sessões, incluindo 25 diálogos executivos e keynotes, 14 painéis, cinco eventos de networking e seis países, apresentados através da Around the World Series. Quase
um quarto do programa técnico cobriu os tópicos de energia eólica offshore, renováveis, captura de carbono e transição energética.
A OTC anunciou durante a semana os vencedores do prêmio Spotlight on New Technology de 2023, homenagem concedida exclusivamente aos expositores da OTC que estão remodelando o setor de energia offshore, por meio da inovação e desenvolvimento de tecnologias. Este ano, 15 tecnologias, sendo 7 delas de pequenas empresas, foram selecionadas, devido aos seus avanços no setor.
“Na OTC, temos orgulho em reconhecer as empresas que transformam o futuro do setor de energia offshore. O prêmio Spotlight on New Technology é uma das muitas maneiras em que gostamos de mostrar nosso apreço. Revolucionar o campo não é tarefa fácil. Requer colaboração, consistência intensa e as mentes mais brilhantes do setor para impulsionar a inovação. Os premiados deste ano exemplificam esses esforços, e estamos orgulhosos de reconhecê-los”, disse Paul Jones, presidente do Conselho de Administração da OTC.
E os vencedores do Destaque de 2023 foram A Baker Hughes, produtora da válvula de segurança recuperável com fio REACH; Hägglunds, uma marca da Bosch Rexroth produtora de Atom – O acionamento direto sem engrenagens mais potente; Framo AS produtora da Turbina Submersa Framo; OSIRenewables, uma empresa petrolífera, plataforma eólica flutuante FTLP Válvula Gaveta
de Sede Ativa nos Estados do Óleo; Saipem produtora de FlatFish; Produtor SLB e Equinor da avaliação de barreira de cadeia dupla Epilogue; Teledyne Marine, produtora do sistema de passagem óptica vertical de 3 canais.
Os vencedores do Spotlight Small Business 2023 foram CARBO produtor de CARBOTRACE; GOWell produtor de ferramenta de deformação e excentricidade (DEC); Oliden Technology, produtora de TerraFusion Azimutal Gamma Ray, pressão anular e ferramenta LWD de imagem ultrassônica; Opla Energy produtora do software OplaSmart; Opla Energy produtora de PMD, dispositivo de gerenciamento de pressão; Valvetight EMT produtor de DBB-SAVER para GNL; Produtor de Tecnologia de Resolução de Poços de Resistividade de Propagação GeoTracker At-bit.
Firjan marca presença
Com o mercado offshore em novo ciclo de ascensão, a presença do Brasil na feira e no congresso técnico teve destaque logo no primeiro dia, com amplo número de expositores e palestrantes. No Pavilhão Brasileiro, área organizada pela ApexBrasil-Brasil, a Firjan SENAI SESI lançou seu Painel de Projetos de Energia no Rio de Janeiro, em parceria com a própria Apex, com a ONIP e com a Secretaria de Energia e Economia do Mar do Governo do
Os projetos apresentados no Painel somam investimentos que ultrapassam US$ 160 bilhões nos mercados de óleo, gás natural, renováveis e naval. Esse mapeamento considera projetos em andamento, confirmados e potenciais para além de 2030, todos localizados no estado do RJ.
“O Rio de Janeiro é o hub natural de energia do Brasil, integrando todas as fontes em seu território, da produção de óleo e gás à geração nuclear. Parte do trabalho da Federação das Indústrias é destacar os investimentos no estado, e atrair novos atores para esse mercado, que é global” ressaltou Raul Sanson.
A delegação da Firjan na OTC 2023 teve como representantes Raul Sanson – vice-presidente; Karine Fragoso – gerente de petróleo, gás e naval; Magno Carlos – gerente geral de relacionamento para negócios; Carla Giordano – gerente regional de pesquisa e serviços tecnológicos; Thiago Valejo Rodrigues – gerente de projetos de petróleo, gás e naval– Fernando Montera – coordenador de conteúdo de petróleo, gás e naval; e Juliana Lattari –coordenadora de relacionamento de petróleo, gás e naval. Sergipe mostrou que é gigante
A ampla e diversificada capacidade energética de Sergipe foi um dos destaques, no primeiro dia da OTC 2023. Durante a abertura, o governador de Sergipe participou da solenidade de desenlace da faixa de inauguração do Pavilhão Brasil, espaço dedicado a disseminar as oportunidades da matriz energética brasileira, incluindo as potencialidades sergipanas, que tornam o estado em uma região altamente proveitosa para se investir.
Em seu discurso, Fábio Mitidieri afirmou que Sergipe é o pequeno gigante da matriz energética, destacando que a capacidade de extração de gás do estado é de 18 milhões de metros cúbicos por dia, número superior ao que é importado pelo Brasil da Bolívia (cerca de 17 milhões de m3). Mitidieri também acrescentou que o governo precisa de investidores-parceiros dispostos a fazer parte da trans-
formação socioeconômica, fundamental para a geração de emprego e renda à população sergipana.
“Sergipe não é uma ilha. Temos uma diversidade energética impressionante, com a presença de hidroelétrica, da maior termelétrica do país, além de usinas solares e eólicas. Possuímos 20% de toda reserva de gás natural do Brasil, o que certamente faz de nós um destino atraente para a indústria de transformação. Cruzamos as fronteiras, para vir aqui mostrar o quanto estamos preparados para receber empreendimentos que venham a somar e promover desenvolvimento social e econômico para a nossa população”, disse o governador que agradeceu à Apex – Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos – pela oportunidade de participar de um encontro tão relevante para o segmento mundial de óleo e gás.
Para o secretário de Estado do Desenvolvimento Econômico, da Ciência e Tecnologia (Sedetec), Valmor Barbosa, a OTC é um importante evento de abrangência internacional, que reúne os maiores players de petróleo e gás. “Ter o Governo de Sergipe também participando demonstra que o nosso estado está inserido nesse cenário, podendo apresentar suas oportunidades e as potencialidades do seu subsolo, das suas riquezas naturais e reservas petrolíferas”, ressaltou o secretário, informando que, a partir de 2027-2028, Sergipe produzirá 20% de todo o gás nacional. “Nosso estado está revitalizando os campos onshore, e apresentando novas perspectivas offshore, demonstrando a sua intensa capacidade. Todos aqui já reconhecem que Sergipe é a nova estrela do gás”, complementou Valmor.
Relator da Lei do Gás no Brasil, o senador por Sergipe, Laércio Oliveira, frisou que, após a aprovação da Lei, o país se transformou e abriu as portas para receber investidores de todas as partes do mundo. “Ao chegar aqui, o meu sentimento foi de alegria, ao ver que esses expositores podem ir a todas as regiões brasileiras que possuem um ambiente favorável para o petróleo e gás, especialmente em Sergipe, que é a nova estrela do gás do Brasil e do mundo. É lá que as oportunidades se concentram. Por isso, queremos convidar vocês para comprovar que o Brasil que celebramos, através de Sergipe, é um país que espera todos os investidores, brasileiros e estrangeiros, para viverem esse novo ambiente.”
Durante apresentação de painel sobre o Panorama Energético Brasileiro, com ênfase nas atividades brasileiras em offshore, Sergipe foi citado como um novo campo promissor de produção do Brasil pelo presidente da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis –, Rodolfo Sabóia.
“Sergipe fez um trabalho muito bom com relação ao gás natural, é muito importante a integração que o novo gasoduto vai permitir ao estado, que é um exemplo de sucesso que
pode ser alcançado também por outros estados no mercado de gás natural. Espero que Sergipe continue se beneficiando bastante do desenvolvimento, e caminhando na direção certa, integrando-se à malha internacional, que é o que traz benefício para cada um dos estados”, frisou Sabóia.
Já em sua apresentação, o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos, falou sobre os investimentos que estão sendo feitos para a realização do projeto Sergipe Águas Profundas (Seap). “Este é um dos projetos mais profícuos que temos, estamos com um processo na rua para dois FPSOs, com capacidade de 125 mil barris por dia. Vamos entregar muito gás, esse projeto tem a oportunidade de ser o game changer para a região, estamos muito empolgados com ele. O ano de 2027 é de operação desse projeto, e acredito que, neste mesmo ano, Sergipe entrará no cenário como um dos grandes players do mercado nacional e internacional”.
@GovSergipe/Divulgação
Além do governador Fábio Mitidieri (primeiro à esquerda na foto), participam da OTC, nos Estados Unidos, a primeira-dama e secretária de Estado da Assistência Social e Cidadania (Seasc), Érica Mitidieri (ao lado do governador); a secretária-executiva do Gabinete do Governador, Josefa Lívia Santos Silva (ao lado da primeira dama); o vice-governador e secretário de Estado da Educação e da Cultura (Seduc), Zezinho Sobral (primeiro à direita); o
secretário de Estado do Desenvolvimento Econômico e da Ciência e Tecnologia (Sedetec), Valmor Barbosa; o secretário-executivo da Sedetec, Marcelo dos Santos Menezes; o secretário de Estado da Comunicação, Cleon Menezes do Nascimento; o CEO da Sergás, José Matos Lima Filho; e o senador por Sergipe Laércio Oliveira.
ANP na Offshore Technology Conference (OTC) 2023
A ANP participou da OTC, representada pelo Diretor-Geral, Rodolfo Saboia, pelos Diretores Symone Araújo e Fernando Moura, e por integrantes de seu corpo técnico. No primeiro dia do evento, o Diretor-Geral fez um pronunciamento na cerimônia de abertura do Pavilhão Brasil, que também contou com a presença da Diretora Symone Araújo e do Diretor Fernando Moura. No mesmo dia, Saboia fez apresentação no Congresso da OTC, no painel Brazilian Energy Outlook: Strengthening the Offshore Activities, cuja apresentação completa pode ser acessada aqui. O Diretor-Geral da ANP também foi um dos palestrantes principais no evento promovido pela Bratecc (Brazil-Texas Chamber of Commerce).
Para Saboia, a participação da ANP no evento foi muito frutífera. “Tive oportunidade de participar, por exemplo, de um painel no primeiro dia em que apresentei um cenário de óleo e gás, no Brasil como um todo, para um auditório lotado, o que registrou, de forma inequívoca, o interesse que existe na indústria mundial de petróleo e gás, no potencial que o Brasil oferece. Isso também foi demonstrado pela procura de diversos representantes de empresas a respeito de novas possibilidades de empreendimentos no Brasil, principalmente em novas fronteiras exploratórias, que possam ainda ser abertas, o que é visto como muito positivo pela indústria, como um todo. Então, foi uma oportunidade única para a ANP de, em um evento da grandeza da OTC, apresentar as oportunidades que a nossa indústria de petróleo e gás oferece”, declarou.
A Diretora Symone Araújo palestrou na décima edição do Brazil Energy Meeting , evento organizado pela Zoom Out. Ela destacou que, na última década, desde que esse encontro começou a ser realizado, o setor de petróleo e gás no Brasil teve grandes avanços. “ Nosso país é hoje o nono maior produtor de petróleo do mundo, tendo alcançado cerca de 3 milhões de barris por dia, número que vem aumentando a cada ano. Em termos de barris equivalentes de petróleo e gás, nossa
produção aumentou 62%, desde 2013 ”, afirmou.
A Diretora apontou também os desafios à frente, em especial relacionados à transição energética. “Esse cenário nos convida a repensar como a produção e o consumo de combustíveis serão feitos no futuro. É um desafio disruptivo, mas recompensador. Nesse contexto, a ANP se vem reinventando, em termos de regulação. A transição energética irá demandar altos investimentos, e a regulação tem um papel central”, disse.
Antes do início do evento, Symone Araújo participou ainda, em Houston, do 1º Meeting of The Women Energy Learders. O encontro reuniu mulheres que atuam no setor de energia para promover troca de experiências, e para proporcionar a geração de networking entre elas.
Os três Diretores da ANP participaram ainda de diversas reuniões ao longo da semana, com empresas operadoras internacionais, como Chevron, BP, Karoon Energy e o Instituto Brasileiro de Petróleo e gás Natural (IBP), que representa empresas que já atuam no Brasil; além de representantes da indústria de fornecedores, como TechnipFMC, Drydocks World Dubai e a International Association of Drilling Contractors (IADC). O objetivo foi apresentar oportunidades de investimentos no Brasil. Foi realizada ainda uma reunião com o Governador de Sergipe, Fábio Mitidieri, para tratar projetos de petróleo e gás para o estado.
Petrobras apresenta inovações, fala de CCUs e da Foz do Amazonas
@OTC/Divulgação
Projetos eficientes no segmento de petróleo e gás são o caminho mais rápido para a criação de ecossistemas de energia de baixo carbono e, para garantir a transição energética, foram apresentados projetos pelo diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos , no painel “Brazilian Energy Outlook: Strengthening the Offshore Activities”, durante a Offshore Technology Conference. Ele destacou que a Petrobras e o Brasil têm todas as condições para se tornarem líderes na produção de petróleo e gás, com baixas emissões e alta rentabilidade, criando o caminho necessário para uma transição energética justa, inclusiva e segura, que atenda aos anseios da sociedade. Um dos exemplos é o projeto de revitalização dos campos de Marlim, na Bacia de Campos/RJ. “ Este é um grande exemplo de dupla resiliência: menos emissões e menores custos. Ao substituir as nove plataformas que operam hoje nos campos de Marlim e com dois novos FPSOs, vamos reduzir 60% das emissões de carbono, e aumentar a produção destes campos em 20%”, adiantou Travassos. Ele ainda complementou que o FPSO Anna Nery, o primeiro do projeto de revitalização, está pronto para começar a produzir nos próximos dias, e a segunda plataforma Anita Garibaldi está ancorando na locação, para começar a produzir em breve. Travassos mencionou também um conjunto de tecnologias que tornarão as atividades de exploração e produção de petróleo mais eficientes. Estas soluções vão reduzir em 15% as emissões nos processos de construção de poços, 18% nos processos de sistemas submarinos, e 30% nos novos FPSOs (unidades flutuantes que produzem, armazenam e transferem petróleo).
Durante o painel, Travassos também mostrou que o Brasil reúne todas as condições favoráveis para o desenvolvimento de energia eólica offshore. Para se ter ideia, o potencial de geração estimado do país é de 700 GW, em locações offshore com profundidades de até 50 metros – um volume que corresponde a mais de 30 vezes a capacidade de geração instalada hoje no mundo – segundo dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), ligada ao Ministério de Minas e Energia (MME). O diretor reforçou ainda que, tanto a transição para baixo carbono, como a segurança energética, são demandas fortes da sociedade. “ Por isso, a transição sustentável deve acontecer de forma compatível com as legítimas necessidades da sociedade ”.
O diretor de Transformação Digital, Carlos Augusto Barreto, participou da inauguração do Pavilhão Brasil na OTC, promovida pela Apex-Brasil – Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos. O espaço ocupou lugar de destaque
na feira, reunindo executivos, fornecedores e especialistas do setor, interessados em estabelecer novas parcerias e negócios com empresas brasileiras. Joelson Falcão, diretor de Exploração e produção da Petrobras, durante painel da OTC, afirmou que a Petrobras pode aprofundar estudos na Margem Equatorial, e que a companhia não faz pressão para a licença do primeiro poço exploratório na Foz do Amazonas, no Amapá – um entre outros 15 previstos na região.
@OTC/Divulgação
Joelson Falcão afirmou que não vê necessidade de uma Avaliação Ambiental Estratégica (AAE), porque estudos mais complexos só seriam necessários se a exploração tiver sucesso, no desenvolvimento da produção. O diretor afirmou ainda que é preciso analisar de forma mais técnica os impactos da exploração na Foz do Amazonas, porque as atividades não vão acontecer na foz do rio, mas a cerca de 500 km da região.
@OTC/Divulgação
Tiago Homem, gerente executivo de Reservatórios da Petrobras, destacou, no painel “Finding Offshore CO 2
Storage: Going Big and Moving Fast”, que a companhia estuda implantar no Brasil um projeto inédito de hub de captura e armazenamento geológico de CO 2 (CCS), em parceria com outras empresas. O projeto consiste em criar uma infraestrutura de escoamento do CO 2 a partir de locais de captura em instalações industriais – até
seu armazenamento permanente, feito em um reservatório abaixo do leito marinho. Numa perspectiva mais ampla, o objetivo é contribuir para reduzir emissões de gases de efeito estufa, geradas não só pelas nossas operações, mas também por outros setores do país, tais como indústria de cimento, siderúrgicas, entre outras. Tiago contou que primeiro a companhia está trabalhando em um projeto piloto de CCS no Rio de Janeiro, com capacidade de capturar 100 mil toneladas de CO 2 por ano no terminal de Cabiúnas, no norte do Estado – o projeto está em fase de estudos, e a previsão de implantação ainda depende de análises complementares. Mas a iniciativa é o primeiro passo para a posterior implantação de hub de CCS em grande escala. O projeto piloto vai contribuir, não apenas para testar tecnicamente as soluções de CCS, mas também para ajudar o país a construir um arcabouço regulatório que fomente este tipo de projeto. A regulação é um dos principais desafios para o desenvolvimento de CCS no Brasil, assim como a busca por aquíferos salinos, com capacidade de armazenar grandes volumes de CO 2. “ Ao longo dos nossos 70 anos de história, nos tornamos reconhecidos pelo conhecimento geológico dos reservatórios brasileiros, pela construção de projetos complexos de infraestrutura com segurança, e nos tornou líder mundial em captura, uso e armazenamento geológico de CO 2 (o chamado Carbon Capture, Utilization and Storage – CCUS) nos campos do Pré-Sal, como forma de aumentar a produção de petróleo. Essas condições colocam a Petrobras com grande potencial para desenvolver soluções de captura e armazenamento geológico de CO 2 no Brasil. Por isso, estamos nos antecipando à regulação, ao fazer esse projeto piloto. O trabalho pioneiro em reinjeção de CO 2 permitiu que nós atingíssemos, por exemplo, o recorde de 10,6 milhões de toneladas de CO 2 reinjetadas em 2022, equivalente a cerca de 25% do total da capacidade de reinjeção da indústria. Para os próximos anos, ampliamos os compromissos para redução de emissões de gases de efeito estufa, e estabelecemos uma meta mais ambiciosa para os projetos de CCUS – revisada para 80 milhões de tCO 2 reinjetados até 2025, o dobro da meta anterior. Prevemos também incorporar a tecnologia CCUS em outras sete plataformas do tipo FPSO (unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência de petróleo), até 2025 – além dos 21 FPSOs que já a utilizam. Esses avanços irão contribuir, não só para a evolução tecnológica do CCUS, mas também para reduzir custos, e demonstrar o potencial de aplicação dessa solução na indústria de óleo e gás e em outros setores ”, comentou Tiago Homem.
Mauricio Tolmasquin , Diretor Executivo de Transi-
Energética e Sustentabilidade da Petrobras , falou na Offshore Technological Conference sobre a importância de a Petrobras recuperar o tempo perdido, e investir na transição energética e descarbonização.
Para discutir esse e outros temas, uma comitiva de executivos da Petrobras, liderada pelo diretor de Transição Energética e Sustentabilidade, Maurício Tolmasquim, se reuniu com a organização Greater Houston Partnership, para conhecer o maior projeto de CCS no mundo, que será implementado em Houston. Durante o encontro, empresas do setor, incluindo Chevron, ExxonMobil e Shell, discutiram os desafios encontrados no mercado americano, para viabilizar as iniciativas de CCS. Segundo os parceiros do projeto, a maior expectativa são as mudanças relacionadas às políticas de regulamentação, incluindo as regras de obtenção das licenças adequadas para aplicação de créditos de incentivo. Para Tiago Homem, presente no encontro, isso demonstra que os desafios encontrados no Brasil são similares, e que a troca de experiências com a cidade de Houston ajudará a desenhar um modelo de negócio que seja viável e escalável para o mercado brasileiro.
BRATECC e IBP – Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás – uniram forças e oficializaram um acordo de cooperação para promover a indústria brasileira de petróleo e gás natural, e ampliar o relacionamento entre o Brasil e a cidade de Houston. Assinaram o MoU, o Presidente e CEO do Porto de Houston, John Moseley; o Vice-presidente da BRATECC e ex-presidente da ExxonMobil Brasil, Carla Lacerda; o Presidente & CEO, Roberto Furian Ardenghy; e a Diretora Executiva Corporativa do IBP, Fernanda Delgado.
A OTC 2024 acontecerá de 6 a 9 de maio, no NRG Center, Houston, Texas, EUA.
A terceira edição da Feira Plástico Brasil – iniciativa da Abiquim – Associação Brasileira da Indústria Química – e da Abimaq – Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos, e organizada pela Informa Markets Brazil, terminou com um saldo de 51 mil visitantes – 13% a mais do que na última edição presencial, em 2019 –, que puderam ver de perto os principais produtos, inovações, tendências e tecnologias para o setor de transformação de plástico, apresentados por mais de 800 marcas expositoras, nacionais e internacionais.
Além das grandes marcas lançarem suas tecnologias em máquinas, equipamentos e acessórios, matérias primas e resinas, moldes e porta moldes, automação industrial, robótica, entre outros produtos e serviços, a feira contou com mais de 80 horas de conteúdo. Por meio do ‘Parque de Ideias’ – um espaço 100% focado em conteúdos exclusivos, com uma grade de palestras formada a partir de uma pesquisa de mercado com especialistas, e apresentações de projetos inovadores por instituições de ensino renomadas, com destaque na indústria do plástico no país –, o público ainda teve acesso a experiências nos cinco dias de evento, que ocorreram no formato virtual e presencial, no São Paulo Expo – Exhibition & Convention Center, em São Paulo. A Abiquim marcou presença nas palestras do Instituto Senai de Inovação, sobre circularidade de embalagens flexíveis, com foco nos protocolos regulatórios, aplicações farmacêuticas e alimentícias, além da apresentação sobre modificação de polímeros e projetos de logística reversa.
Sucesso de público e de mostra tecno-
@Plástico Brasil/Divulgação
lógica à parte, segundo José Velloso Dias Cardoso, presidente-executivo da Abimaq, o evento teve uma excelente performance de vendas, com um grande volume de negócios efetivados na feira.
Na avaliação do presidente do Conselho de Administração da Abimaq, Gino Paulucci Junior, a Plástico Brasil 2023 atuou como uma ferramenta da indústria para consolidar o material como estratégico para todos os segmentos econômicos, ressaltando que o plástico não faz parte do problema, e sim da solução. Ele explicou que, no decorrer dos anos, a cadeia produtiva do plástico vem aprimorando-se tecnologicamente, para tornar a cada dia esse produto mais eficiente, mais leve e com propriedades mais específicas, para atender às demandas globais de eficiência e sustentabilidade.
Para André Passos Cordeiro, presidente-executivo da Abiquim, mais do que uma catalisadora de negócios (já que reuniu grandes players das indústrias de transformação de plásticos, além de outros segmentos como construção, alimentos e bebidas, automóveis), a Feira Plástico Brasil 2023 foi um palco de inovações, tendências, troca de experiências e soluções. “Um ambiente rico e agregador, alinhado a um momento de grandes oportunidades para o mercado de resinas termoplásticas e para a indústria nacional. O Brasil tem um potencial, sobretudo, para ser uma das indústrias mais pujantes no cenário global, dadas as vantagens comparativas, que podem ser transformadas em vantagens competitivas. Significativas reservas de gás natural, grandes fontes de energia e matérias primas renováveis são dois exemplos evidentes dessas vantagens.”
A próxima edição do evento é de 24 a 28 de março de 2025, e já teve a área de exposição ampliada: ocupará cinco pavilhões, um a mais que os quatro ocupados este ano.
O Fluke Experience Awards, concurso idealizado pela Fluke do Brasil, premiou as três melhores experiências de profissionais e empresas que inovaram em seus processos, utilizando equipamentos da marca – entre as mais de 500 que enviaram seus cases. A iniciativa, lançada em novembro de 2022, tem por objetivo incentivar e reconhecer esforços bem-sucedidos nas categorias: “Inovação em Aplicação”, “Inovação em Projeto” e “Inovação em Sustentabilidade”. De acordo com o General Manager Latin America da Fluke do Brasil, Luiz Ribeiro, o projeto é muito especial para a companhia. “Essa foi uma maneira de reconhecer a parceria de longa data da Fluke com importantes empresas, bem como técnicos, engenheiros, eletricistas e profissionais de diagnósticos e construção, que instalam, reparam e gerenciam equipamentos elétricos e eletrônicos industriais, sempre acreditando no potencial de nossos equipamentos para realizar as atividades do dia-a-dia, com segurança e eficiência”, ressalta.
Na categoria Inovação em Aplicação, que buscou reconhecer melhora em termos de produtividade ou segurança na execução de determinada tarefa, por meio da aplicação de um equipamento Fluke, venceu a candidatura jurídica efetuada pelo Centro Tecnológico de Metrologia – CTM – de São Paulo capital, que, com a utilização do equipamento Fluke ScopeMeter 123 e software, tornou possível a redução do tempo habitual do serviço de calibração de impulso atmosférico pela metade.
Já na categoria Inovação em Projeto, que teve o intuito de reconhecer um projeto desenvolvido a fim de aperfeiçoar a produção, ou aos processos industriais, gerando impacto positivo e mensurável, o Instituto de Tecnologia Eletrometalmecânica, do SENAI de Maracanaú, no Ceará, levou o prêmio por sua candidatura jurídica, cujo projeto resultou na otimização da eficiência energética nas 7 unidades do SESI Ceará, com o apoio de diferentes equipamentos, como alicates, analisadores de qualidade de energia, câmera termográfica, calibrador de processos e softwares da Fluke.
Ainda de acordo com Ribeiro, mais do que consagrar as melhores inovações identificadas pela comissão organizadora, as premiações presentearam os vencedores com equipamentos importantes para o desempenho da sua atuação, além de oferecer cursos que contribuem com o aprimoramento da formação e qualificação dos profissionais.
As empresas vencedoras das duas primeiras categorias
levaram para casa um Troféu e certificado de premiação Melhores da Indústria; um Pack-30 – Mochila profissional com ferramentas Fluke; um Curso in company de certificação Fluke Academy: “Técnicas de mitigação de problemas de qualidade de energia elétrica” ou “Técnicas de Aterramento”, à escolha da Empresa, para até 10 funcionários, e Visita para diagnóstico personalizado da maturidade dos processos industriais e mapeamento de vulnerabilidade, a ser realizada por engenheiros especialistas da Fluke Brasil
Além disso, o profissional Wanderson Reis da Silva Rocha, de Betim, Minas Gerais, também foi premiado, através de sua candidatura como pessoa física, na categoria Inovação em Sustentabilidade, que visou a valorizar ações com foco em sustentabilidade ou impacto social. A candidatura do profissional se destacou por focar na geração de energia renovável, utilizando equipamentos como IRR1-SOL e alicate amperímetro Fluke, para medição de irradiação solar em instalações de usinas geradoras de energia fotovoltaica.
Assim, o profissional levou Troféu e certificado de premiação Melhores da Indústria; Pack-30 – Mochila profissional com ferramentas Fluke; e uma vaga em curso de certificação profissional Fluke Academy, à sua escolha.
“Além de descobrir inovações que mantêm o mundo funcionando por meio de equipamentos da Fluke, o concurso também foi uma oportunidade para ouvir os nossos clientes, a fim de aprimorar ainda mais os nossos produtos e serviços. Esperamos ainda conhecer outras excelentes histórias, como as dos ganhadores deste concurso, em futuras edições”, disse Luiz Ribeiro
A Ambipar, multinacional brasileira líder em gestão ambiental, entregou o VII Prêmio Compliance ESG Brasil 2022, iniciativa que certifica a excelência da gestão corporativa, desde 2011. O evento reuniu empresas com o objetivo de premiar as que visam ao cumprimento voluntário das leis, que possuem critérios de autocontrole e de autogestão, e que buscam a sustentabilidade e a integridade pelo compliance, atrelado aos pilares do ESG. O Case ESG- Destaque do Ano foi para o Porto Sudeste, de Itaguaí/RJ. Nas demais categorias, ocuparam o primeiro lugar: a Cenibra, a Tarkett, a Coca-Cola Andina, a ThyssenKroup e a Flextronics. “As vencedoras do VII Prêmio Compliance ESG Brasil 2022 colocam a sustentabilidade como propósito, e são capazes de modificar toda a sociedade, começando pelos seus colaboradores, impactando positivamente o meio ambiente, e dando novos rumos ao mercado. Não há mais como retroceder e deixar de pensar na organização como parte integrante e indissociável da sociedade. As pessoas que habitam o mundo estão nas empresas. É a partir daí que tudo tem que ser pensado; é a partir daí que tudo pode ser modificado”, afirma Daniela Pedroza, CEO da Ambipar Green Tech.
O VII Prêmio Compliance ESG Brasil 2022 foi também uma oportunidade de gerar para as empresas a chancela de seus compromissos com as diretrizes da integridade socioambiental. Foram cerca de 4 mil organizações inscritas, de médio e grande porte e de abrangência nacional, que realizam o monitoramento de Desempenho Legal nas áreas de Meio Ambiente, Saúde e Segurança e Qualidade de Alimentos, auditadas pela Ambipar Group, no período de setembro de 2021 a agosto de 2022.
No evento de premiação, os convidados puderam observar de perto como a compensação de carbono está à disposição de todos que decidam assumir um compromisso com os pilares ESG. Uma das iniciativas foi o uso da Ambify, plataforma de compensação de carbono, que colaborou para tornar a premiação carbon free. Com compensação imediata, ela faz conexão com o processo de transformação para uma economia mais verde e de baixo carbono, possibilitando a compensação de suas próprias emissões.
Outra tecnologia que chamou a atenção na premiação foi a Retorna Machine, solução da Ambipar Triciclo, um ecoponto digital, no qual foi possível descartar as garrafas de água consumidas no evento. A ferramenta não é exclu-
siva para destinação de plástico; também podem ser recolhidas embalagens de vidro, alumínio, aço e longa vida, para reciclagem. Por meio do código de barras, as máquinas fazem a leitura do material depositado, e calculam a pontuação de cada um deles, revertidas em benefícios.
A mestre de cerimônias, jornalista e apresentadora Michelle Trombelli, acompanhada de uma tradutora de Libras, apresentou o VII Prêmio Compliance ESG Brasil 2022, e iniciou o evento abordando a questão da diversidade, e falando sobre a seriedade de cada indivíduo de pensar no coletivo. Em seguida, Michelle chamou ao palco a CEO da Ambipar Environment, Cristina Andriotti, para dar as boas-vindas ao público, além de enaltecer a importância de preservar o meio ambiente acima de tudo, enquanto explicava conceitos de economia circular e de pós-consumo, por exemplo, sem perder o foco no social. “Hoje, contamos com um ecossistema de soluções prioritariamente para mitigar a emissão de CO2, não apenas para trabalhar na compensação de carbono. O futuro é esse, começando pelas médias e grandes corporações”, disse a CEO da Ambipar Environment.
Uma convidada bastante esperada conversou com a plateia, em seguida: a CEO na iiGual, Inclusão e Diversidade, Andrea Schwarz, que abordou o tema “Impactos positivos de uma gestão humanizada”. Há mais de 20 anos, a empreendedora social fundou a consultoria especializada na inclusão de pessoas com deficiência. Desde que encontrou a sua fala e o seu propósito, já ajudou 20 mil profissionais a conquistarem seu espaço no mercado de trabalho formal. Hoje, suas mensagens são vistas por 260 mil seguidores no LinkedIn, e mais de 120 mil seguidores no Instagram.
A empreendedora social trouxe a reflexão de que a agenda ESG é tão poderosa, que sua consequência gera
lucro para os negócios. “Toda história é uma jornada, e você não precisa ser uma mulher com deficiência para se identificar com a minha fala: as histórias se cruzam, se conectam. Conte sua história para mudar outras histórias. Referências são oportunidades, horizontes, possibilidades. Exponho minha história para que outras pessoas saibam que podem chegar lá. Eu entendo o ativismo como forma de colocar esperança em movimento, e de devolver o bem que recebemos. E é impossível pensar em ESG sem abordar as pessoas, porque são elas que deixam legados em organizações que mudam histórias”, completou Andrea Schwarz. O evento também contou com um painel sobre o tema “ESG como estratégia de desenvolvimento sustentável”.
Com mediação de Michelle Trombelli, participaram os executivos Janice Zanardo, Health, Safety and Environment Manager na Mondelez; José Luiz Esteves da Fonseca, Gestor Executivo de Sustentabilidade e Relações Institucionais na MRV&CO; e Rafael Tello, Diretor de Sustentabilidade na Ambipar.
A executiva Janice Zanardo falou sobre como uma empresa pode responsabilizar-se pelo trabalho dos terceiros. “Como grandes corporações, contamos com ferramentas para colaborar com a agenda ESG também com nossos fornecedores. Inclusive, há uma linha de corte para participar de concorrências, com perguntas que diferenciam aqueles que já trabalham com ESG”, explica a Manager da Mondelez, completando que o Consumidor 3.0 é bastante exigente às fórmulas, o que faz com que os produtos estejam cada vez mais adaptados para cumprir as exigências da agenda ESG também. José Luiz, da MRV&CO, destacou no painel os compromissos assumidos com a chamada Agenda 2030, pacto global das Nações Unidas, composto por 17 Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS), que visam a promover o crescimento sustentável global até 2030. Segundo o executivo, a MRV&CO foca em atender cada um dos compromissos, com revisão periódica das ações pelo time. “Nós traçamos a matriz de materialidade estratégica da companhia, e ouvimos os nossos stakeholders, antes de trabalhar na renovação dos compromissos a cada três anos, o que é bastante desafiador. Para tornar mais palpável, nós olhamos para cada ODS quando compramos um terreno, desenvolvemos o projeto, e construímos, até o momento em que entregamos as chaves aos nossos clientes. Posso afirmar, assim, que o compromisso com
a Agenda 2030 na MRV&CO é diário”, destaca o Gestor Executivo de Sustentabilidade e Relações Institucionais da construtora.
Daniela Pedroza juntou-se ao CEO da Ambipar – Âmbito, Wanderson Nascimento, para anunciar os vencedores do VII Prêmio Compliance ESG Brasil 2022. Para o destaque 2022 – Case ESG, foi eleito o Porto Sudeste, de Itaguaí/RJ, que oferece alternativa logística de alto desempenho, capaz de movimentar granéis sólidos, e atender com excelência às necessidades dos produtores rurais.
De acordo com Daniela, o Porto Sudeste venceu por contar com alta gestão, e estratégia orientada pelo propósito e lógica de um capitalismo mais consciente e responsável. “A corporação se desdobra em práticas positivas e inovadoras para o meio ambiente e para a sociedade, de forma atrelada ao seu modelo de negócio, o que gera real valor para todos os envolvidos. O Porto está sendo reconhecido pelo seu compromisso com o crescimento e o desenvolvimento sustentável, com base em uma atuação em ESG, além da adoção de ações, como a publicação de Relatório de Sustentabilidade e Posicionamento ESG em 2022, o Engajamento com o Capitalismo Consciente e a Política de Desenvolvimento Sustentável”, completa a CEO da Ambipar Green Tech.
Os vencedores, por categoria, foram:
Meio Ambiente
1º lugar: Cenibra – Celulose Nipo Brasileira
2º lugar: Mondelez
3º lugar: Kanjiko
Saúde e segurança Ocupacional
1º lugar: Tarkett
2º lugar: Alcoa
3º lugar: Unilever
Segurança e Qualidade de Alimentos
1º lugar: Coca-Cola Andina
2º lugar: Leão Alimentos
3º lugar: Novozymes
Gestão de Energia
1º lugar: ThyssenKroup
2º lugar: Mercedes Benz
3º lugar: SPDM - Hospital Geral Pirajussara
Gestão Integrada
1º lugar: Flextronics
2º lugar: Bayer S.A.
3º lugar: Sabic
"Cada contribuição, pequena ou grande, é importante para o mundo. E vemos que as pessoas estão fazendo acontecer!”
Mike Train
“Os negócios vão demandar cada vez mais produtos sustentáveis”
Luis Viga
“Estamos apostando que, no futuro, o Brasil vai ser líder em hidrogênio”
Luiz Felipe Fustaino
"Temos a tecnologia, sabemos como implementar e temos equipe local. Nosso foco são os grandes projetos de escala industrial, pois estamos prontos para eles”
Luiz Mello
“O que posso ver é que o gás, a energia solar, o hidrogênio e outras fontes, vão tirar uma parte do mercado do petróleo em algum lugar no futuro, mas não completamente”
Rafael Torres
“Sabemos o tamanho do desafio e estamos fazendo nossa parte; somos protagonistas da sustentabilidade no Brasil”
Debora Cardoso
“Temos trabalhado junto com nossos clientes e é bom ver que nossas soluções mudam as experiências deles”
Marcelo Severi
“Muitos projetos de inovação estão sendo conduzidos com intuito de desenvolver tecnologias de captura e utilização do CO2 em novos produtos”
“Entregar as metas ESG é hoje fator determinante na escolha de para quem um banco libera um financiamento”
Caio de Luca
“Há algum tempo, quem falava em descarbonizar a cadeia de óleo e gás era considerado um desconectado da realidade; hoje, essa descarbonização está acontecendo”
“A medição é o fundamento de tudo e nos dados estão as soluções”
“A Transição Energética é complexa porque não há nada que permita substituir por completo os hidrocarbonetos”
“Novos processos vão exigir sistemas de segurança mais bem elaborados e um bom gerenciamento de todas as plantas e infraestruturas que as cercam. Tudo isso vai exigir muito mais inteligência”
Marina Rossi
Seth Harris
Rodrigo Nogueira
Maurício Cassetti
AEmerson reuniu mais de 100 profissionais, de grandes empresas, para debater a sustentabilidade, perpassando diversos setores. No evento, a empresa mostrou diversas formas de participar ativamente da transição energética, rumo a uma mudança maior e mais profunda da sociedade como um todo.
valor da Emerson, incluindo 15 categorias de upstream e downstream (escopo 3). Tudo firmado sob os olhos da Organização Science-Based Targets.
Vale lembrar que metas baseadas na ciência são metas de redução de emissões de GEE consistentes com o nível de descarbonização necessário para manter o aumento da temperatura média global entre 1,5ºC e 2ºC, em comparação a níveis pré-industriais. OGlobal Carbon Budgetprojeta que as emissões de CO2 de energia e indústria subiram, atingindo 36,6 GtCO2; e dados do SEEG – Sistema de Estimativas de Emissões de Gases de Efeito Estufa do Observatório do Clima (BR) –, mostram que, no ano passado, o Brasil emitiu 2,42 bilhões de toneladas brutas de CO2 equivalente, um aumento de 12,2%, em relação a 2020.
“Quantas vezes ouvimos por semana, por mês, por ano, a palavra sustentabilidade?! Independentemente de idade e profissão, todos temos de aprender sobre o assunto, porque ele afeta a todos”, afirmou Mike Train, sênior VP e primeiro CSO – Chief Sustainability Officer – da Emerson, abrindo o encontro. Ele ressaltou que 32% das emissões mundiais vem da indústria – e isso já mostra o quão desafiadora é a missão de todos os presentes.
Qualquer levantamento vai mostrar que é preciso redobrar os esforços. O bom é que ninguém está sozinho, e pode-se verificar o quão integrados os setores e as soluções estão, por meio das três trilhas de debates propostas pela Emerson, no encontro: Hidrogênio Verde, Descarbonização na Cadeia de Óleo&Gás, e Transição Energética, fechando com uma visão de financiamento de projetos sustentáveis.
“Faz muito sentido, o Brasil estar inserido e se destacar no uso de biocombustíveis, por exemplo, porque, para alcançar a meta global de 1,5oC, é preciso usar diferentes soluções, em diferentes regiões e setores. As CCUs (Carbon capture, utilisation and storage) são uma excelente solução, mas o CO2 deve ser reinjetado no solo, ou ser base para outros produtos? Há muitas visões e atores envolvidos... A interdependência é uma característica para resolver desafios”, disse a Phd. Dra. Ana Gonzalez, diretora de sustentabilidade da Emerson. A meta da organização é reduzir em 90%, até FY2030, as emissões absolutas de Gases de Efeito Estufa (GEE) dos escritórios e instalações (escopo 1), e também as emissões indiretas da geração de energia comprada, principalmente eletricidade (escopo 2). A Emerson também se comprometeu a reduzir em 25%, no mesmo período, as emissões indiretas que ocorrem na cadeia de
“Quando um time da tesouraria de qualquer empresa vai captar um financiamento, uma dívida ESG, ele envolve toda a companhia, para ter certeza de que as metas estão alinhadas, de que a empresa vai entregar tudo com o que está se comprometendo. O mercado financeiro viveu um período difícil no ano passado, com tudo o que aconteceu de geopolítica e as projeções de inflação, mas, ainda assim, viu que, no emergente, teve uma entrada de capital de mais de 2 bilhões de dólares. Então, é uma mostra de que, apesar do cenário desafiador, se o investidor tiver de colocar dinheiro em alguma coisa, ele preferirá que seja numa empresa com metas ESG comprovadas”, comentou Caio de Luca, do Bank of America.
Luis Viga, country manager da Fortescue Future Industries, falou um pouco sobre os planos da mineradora australiana que, há quatro anos, resolveu entrar no mercado de hidrogênio. “Os negócios vão demandar cada vez mais produtos sustentáveis. É uma oportunidade para a Fortescue, entrar nesse mercado no Brasil. Temos uma boa fundação para trabalhar com hidrogênio.
A Fortescue sabe que o tempo urge, e vai investir US$ 6 bilhões no Escopo 1, em 2023:
vai construir uma usina de hidrogênio verde no Ceará, no Complexo Industrial e Portuário de Pecém, que deve produzir 15 milhões de toneladas de hidrogênio verde, até 2030”.
E a Fortescue não está sozinha.
A Unigel deve construir uma planta de hidrogênio verde, no Polo Industrial de Camaçari, na Bahia. São US$ 120 milhões de investimento, na primeira fase do projeto, que deve produzir 10 mil t/a de hidrogênio verde, e 60 mil t/a de amônia verde. Numa segunda fase, a Unigel deve quadruplicar a produção de hidrogênio e amônia. A empresa espera produzir até 100 mil toneladas anuais de hidrogênio verde, até 2027.
Luiz Felipe Fustaino, diretor executivo da Unigel, lembrou que a amônia é um ponto de partida para estocar e transportar hidrogênio. E a Unigel detém, hoje, mais de 80% da capacidade de produção de amônia no Brasil. “Estamos apostando que, no futuro, o Brasil vai ser líder em hidrogênio”.
E os fornecedores já estão preparados.
“Nesses sessenta anos em que somos líderes em tecnologias de eletrólise, temos muitos clientes, aqui no Brasil, que usam nossos eletrolisadores na indústria de cloro-soda. Isso foi a plataforma que nos permitiu ter capacidade de fabricação, e também tecnologia, para estarmos prontos para, agora, entregar ao mercado equipamentos de produção de hidrogênio verde, em escala industrial. Já entregamos ao mercado mais de dez gigawatts equivalentes de eletrolisadores, e não estamos apenas no hidrogênio, mas temos também tecnologia para aplicações downstream de amônia verde e metanol verde, por exemplo. Temos a tecnologia, sabemos como implementar, e temos equipe local. Nosso foco são os grandes projetos de escala industrial, pois, estamos prontos para eles”, afirmou Luiz Mello, head de vendas da thyssenkrupp Uhde, para o Brasil.
“Ouvindo os painelistas, temos certeza de que teremos elétrons verdes para fazer hidrogênio, que se juntará ao metanol, às eólicas... E nossos sistemas de controle da Emerson estarão observando isso, ajudando a tomar as melhores decisões, e a executar operações com eficiência, estabilidade e confiabilidade, nos sistemas e nos equipamentos”, pontuou Mike Train.
Sobre o hidrogênio, o consenso foi de que é hora de se arriscar. É necessário que a legislação seja clara, e que o governo dê incentivo e investimentos. Porque é um setor cujos benefícios se espalham para
outros. E quem está desbravando esse setor vai ter o fardo de aprender, vai ter os custos mais altos. Depois, o resto da indústria virá, com certeza, porque o hidrogênio vai tornar-se um produto totalmente testado e economicamente viável, no Brasil.
Não é fácil, mesmo em tempos de transição, ganhar dos combustíveis fósseis, mas, como mostrou a discussão sobre Descarbonização na cadeia de óleo e gás, as empresas estão engajadas em fazer sua parte, para alcançar as metas globais de redução de emissão de carbono, desde a prospecção até a segunda geração de petroquímicos.
“A SBM tem mais de 60 anos no mercado e, entre outras atividades, aluga e opera Unidades de Produção, Armazenagem e Descarregamento Flutuantes (FPSOs). Temos 15 dessas unidades em operação, em todo o mundo, 6 delas estão aqui, onde somos responsáveis por cerca de 20% da produção nacional de petróleo para nossos clientes. Somos parte da transição energética, e temos à nossa frente uma longa jornada para limpar a matriz energética, e nos tornarmos menos dependentes dos combustíveis fósseis. É consenso que essa dependência ainda é grande, por isso, também trabalhamos para tornar o petróleo mais limpo, porque os movimentos dessa transição não anulam a “velha” fonte, passam a adicionar novas formas para atender à matriz. O que posso ver é que o gás, a energia solar, o hidrogênio e outras fontes, vão tirar uma parte do mercado do petróleo, em algum lugar no futuro, mas não completamente. Outro ponto importante a se levar em consideração é que a indústria de óleo e gás ainda está crescendo, e é ela que viabiliza muitos investimentos em energias mais limpas. Nós, da SBM Offshore, fornecemos soluções para a indústria de energia offshore, tanto em hidrocarbonetos quanto em segmentos renováveis; trabalhamos em energia eólica offshore flutuante, energia das ondas, e em pesquisa e desenvolvimento de produtos para futuros mercados de energia. A questão é: como podemos continuar executando projetos de FPSO, em um mercado que busca uma energia mais limpa? A SBM está trabalhando em um conceito que reduz a pegada de carbono, um programa chamado emissionZero FPSO, criado no início de 2020, que tem como alvo emissões quase nulas. Esse programa foi planejado para ser implantado em 3 fases: a Fase 1, denominada modificação, consiste na inclusão de alternativas de solução de baixo carbono existentes durante a fase de licitação, como um flare fechado, inertização com hidrocarbonetos, equipamentos de produção mais eficientes; a Fase 2, chamada eletrify, se concentra em um FPSO totalmente elétrico, para maximizar a eficiência energética, a viabilidade da integração da tecnologia de captura de carbono, e formas híbridas de geração de energia – por exemplo, importar energia renovável da costa, ou soluções flutuantes de energia renovável; e a Fase 3, chamada nullify, que examinará a pegada de carbono com a planta sendo alimentado por cabos elétricos, vindos da costa, ou geração de energia com combustível livre de carbono. Trabalhamos para reduzir a pegada de carbono em nossas operações e, assim, continuar executando os
projetos necessários, como a melhor opção na produção de petróleo.E, claro, temos metas ESG fortes e ações concretas. ESG pode ajudar no financiamento de projetos, e está se tornando cada vez mais restritivo para esse setor”, disse Rafael Torres, Diretor de desenvolvimento de negócios, e embaixador de sustentabilidade da SBM Offshore.
Mauricio Cassetti, diretor de engenharia da Vibra Energia, resumiu bem a mudança de atitude em relação ao assunto. “Há algum tempo, quem falava em descarbonizar a cadeia de óleo e gás era considerado um desconectado da realidade; hoje, essa descarbonização está acontecendo. Nós, da Vibra, nos comprometemos a ter emissões zeradas de carbono, para os escopos 1 e 2, até 2025; e para o escopo 3, até 2050. Não é uma meta fácil para quem tem milhões de clientes, 80% das grandes companhias brasileiras são de clientes da Vibra. Entre as ações em andamento, está a implantação definitiva da operação de cabotagem com biodiesel pela rota Sul/Nordeste, reduzindo em cerca de 4.300 as viagens de caminhões tanques, por ano, promovendo descarbonização das atividades e otimização de custos;o uso do 1º caminhão tanque abastecedor 100% elétrico e com emissão zero no Aeroporto Internacional Eduardo Gomes, em Manaus/AM, para abastecimento de aeronaves; uso de diesel verde(HVO)para oabastecimento da frota decaminhões abastecedores de aeronaves para as operações no Aeroporto Internacional Tom Jobim/Galeão (RJ), o que impede a emissão de 14 t/a de gases de efeito estufa. Priorizamos o uso do etanol nos veículos leves da empresa, e cerca de 10 mil motoristas de caminhões tanques estão sendo treinados para dirigirem de maneira econômica e, assim, consumindo menos diesel. A Vibra também entrou no mercado de biogás/biometano. Estamos trabalhando em parcerias estratégicas, importantes em nossa jornada de descarbonização”, completou o executivo.
“Na Braskem, não separamos a estratégia do negócio da estratégia de Sustentabilidade, temos um plano de negócio integrado, pautado no desenvolvimento sustentável, pretendemos continuar crescendo de forma seletiva em fóssil, buscando mitigar os impactos negativos e neutralizar novos projetos, como também ampliar o uso de matéria-prima renovável para a produção de plástico e químicos, e desenvolver o crescimento da oferta de produtos circulares, plástico com conteúdo reciclado. O time de descarbonização industrial está focado em implementar e buscar projetos que buscam reduzir as emissões das atuais unidades industriais da Braskem e, para isso, direcionamos a nossa estratégia de mitigação em projetos de Eficiência Energética, compra de energia elétrica renovável, como solar e eólica, e mudança de cultura e treinamentos. Tudo isso, para atingirmos as nossas metas de redução das emissões em 15%, até 2030. Somos pioneiros
e líderes na produção de Bio-polímeros, sob a marca I´m green, esse plástico é feito a partir de cana de açúcar e é capaz de remover gás carbônico da atmosfera, durante o seu processamento. Muitos projetos de inovação estão sendo conduzidos com o intuito de desenvolver tecnologias de captura e utilização do CO2 em novos produtos, essas iniciativas são os pilares para atingimento da nossa meta de neutralidade de carbono, até 2050. Temos muitos desafios, e já estamos trabalhando com muito foco no tema. Queremos e precisamos dessa mudança, para nós e para o planeta”, disse Marina Rossi, gerente de desenvolvimento sustentável da Braskem.
“Cada contribuição, pequena ou grande, é importante para o mundo. E vemos que as pessoas estão fazendo acontecer!” – Mike Train
E, como o futuro dá mostras de que a matriz energética do mundo será composta por diversas fontes de energia, fez muito sentido uma terceira trilha de discussões, sobre a Transição Energética em curso. A Raízen, empresa integrada de energia, fruto da joint-venture entre Shell e Cosan, mostrou como vem incorporando a sustentabilidade no centro das tomadas de decisão. A gestão dos fatores climáticos segue os mesmos princípios dos fatores financeiros, e, para reforçar a importância com que a Raízen trata o assunto, foi criada uma vice-presidência, dedicada para discutir estratégias e a sustentabilidade.
“O Brasil pode contribuir muito com a descarbonização e sua contribuição é relevante na transição energética. A Raízen já incorporou a importância de se alcançar a meta climática global; produz energia (da cana) e, do lixo da energia (bagaço), produz ainda mais energia! Estamos construindo três plantas – de EG2, etanol de segunda geração – e temos outras cinco – de um plano de mais de 20 plantas – aprovadas em processo de engenharia e financiamento. Cada planta de EG2 representa em torno de R$ 1,2 bilhão em Capex. Também produzimos biogás em Guariba/SP – uma das maiores plantas de biogás do mundo, com 21 MW de capacidade instalada – e outra planta deve entrar em operação ainda este ano. Sabemos o tamanho do desafio, e estamos fazendo nossa parte; somos protagonistas da sustentabilidade no Brasil”, resumiu Debora Cardoso, CEO & COO da Raízen Geo Biogás, e membro do board da Abiogás – Associação Brasileira do biogás.
“Qual o nosso papel nessa transição energética? A resposta está conectada ao que fazemos. Os produtos da WEG dão mais eficiência aos processos, o que faz com que se impacte menos o meio ambiente, faz com que se gerem menos emissões. Internamente, começamos nosso inventário de carbono em 2021, então, agora, sabemos melhor as dificuldades, os caminhos.
Nosso Programa WEG de Carbono Neutro define a redução de 52% da redução das emissões de GEE, até 2030; e atingir net-zero (emissões líquidas neutras), até 2050. Estas são as metas globais da WEG para os escopos 1 e 2, com base no ano de 2021, conforme inventário que seguiu a metodologia GHG Protocol (Greenhouse Gas Protocol) e IPCC (Painel Intergovernamental de Mudanças Climáticas). Os produtos e soluções da WEG estão em diversos projetos de energias renováveis, biocombustíveis e de eficiência energética, em muitas empresas –não apenas no Brasil, mas no mundo. É muito importante ver onde precisamos realmente atuar, onde as emissões estão, e como podemos reduzir essas emissões em cada etapa. Temos trabalhado junto com nossos clientes, e é bom ver que nossas soluções mudam as experiências deles”, contou Marcelo Severi, gerente geral da WEG/TGM.
Para Rodrigo Nogueira, CTO da ZEG – empresa que produz energia solar, eólica, hídrica, e a partir de óleo de palma; suco de laranja e resíduos diversos –, “a Transição Energética é complexa, porque não há nada que permita substituir por completo os hidrocarbonetos. A ZEG está fazendo sua parte, e possui muitos projetos que fomentam a economia circular– tendência irreversível – que vão, desde a reciclagem de resíduos, à produção de energia renovável utilizada em indústrias e municípios. Trabalhamos para oferecer soluções ambientalmente vantajosas e comercialmente viáveis, e podemos fazer isso, pois, já nascemos como uma empresa baseada em zero emissão, e desenvolvemos uma tecnologia proprietária, chamada Flash Dissociation System (FDS), que transforma resíduos em gás.A Vibra comprou 50% da divisão Biogás da ZEG – cujos projetos têm a meta de contribuir com a retirada de até 10 milhões de toneladas de CO2 por ano da atmosfera. E acredito que demonizar o CO2 é errado – é preciso medi-lo, para gerenciá-lo melhor. E, com certeza, o mundo é capaz de elaborar um esquema forte para a transição energética, como o que elaborou para eliminar o CFC e salvar a camada de ozônio”, disse o executivo.
Seth Harris, diretor de sustentabilidade da Emerson para as Américas, concordou que a medição é o fundamento de tudo e, nos dados, estão as soluções. “Temos diversas tecnologias disponíveis para medir e ajudar a chegar onde queremos. As tecnologias são a chave para alcançarmos as metas climáticas”.
“Medição e métricas ambientais também têm tudo a ver com a nova forma de analisar riscos de financiamento,
que agora são dados para empresas que comprovam seu discurso ESG e de metas ambientais. Porque os financiadores sabem que o mercado valoriza essas ações, e que as empresas social e ecologicamente responsáveis são as que têm futuro. Entregar as metas ESG é hoje fator determinante na escolha de para quem um banco libera um financiamento”, afirmou Caio de Luca, do Bank of America.
“A palavra colaboração apareceu várias vezes hoje, então, gostaria de agradecer a colaboração de todos que participaram aqui, começando com o nosso time global de sustentabilidade; muito obrigado também pela colaboração dos painelistas. A princípio, uma das lições nessa nova realidade de transformação energética é que não vamos ter um único combustível; a gente vai ter um mix e uma escalabilidade bastante grande de alternativas de energia. Eu gostaria de dizer que a Emerson está junto com todos, nesse caminho de buscar as melhores soluções, estamos juntos além da automação, que é uma coisa que a gente sempre fez, mas esse novo mundo, essa nova realidade, vai exigir muito mais na área de rastreabilidade, por exemplo, porque o hidrogênio vai ter de provar que é verde, e aí entra a rastreabilidade em toda a cadeia, para, lá na frente, você ter um selo que diga que é verde. Isso vai exigir muito software, muita informação, e a gente vai nesse caminho. E ainda novos processos, que vão exigir sistemas de segurança mais bem elaborados e um bom gerenciamento de todas as plantas e infraestruturas que as cercam. Tudo isso vai exigir muito mais software, mais inteligência, e a Emerson está preparando-se para dar esse suporte; já temos várias soluções e ferramentas, para estarmos junto com nossos clientes, nesse caminho da transformação energética”, finalizou o vice-presidente e gerente geral da Emerson Automation Solutions, no Brasil, Cláudio Teixeira
A vazão é a terceira grandeza mais medida nos processos industriais. As aplicações são muitas, indo, desde aplicações simples, como a medição de vazão de água em estações de tratamento e residências, até medição de gases industriais e combustíveis, passando por medições mais complexas, como medições fiscais, por exemplo. A escolha correta de um determinado instrumento para medição de vazão depende de vários fatores. Dentre estes, podem-se destacar:
• exatidão desejada para a medição;
• tipo de fluido: líquido ou gás, limpo ou sujo, número de fases,
• condutividade elétrica, transparência, etc.;
• condições termodinâmicas: por exemplo, níveis de pressão e temperatura nos quais o medidor deve atuar;
• espaço físico disponível;
• custo, etc.
A medição de vazão de fluidos sempre esteve presente, em nosso dia-a-dia. Por exemplo, o hidrômetro de uma residência, o marcador de uma bomba de combustível nos veículos, etc.
Na História, grandes nomes marcaram suas contribuições. Em 1502, Leonardo da Vinci observou que a quantidade de água por unidade de tempo que escoava em um rio era a mesma em qualquer parte, independente da largura, profundidade, inclinação e outros. Mas, o desenvolvimento de dispositivos práticos só foi possível com o surgimento da era industrial, e o trabalho de pesquisadores, como Bernoulli, Pitot e outros.
Vejamos inicialmente alguns conceitos, para entendermos melhor a medição de vazão.
Vazão pode ser definida como sendo a quantidade volumétrica ou mássica de um fluido que escoa através de uma seção de uma tubulação ou canal por unidade de tempo.
Vazão Volumétrica – É definida como sendo a quantidade em volume que escoa através de certa secção, em um intervalo de tempo considerado. As unidades volumétricas mais comuns são: m3/s, m3/h, l/h, l/min, GPM (galões por minuto), Nm3/h (normal metro cúbico por hora), SCFH (normal pécúbico por hora), entre outras.
, onde: V = volume, t = tempo, Q = vazão volumétrica.
Vazão mássica – É definida como sendo a quantidade em massa de um fluido que escoa através de certa secção, em um intervalo de tempo considerado. As unidades de vazão mássica mais utilizadas são:kg/s, kg/h, t/h, lb/h.
, onde: M = massa, t = tempo, QM = vazão mássica
Para medição de vazão, se faz necessário rever alguns conceitos relativos a fluidos, pois, os mesmos influenciam na vazão, de modo geral. A seguir, os principais deles:
Define-se calor específico como o quociente da quantidade infinitesimal de calor fornecido a uma unidade de massa de uma substância, pela variação infinitesimal de temperatura resultante deste aquecimento.
Na prática, temos: A quantidade de calor necessária para mudar a temperatura de 1 grama de uma substância em 1ºC.
É definida como sendo a resistência ao escoamento de um fluido em um duto qualquer. Esta resistência provocará uma perda de carga adicional, que deverá ser considerada na medição de vazão.
Número adimensional, utilizado para determinar se o escoamento se processa em regime laminar ou turbulento. Sua determinação é importante como parâmetro modificador do coeficiente de descarga.
onde:
v – velocidade (m/s)
D – diâmetro do duto (m)
– viscosidade cinemática (m2/s)
Observação:
• Na prática, se Re > 2.320, o fluxo é turbulento; caso contrário. é sempre laminar.
• Nas medições de vazão na indústria, o regime de escoamento é, na maioria dos casos, turbulento, com Re > 5.000.
Em regime de escoamento no interior de um duto, a velocidade não será a mesma em todos os pontos. Será máxima no ponto central do duto, e mínima na parede do duto.
Regime Laminar
É caracterizado por um perfil de velocidade mais acentuado, onde as diferenças de velocidades são maiores:
As equações para o cálculo da vazão podem ser obtidas genericamente para os três tipos de medidores apresentados. Aplica-se a Equação da Conservação da Massa, bem como a Equação da Conservação da Energia, sendo esta última na sua forma simplificada, que é a Equação de Bernoulli. Assim, para o escoamento através de uma redução de área, considerando-o ideal, e tomando uma linha de corrente entre os pontos 1 e 2, conforme a figura 5.
A equação de Bernoulli, aplicada ao escoamento ideal, entre os pontos 1 e 2 da figura, resulta na equação seguinte:
Regime Turbulento
É caracterizado por um perfil de velocidade mais uniforme que o perfil laminar. Suas diferenças de velocidade são menores:
onde o primeiro termo representa a energia cinética; o segundo, a energia de pressão, proveniente do trabalho de escoamento; enquanto o terceiro termo representa a energia potencial. Idênticas parcelas existem do lado direito, para o ponto 2. Esta igualdade significa que a soma das três parcelas é uma constante, ao longo de uma linha de corrente, não havendo perdas por atrito. Para o escoamento na posição horizontal, não há variação de energia potencial, sendo z1 = z2 Usando a equação da conservação da massa entre as seções 1 e 2, para o escoamento incompressível, tem-se que:
Resumidamente, podemos classificar os medidores de vazão, segundo o quadro abaixo:
Sendo A a área da seção transversal e a razão entre os diâmetros do medidor e da tubulação, = D2/D1 (ou d/D,
conforme a notação), pode-se isolar uma das velocidades na equação (1), obtendo-se a equação seguinte:
de direção provocam uma aceleração local do escoamento, alterando a velocidade e, em consequência, a pressão local. A variação de pressão é proporcional ao quadrado da vazão. São medidores já bastante conhecidos, normalizados e de baixo custo. Estima-se que abranjam 50% de utilização na medição de vazão de líquidos.
A vazão pode ser então obtida, multiplicando-se esta velocidade pela respectiva área, equação (4). A vazão, no caso, é uma vazão ideal, pois, foi obtida através da equação de Bernoulli, para o escoamento ideal.
Tomando-se o caso mais extremo, em que o ponto 2 está situado sobre a vena contracta, pode-se definir um coeficiente de contração da veia principal, que é a razão entre a área da vena contracta A2, e a área de passagem do medidor, Am. Assim:
São compostos de um elemento primário e um elemento secundário. O elemento primário está associado à própria tubulação, interferindo com o escoamento e fornecendo o diferencial de pressão. O elemento secundário é o responsável pela leitura deste diferencial, e pode ser um simples manômetro de coluna líquida, em suas diferentes versões, ou até mesmo um transdutor mais complexo, com aquisição e tratamento eletrônico do valor de pressão lido.
A vazão real pode ser obtida multiplicando-se a vazão ideal por um coeficiente de correção Cv. Este coeficiente inclui as correções relativas à perda de energia entre os pontos 1 e 2, entre os quais se obtém o diferencial de pressão. Parte deste diferencial é decorrente da aceleração do escoamento, e parte provém da perda de carga. Esta última age sempre no sentido de aumentar o diferencial, razão pela qual o valor de Cv é sempre inferior à unidade. Assim, tendo em conta estas correções e a área do medidor Am, a equação para a vazão é dada por:
A linha VPT10 de Transmissores de Pressão VIVACE é baseada em sensores capacitivos, onde a pressão aplicada a diafragmas sensores faz com que se tenha uma variação da capacitância entre os mesmos e um diafragma central. Esta variação de capacitância é usada para variar a frequência de um oscilador, que é medida diretamente pela CPU e convertida em Pressão. Não existe conversão A/D, o que contribui na exatidão e eliminação de drifts embutidos nas conversões analógicas/digitais. Os sensores VIVACE são microprocessados, o que garante alta estabilidade da leitura, e tempos de respostas na ordem de 50ms, sendo ideais para medições de vazão.
Os sensores capacitivos são sensores muito confiáveis, com respostas lineares, e praticamente insensíveis a variações de temperatura, sendo indicados em instrumentação e controle de processos, já que possuem excelentes performances, em temperatura e pressão estática.
O coeficiente Cc difere da unidade apenas na placa de orifício, quando as tomadas de pressão não são as de canto (corner taps). No caso deste tipo de tomada, a vena contracta existe, mas a pressão está sendo lida junto à placa, de forma que a área A2 pode ser considerada como a área do orifício Am. Em função da dificuldade de de se determinar todos os coeficientes da equação (6), prefere-se ignorar o próprio Cc, e introduzir os coeficientes C e K, de modo que esta equação assuma as seguintes formas:
O princípio de funcionamento baseia-se no uso de uma mudança de área de escoamento, através de uma redução de diâmetro ou de um obstáculo, ou ainda, através de uma mudança na direção do escoamento. Estas mudanças de área ou
A célula capacitiva é um sensor de pressão, constituído por dois capacitores de capacitâncias variáveis, conforme a pressão diferencial aplicada. É uma peça simétrica, com um diafragma central, que é flexionado em função da diferença de pressões aplicadas nos lados direito e esquerdo. As pressões são aplicadas nos diafragmas isoladores (que têm contato direto com o fluido de processo), que devem ser de material
adequado para evitar corrosão.
As pressões são transmitidas ao diafragma central por meio do óleo de enchimento, e a diferença entre elas provoca sua deflexão. Os capacitores que constituem a célula capacitiva fazem parte de um circuito oscilador, que tem sua frequência dependente da pressão diferencial aplicada. Esta frequência será inversamente proporcional à pressão aplicada, e será medida pela CPU do sensor de pressão, com alta resolução, exatidão e velocidade de processamento.
usuário, com interfaces amigáveis. Além disso, possuem características de autodiagnósticos, que facilitam a identificação de problemas. Com o advento das redes fieldbuses, pode-se agora extrair ao máximo os benefícios da tecnologia digital. Estes transmissores possuem melhor exatidão, uma estabilidade eletrônica superior aos modelos analógicos, além de facilitarem ajustes e calibrações. A tecnologia digital também permite que poderosos algoritmos possam ser implementados a favor da melhoria de performance e exatidão da medição e a monitoração online da vida do equipamento.
Especificações incompletas, ou mesmo com dados inconsistentes, são bastante comuns na documentação para compra de transmissores de pressão. À primeira vista, parecem itens simples de projeto, porém, são muitos os detalhes que, se não corretamente especificados, poderão gerar um prejuízo, na hora da montagem, ou mesmo durante a operação, podendo este ser maior que os valores dos equipamentos envolvidos.
• A linha VPT10 tem 2 Classes de exatidão:
- Modelo Standard: Exatidão de 0.075%
- Modelo Alta Performance: Exatidão de 0.05%
• Ideal para aplicações em medição de vazão
• Minimiza o Erro Total Provável e consequentemente a variabilidade do processo
• Por sua resposta linear, permite alta rangeabilidade com exatidão
• Rangeabilidade de 200:1
• Compensação Onboard de pressão e temperatura
• Tempo de resposta de 50 ms (um dos transmissores digitais mais rápidos do mercado)
• Garantia de estabilidade de ± 0.2% do URL por 15 anos (modelo alta performance)
• Supressor de transiente e anti-surge embutido
• Totalização com persistência
• Alimentação sem polaridade (12 a 50 Vcc) – previne erros de conexão e curto-circuito
• Display multifuncional, 5 dígitos com bargraph,
• CPU de 16 bits, garantindo alta performance, low power
• Sem polaridade na alimentação
• Ajuste local via sensor HALL
• Árvore de ajuste local simplificada
• Jumper de proteção de escrita
• Possibilidade de atualização de firmware via memória FRAM
• Limite de pressão de ruptura de 10000 psi,
• Diagnósticos avançados: indicação de sensor em curto e aberto, falha do sensor em qualquer câmara, sensor desconectado, sobrepressão além do limite de aquisição, indicação de alguns diagnósticos no display, máxima e mínima temperatura, desvio de zero, etc.
Os transmissores de pressão microprocessados possuem a grande vantagem de permitirem uma melhor interação com o
Este tópico procura esclarecer algumas questões fundamentais no processo de especificação de transmissores de pressão. Vale lembrar que é importante ter os seguintes conhecimentos:
• princípios físicos da medição de pressão;
• tipos de pressão que podem ser medidas;
• sensores e seu funcionamento;
• instrumentação industrial;
• instalação e cuidados na operação e manutenção;
• principais aplicações.
O que se pretende medir?
• Pressão manométrica;
• Pressão absoluta;
• Pressão diferencial;
• Outras grandezas inferidas a partir de medições de pressão (vazão, nível, volume, força, densidade, etc.).
Vale ressaltar que as medições de pressões abaixo da atmosférica não necessariamente requerem transmissores de pressão absoluta. Os transmissores de pressão absoluta são recomendados apenas quando se quer evitar as influências das variações da pressão atmosférica. Essa influência só será crítica quando se medem pressões muito próximas (acima ou abaixo) da pressão atmosférica. Nos demais casos, podem-se usar, sem problemas, transmissores de pressão manométrica.
Para que medir pressão?
Em geral mede-se pressão para:
• Controle ou monitoração de processos;
• Proteção (segurança);
• Controle de qualidade;
• Transações comerciais de fluidos (transferências de custódia, medição fiscal);
• Estudos e pesquisas;
• Balanços de massa e energia.
Esses objetivos devem ser considerados na escolha dos equipamentos. Quesitos mais rigorosos de desempenho, tais como: exatidão, limites de sobre pressão e pressão estática, estabilidade e outros podem encarecer desnecessariamente o projeto.
Todos os fabricantes em geral oferecem ao mercado mais de uma versão de transmissores, com características técnicas distintas, e obviamente com preços também distintos.
Qual é o fluído do processo?
O fornecedor deverá ser informado das características do fluído. Em geral, o fabricante poderá recomendar materiais ou conexões especiais. Vale lembrar que a decisão final será sempre do usuário ou da empresa de engenharia envolvida. Alguns dados do fluído de processo são fundamentais na escolha do transmissor:
• Estado (líquido, gás, vapor). Define a posição da válvula de dreno/vent;
• Pressão máxima do processo. Importante para a avaliação dos limites de sobre pressão e pressão estática do transmissor;
• Temperatura máxima do processo. Poderá ser determinante para o uso de selos remotos ou apenas manter uma distância mínima na linha de impulso (tubing).
Opcionais?
Alguns opcionais podem ser incluídos no fornecimento dos transmissores:
• Indicador local. Esse item não tem um custo muito alto, e é muito útil, pois, não só permite a leitura da variável em unidades de engenharia (kgf/cm2, bar, mmH2O, Pa, psi, etc.), como também facilita a configuração do transmissor quando não se dispõe de um configurador. No caso da Vivace, todos os equipamentos sempre são fornecidos com LCD.
• Manifold. A compra casada (transmissor + manifold) traz vantagens comerciais, e evita qualquer incompatibilidade técnica na montagem.
• Suporte para tubo de 2”. Esse item é quase obrigatório. Alguns suportes permitem também a montagem em superfícies planas. Recomenda-se especificar o suporte com pelo menos os parafusos e porcas em aço inox, garantindo-se uma melhor resistência às atmosferas corrosivas.
• Prensa-cabos. Esse item pode ser encomendado junto com o transmissor. Recomenda-se, porém, incluí-lo na compra do material de montagem, garantindo a compatibilidade com a bitola do cabo a ser utilizado.
Os protocolos de comunicação mais comuns são:
• 4-20 mA + HART
• Profibus-PA
Alguns fabricantes oferecem ao mercado, transmissores que com a simples substituição da placa de circuito eletrônico ou apenas do firmware, o transmissor muda sua versão
de protocolo. Podendo ser usado em sistemas distintos. Os fabricantes também disponibilizam em seus sites o dos os arquivos (DDs e DTMs) de seus transmissores, garantindo a comunicação e interoperabilidade com os diversos sistemas de controle do mercado.
Ferramentas especiais?
Para os transmissores com protocolo HART e Profibus PA, existem no mercado configuradores baseados em EDDL e DTM. A Vivace Process Instruments possui uma ampla linha de interfaces de hardware e software com protocolos HART e Profibus-PA, de baixo custo, fornecidas com tablet robusto IP68, facilitando as etapas de comissionamento, startup, operação e manutenção. São interfaces para ambiente Windows e Android, que trabalham com ferramentas que suportam EDDL e FDT/DTM, e com conectividade USB, Android e Bluetooth. Veja em: https://www.vivaceinstruments.com.br/ pt/produtos/interfaces
Pré – configurações?
Nos transmissores convencionais (4-20mA + HART), é possível solicitar ao fabricante, em geral, sem custos adicionais, algumas pré-configurações:
• Extração de raiz quadrada;
• Faixa calibrada;
• Indicação no display em unidades de engenharia (pressão);
• Indicação no display em unidades especiais, por exemplo: m3/h , l/h, m3. Nesse caso, deve-se informar previamente a unidade e a escala.
É comum o usuário solicitar ao fabricante, certificados de calibração emitidos por laboratório rastreado pela RBC. Os fabricantes sempre fornecem certificados padronizados, que são gerados e emitidos durante a fase de fabricação dos instrumentos. Outros certificados de calibração, quando emitidos por laboratório de metrologia rastreado pela RBC, podem demandar em maior custo e prazo de entrega e, em geral, resultam em custos adicionais.
Outra certificação importante deve ser observada quando se usam transmissores em área classificadas. Os projetos de instrumentação para esses casos adotam normas atendendo: prova de explosão, segurança aumentada ou segurança intrínseca.
Os certificados são distintos, e é responsabilidade do usuário sua correta utilização.
Em aplicações com fluídos agressivos, temperatura ou viscosidade alta, sólidos em suspensão, recomenda-se o uso de transmissores com selos remotos ou integrais (os transmissores com selos integrais são chamados de transmissores de nível).
Deve-se, sempre que possível, evitar o uso de selos, pois, estes degradam a exatidão da medição, aumentam o tempo de
resposta do transmissor, e sofrem grande influência da temperatura ambiente. A calibração de transmissores com selos remotos requer cuidados especiais, pois, não só a posição do transmissor, mas a densidade do fluido de enchimento, são fatores a serem considerados.
Os selos com conexões flangeadas deverão ser compatíveis com os flanges de processo, e respeitar as classes de pressão estabelecidas nas tabelas de pressão e temperatura das respectivas normas.
Faixa de pressão / rangeabilidade (ou turndonwn)?
Os fabricantes adotam uma terminologia padronizada que precisa ser conhecida:
• URL. Limite superior para a faixa de calibração;
• LRL. Limite inferior para a faixa de calibração (em geral LRL = - URL);
• URV. Valor superior da faixa calibrada (deverá ser menor ou igual à URL);
• LRV. Valor inferior da faixa calibrada (deverá ser maior ou igual à LRL);
• SPAN URV – LRV (deverá ser maior que o SPAN mínimo do instrumento);
A relação URL / SPAN mínimo define a rangeabilidade do instrumento.
Os catálogos dos fabricantes em geral mostram os valores de URL, LRL, e SPAN mínimo para as diversas faixas dos transmissores. Pode-se observar que o SPAN mínimo de uma determinada faixa será sempre maior que o URL da faixa imediatamente inferior.
Para os transmissores, é possível também o uso de funcionalidades adicionais, por exemplo:
O transmissor de pressão diferencial, quando usado em medições de vazão, pode ser configurado para indicação local da vazão totalizada, além da instantânea. No caso da Vivace, o VPT10 possui totalização com persistência, ou seja, durante uma queda de energia, ele mantém o último valor. Ao retomar a energia, ele inicia a totalização do valor salvo.
A performance estática ou exatidão (muitas vezes confundida com precisão, onde exatidão está associada à proximidade do valor verdadeiro e precisão à dispersão dos valores resultantes de uma série de medidas) de um transmissor de pressão depende de quão bem calibrado é o transmissor, e quanto tempo ele pode manter sua calibração.
A calibração de um transmissor de pressão envolve o ajuste de zero e span. A exatidão normalmente inclui efeitos de não-lineraridade, histerese e repetibilidade.
Normalmente, a exatidão é dada em % do span calibrado.
Hoje, nos processos e controles industriais, somos testemunhas dos avanços tecnológicos, com o advento dos microprocessadores e componentes eletrônicos, da tecnologia Fieldbus, o uso da Internet e a revolução da Indústria 4.0,
etc., tudo facilitando as operações, garantindo otimização e performance dos processos e segurança operacional. Este avanço permite hoje que transmissores de pressão, assim como os de outras variáveis, possam ser projetados para garantir alto desempenho em medições, que até então utilizavam somente a tecnologia analógica. Os transmissores usados até então (analógicos) eram projetados com componentes discretos, suscetíveis a drifits, devido à temperatura, condições ambientais e de processo, com ajustes constantes, através de potenciômetros e chaves. Com o advento da tecnologia digital, a simplicidade de uso também foi algo que se ganhou.
Os transmissores de pressão são amplamente utilizados nos processos e aplicações, com inúmeras funcionalidades e recursos. Como podemos ver na figura 1, a grande maioria dos processos industriais envolvem medições de vazão.
O mercado mundial de automação de processos e instrumentação é próximo a US$ 70 bi anuais, onde o Brasil representa em torno de US$ 2 bi.
Deste mercado mundial, 25% são instrumentos, e onde próximo de US$ 3,77 bi são transmissores de pressão,ou seja, representam 21.5% do mercado de instrumentos. Comparando nos mesmos moldes, no Brasil, estamos falando de um mercado anual de mais de US$ 105 milhões, ou mais de 100 mil unidades ano.
A Vivace está finalizando vários desenvolvimentos e inovações na medição de pressão e, em breve, os disponibilizará ao mercado.
Para mais detalhes, consulte: https://www.vivaceinstruments.com.br/pt/produtos/pressao
O VDL10 é um transmissor multivariável, com selo eletrônico, desenvolvido para medições de pressão diferencial, de nível, vazão e densidade. Possui dois sensores capacitivos inteligentes e microprocessados, conectados por um selo eletrônico que possibilita operação segura, e excelente desempenho em campo, com compensações de pressão e temperatura integradas, proporcionando alto desempenho e estabilidade das medições.
8. Conclusão
Este artigo nos mostrou um pouco da história da medição
de vazão, sua importância na automação e controle de processos, peculiaridades e características, aliados aos avanços tecnológicos nos transmissores de vazão. Vimos também um pouco sobre o mercado e sua tendência de crescimento, e os cuidados referentes às instalações, às especificações e terminologias adotadas para transmissores.
O conteúdo deste artigo foi elaborado cuidadosamente. Entretanto, erros não podem ser excluídos e, assim, nenhuma responsabilidade poderá ser atribuída ao autor.
Sugestões de melhorias podem ser enviadas ao e-mail cesar.cassiolato@vivaceinstruments.com.br.
9. Sobre o autor
César Cassiolato é Presidente e Diretor de Qualidade da Vivace Process Instruments. É também Conselheiro Administrativo da Associação PROFIBUS Brasil América Latina, desde 2011, onde foi Presidente, de 2006 a 2010, Diretor Técnico do Centro de Competência e Treinamento em PROFIBUS, Diretor do FDT Group no Brasil, e Engenheiro Certificado na Tecnologia PROFIBUS e Instalações PROFIBUS pela Universidade de Manchester.
10. Referências
Controle&Instrumentação Edição 138, Medição de Vazão, 2008, César Cassiolato e Evaristo O. Alves.
Controle&Instrumentação Edição 93, Transmissores de Pressão, 2004, César Cassiolato.
Controle&Instrumentação Edição 106, O Brasil quebrando as barreiras tecnológicas com a inovação –Transmissores de Pressão, 2005, César Cassiolato.
Intech Edição 74, Transmissores de Pressão: sensores, tendências, mercado e aplicações, César Cassiolato, 2005
Especificando Transmissores de Pressão, César Cassiolato e Francisco Julião, 2006.
Controle&Instrumentação Edição 113, Alguns importantes conceitos em transmissores de Pressão,2006, César Cassiolato.
Intech Edição 93, Medição de Pressão-Tutorial, 2007
Controle&Instrumentação Edição 135, Medição de Pressão: tudo o que você precisa saber, 2008, César Cassiolato.
Manuais de Operação e Treinamento dos transmissores de pressão VIVACE: VPT10, VPT11 e VDL10
Apresentações Transmissores de Pressão, César Cassiolato https://www.vivaceinstruments.com.br/
Num campo de petróleo ou de gás não associado (ou concessão de produção da ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) –, o fluido que sai de um poço (fluido extraído do reservatório de petróleo) é uma mistura multifásica (composta simultaneamente de óleo, gás natural, água e eventualmente areia, além de contaminantes) e, desta forma, deve ser tratada e condicionada numa planta de processamento primário, seja em instalações marítimas (offshore), ou em terrestres (onshore).
As saídas da planta de processamento primário são basicamente três: petróleo estabilizado (em tese, com pouco gás dissolvido e com teor de água menor que 1%), gás natural rico e com relativa baixa umidade, e a água produzida, que geralmente é descartada na natureza.
Há ainda as saídas complementares como as de gas-lift (injeção de gás no fundo do poço, para facilitar o escoamento), e as de injeção de gás e água diretamente nos reservatórios.
Por meio da medição da vazão dos fluidos, é possível realizar o balanço de massa e otimizar a movimentação dos mesmos.
A medição das vazões dos fluidos produzidos numa instalação de produção (por ex.: num FPSO – Floating Production Storage and Offloading, espécie de navio plataforma de petróleo, ou mesmo numa instalação terrestre) é realizada em vários pontos, ao longo do processo.
A ANP define, em seu RTM – Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural [1], os tipos de medição de vazão, a saber (de forma resumida):
– Medição Fiscal – materializa os volumes para o cômputo das Participações Governamentais (Royalties, etc.);
– Medição de Apropriação – materializa os volumes de produção a serem apropriados a cada poço ou a cada campo (em casos de compartilhamento da produção por mais de um campo);
– Medição para Controle Operacional (ou Medição Operacional) – materializa os volumes de fluidos para controle de processo, tanto de produção quanto de movi-
mentação e estocagem de petróleo e gás natural;
– Medição de Transferência de Custódia – materializa os volumes para transferência legal e/ou comercial dos fluidos hidrocarbonetos.
O RTM também define os “pontos de medição” na planta de processamento, a saber:
– Medição Fiscal do petróleo produzido;
– Medição Fiscal do Gás Natural produzido:
– Medição do gás utilizado como combustível na própria unidade de produção, formado por medidores do gás total (nesse caso, é considerado como Medição Fiscal geralmente) e do gás individual por consumidores (nesse caso, é considerado como Medição para Controle Operacional);
– Medição do gás utilizado como gas-lift, formado por medidores do gás total (nesse caso, é considerado como Medição para Controle Operacional) e do gás por poço (nesse último caso, é considerado como Medição de Apropriação);
– Medição do gás utilizado como injeção nos reservatórios (formações em subsuperfície), formado por medidores do gás total e do gás por poço, todos pontos considerados como Medição para Controle Operacional geralmente;
– Medição do gás queimado em tochas (flare), ou ventilado para a atmosfera, geralmente considerado como Medição Fiscal;
– Medição de Apropriação do petróleo oriundo de cada poço, realizada por medidores instalados em separadores ou tanques de testes, ou ainda por meio de medidores de vazão multifásica, sempre considerados como Medição de Apropriação;
– Medição de Apropriação do gás natural oriundo de cada poço, realizada por medidores instalados em separadores ou tanques de testes, ou ainda por meio de medidores de vazão multifásica, sempre considerados como Medição de Apropriação;
– Medição da água produzida, captada, injetada nos reservatórios, descartada, sempre considerada como Medição para Controle Operacional;
– Medição de Transferência de Custódia do petróleo produzido, ou condensado num campo de gás, realizada
por medidores nas saídas do processo (ex.: nos pontos de offloading em FPSOs). Nestes casos, os requisitos técnicos são os mesmos para os da Medição Fiscal.
Para os casos de Medição Fiscal, de Apropriação e de Transferência de Custódia, é obrigatório que haja Portarias de Aprovação de Modelo do INMETRO, para cada um dos seguintes itens:
– Medidores de vazão (petróleo e gás natural);
– Computadores de vazão (petróleo e gás natural); e
– Sistemas de medição de petróleo, sendo todos regulados por meio de seus respectivos RTM – Regulamento Técnico Metrológico do INMETRO.
Para os sistemas de medição de gás natural, ainda não há RTM específico. Elementos primários do tipo Placa de Orifício (gás natural) dispensam a Aprovação de Modelo, assim como medidores de gás queimado em tochas (flare) e ventilados para a atmosfera, além dos medidores multifásicos.
O RTM atual ainda descreve os requisitos de amostragem dos fluidos, a periodicidade desta e das calibrações dos medidores de vazão e instrumentos auxiliares, bem como a emissão de relatórios diversos, entre outros requisitos. A Figura 1 apresenta os componentes básicos de um sistema de medição de óleo típico.
óleo): Medição Fiscal, de Apropriação e de Transferência de Custódia de Petróleo
Medição Fiscal, de Apropriação e de Transferência de Custódia de Gás Natural
Medição de Controle Operacional de Petróleo, Gás Natural e Água
Medição de gás queimado em tochas e ventilado para atmosfera
Turbinas helicoidais, Ultrassônicos, Coriolis, Deslocamento Positivo
Placas de Orifício, Ultrassônicos, Coriolis
Turbinas helicoidais, Ultrassônicos, Coriolis, Placas de Orifício, Cones, Deslocamento Positivo, Magnéticos
Ultrassônicos, Termais
O uso de computadores de vazão eletrônicos (Figura 2) é obrigatório e eles são normalmente instalados em painéis nas salas de controle. Por meio de estações IHM (Interface Homemmáquina), são realizadas as operações de carregamento e extração de dados daqueles, bem como a geração de relatórios.
Figura 3 – Tecnologias na medição de vazão de óleo Importante frisar que, nas Portarias de Aprovação de Modelo do INMETRO, constam as condições operacionais em que os medidores de vazão devam operar, como, por exemplo: diâmetros, vazões mínimas e máximas, viscosidades, pressões e temperaturas permitidas, bem como as Classes de Exatidão requeridas (Erros Máximos Admissíveis), entre outros aspectos.
Também são obrigatórios os procedimentos de Verificações Iniciais (antes de sua comercialização) e Verificações Subsequentes (nas unidades de produção).
As tecnologias são empregadas de acordo com os fluidos medidos, por exemplo, para um petróleo pesado (grau API < 20), pode ser mais adequado um medidor de vazão do tipo deslocamento positivo.
As tecnologias de medidores de vazão atualmente empregadas são as seguintes (ver Figura 3 para o caso de
Os sistemas de medição de óleo são formados por skids (ou EMEDs – Estações de Medição), compostos cada um de 3 (três) tramos de medição (cada tramo a 50% da vazão máxima total, de forma a dispor de um tramo reserva, e permitir baixas vazões na fase inicial de produção, ou rump-up). No caso dos sistemas de medição de gás natural, não há padrão, sendo que, nos casos de medidores lineares (turbina, ultrassônico, etc.), devem seguir o mesmo padrão dos sistemas de óleo. No caso de placas de orifício, cada projeto segue um arranjo de um ou mais tramos.
A ANP exige que, nos sistemas de medição de petróleo, seus componentes sejam calibrados na própria instalação de produção. Assim, para permitir a calibração in loco, são utilizados provadores compactos, por exemplo. Nesses arranjos, é recomendado o uso de válvulas do tipo Duplo Bloqueio e Dreno (DBB – Double Block and Bleed) nos tramos de medição, de forma a possibilitar o direcionamento de 100% do fluido de cada medidor de vazão para o dispositivo calibrador (ver Figura 4).
Os sistemas de medição de Transferência de Custódia têm os mesmos requisitos da Medição Fiscal.
No caso no petróleo transferido, por ex.: num FPSO, é instalado um sistema de medição no sistema de offloading, geralmente composto por medidores de vazão do tipo ultrassônico, dada a sua alta rangeabilidade. O sistema de offloading descarrega todo o petróleo estocado no FPSO para um outro navio “aliviador” (offloading tanker), conforme Figura 6.
EMED
de medição de vazão de óleo (OBS: Na Figura acima o Medidor Móvel de Referência é para permitir a Verificação Subsequente pelo INMETRO)
Garantia de escoamento (flow assurance)
Fluidos especiais são injetados nas linhas de produção (a partir dos poços) e de transferência, de forma a permitir a denominada “garantia de escoamento”, de forma a evitar a formação de hidratos nas linhas de gás, incrustações nas linhas de óleo (Figura 5), etc. Por meio da medição das vazões individuais desses fluidos, é possível otimizar as operações, até mesmo pelo aspecto econômico (custo dos fluidos em função do seu consumo). Normalmente, são aplicados medidores de vazão do tipo deslocamento positivo (em função do fluxo pulsante) e Coriolis.
tipo de sistema de medição instalado, dependendo do contrato comercial de venda ou transferência, a medição de Transferência de Custódia é realizada no navio aliviador, via a medição dos volumes de seus tanques de carregamento (cargo tanks).
A ANP é responsável pela aprovação dos pontos de medição e vazão. A unidade de produção só inicia sua operação após a autorização formal da ANP, via inspeções presenciais e laudos.
Na fase de projeto, a ANP aprova o projeto básico dos sistemas de medição. Na fase de pré-operação são enviados diversos documentos de projeto, podendo haver inspeções prévias presenciais nas instalações, ainda nos estaleiros.
Durante a fase de operação, a ANP realiza inspeções periódicas nas instalações, podendo lavrar não conformidades, que, às vezes, dependendo da gravidade, implicam em penalizações variadas, desde multas até a interdição da unidade.
Há a possibilidade de Recálculos da produção passada, em função de não conformidades detectadas nos procedimentos de calibração, por exemplo.
Por meio de Portarias específicas da ANP, as operadoras de produção devem enviar, caso necessário, notificações de falha em sistemas de medição (NFSM), atualizar diretamente nos computadores de vazão os dados de análises físico-químicas dos fluidos produzidos, enviar dados diários de produção (do tipo XML), entre outras obrigações.
A ANP já realizou o processo de revisão do RTM do ano de 2013 (que, por sua vez, já foi uma revisão do RTM do ano de 2000), embora ainda não o tenha emitido oficialmente [2].
Na revisão do RTM, há novos requisitos para casos especiais, como em altas vazões de gás natural (sistemas com vazões de óleo total acima de 5 000 m3/d, e de gás acima de 1 000 000 m3/d), por exemplo: a instalação de cromatógrafos em linha, uso de medidores lineares em sistemas de medição de gás natural (placas de orifício não serão aceitáveis), entre outros requisitos. Entende-se que a preocupação da ANP seja melhorar a exatidão das medições.
Por outro lado, a calibração de medidores lineares de gás natural ainda é incipiente no Brasil, com dois laboratórios sendo projetados no momento, com incerto início de operação e acreditação pelo INMETRO.
A maior parte dos novos projetos de FPSOs possuem sistemas de tocha (flare) do tipo “fechado”, o que impacta diretamente na melhoria da qualidade do ar.
No caso dos campos do Pré-Sal, como o gás produzido possui um alto teor de CO2, as plantas de processo possuem recursos de remoção parcial desse contaminante, que é injetado junto com parte do gás natural nos reservatórios.
Além do aspecto ESG, a reinjeção do gás rico em CO2
faz parte da estratégia de recuperação avançada de petróleo no Pré-Sal, uma vez que reduz a viscosidade dos fluidos na condição de reservatório, aumentando assim, a produção dos poços e o fator de recuperação dos reservatórios produtores. Existe ainda uma impossibilidade técnica-econômica de recuperar 100% do gás natural presente nas correntes de gás do Pré-Sal. Por isso, o gás reinjetado contém cerca de 20% de metano.
Esforços na melhoria na medição do gás queimado em tochas (flare) têm sido feitos, como por exemplo, na emissão da norma ABNT NBR 16777 (2019) “Medidores de vazão de gás de tocha (flare) e de gás ventilado para a atmosfera”, onde é recomendado que os dados de diagnóstico interno dos medidores sejam usados no controle de sua “saúde” e, desta forma, possam melhorar seu desempenho e exatidão. Oportuno lembrar que o uso de dados de diagnóstico já é plenamente utilizado nas medições de transferência de custódia de gás natural em nível mundial (presente na norma AGA-9).
Referências:
[1] Resolução Conjunta ANP/INMETRO Nº 1 de 10/06/2013
– Aprova o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM)
[2] Minuta da revisão do RTM – https://www.gov.br/anp/pt-br/ assuntos/consultas-e-audiencias-publicas/consulta-audiencia-publica/arquivos-consultas-e-audiencias-publicas-2022/ cp-01-2022/minuta-resolucao-cp-1-2022.pdf
Considere o cenário hipotético, onde um caminhão tanque é carregado com 30.000 L de combustível em uma refinaria, durante a tarde, quando a temperatura ambiente estava em torno dos 35°C, e o veículo então se desloca e chega ao local de descarregamento por volta da meia noite, com temperatura ambiente de 21°C, onde é completamente esvaziado, após descarregar 29.800 L de combustível.
À primeira vista, pode-se suspeitar que houve algum problema, como vazamento, ou até mesmo fraude. No entanto, antes de qualquer conclusão, é preciso levar em consideração a relação física existente entre temperatura, densidade e volume do combustível, conforme a representação simplificada, mostrada na tabela a seguir:
TemperaturaDensidadeVolume
Na última linha da tabela, observa-se que o decréscimo da temperatura do combustível causa uma elevação de sua densidade (inversamente proporcional), resultando numa diminuição do volume (diretamente proporcional). A grande questão é confirmar que o decréscimo de volume é apenas consequência da mudança de temperatura, para tanto, faz-se necessário o uso de algoritmos normatizados de correção de densidade e volume, que atualmente são implementados em rotinas computacionais, usadas para correção dos volumes, considerando as variações de temperatura. Tais algoritmos podem ser específicos para cada tipo de combustível, pois, cada tipo de fluido apresenta um comportamento diferente na sua relação temperatura vs. densidade vs. volume.
Algoritmos de correção de densidade e
volume são uma parte essencial dos sistemas de medição de combustível modernos, e auxiliam na garantia de uma medição mais exata e segura. De modo geral, estas implementações matemáticas seguem três etapas:
Existem dispositivos para medição e controle de processos especialistas neste tipo de processamento, tal como o computador de vazão, equipamento de alta complexidade técnica, capaz de computar e corrigir volumes de diferentes tipos de fluidos, sob diversas condições operacionais.
No cenário do início deste texto, se um computador de vazão tivesse sido utilizado para efetuar o carregamento do caminhão, ter-se-ia, adicionalmente ao registro do volume medido, um volume corrigido numa dada condição de referência de temperatura, que no Brasil é convencionalmente 20°C.
Com isso, ao descarregar o caminhão, também utilizando um computador de vazão, obter-se-ia da mesma maneira o volume medido e o volume corrigido.
Nesta condição, a comparação entre os volumes carregados e descarregados seria feita com base nos volumes corrigidos, onde se espera que a diferença entre eles seja mínima. É importante enfatizar que todo o processamento de informações é realizado em tempo real pelo computador de vazão, sem que haja a necessidade de qualquer tipo de atuação do usuário, o que torna o processo mais produtivo, seguro e rastreável.
Venha se reunir com os principais stakeholders e especialistas para discutir sobre as tendências, desafios e soluções para o desenvolvimento do setor.
Hotel Fairmont / Rio de Janeiro - RJ
O primeiro uso em pista do CAP Pro, novo asfalto desenvolvido pela Petrobras, ocorreu, na última semana de março, na rodovia BR 365, próximo à cidade de Ituiutaba/MG.
O CAP Pro possibilita a redução de até 35% do consumo de energia, na etapa de usinagem da massa asfáltica (em relação ao processo convencional). Estudos também apontam emissões estimadas de gases de efeito estufa até 65% menores. Além disso, o novo asfalto permite um maior uso de material reciclado no concreto asfáltico (RAP – Reclaimed Asphalt Pavement).
O concreto asfáltico (ou revestimento asfáltico) é uma mistura de, aproximadamente, 5% de cimento asfáltico de petróleo (CAP), e 95% de agregados minerais (brita). A preparação do material é chamada de usinagem, quando ocorre a mistura a quente dos seus componentes para posterior transporte e aplicação em pista. Nas etapas de usinagem e aplicação em pista, o concreto asfáltico com CAP Pro pode ser preparado em temperaturas até 40°C menores do que as usuais, gerando economia de energia. Com menores temperaturas de aplicação, menores são também as emissões de gases do efeito estufa e demais vapores, refletindo em ganhos ao meio ambiente e em condições de trabalho.
O CAP Pro foi desenvolvido e testado no Cenpes – Centro de Pesquisas, Desenvolvimento e Inovação Leopoldo Américo Miguez de Mello da Petrobras, no Rio de Janeiro, com excelentes resultados. O produto foi desenvolvido com o uso de aditivos, garantindo desempenho similar ou superior ao da massa asfáltica produzida pela rota convencional.
Para os primeiros usos em pista, em escala maior e em condições reais de aplicação, a Petrobras conta com a parceria de concessionárias. Essa primeira fase de operacionalização deve estenderse, ao longo do mês de abril, em outras rodovias.
Além dos ganhos ambientais e nas condições de trabalho, o CAP Pro agrega valor e melhorias operacionais, associadas à usinagem e aplicação, gerando benefícios para os agentes
da cadeia (construtoras, usinas de asfaltos, concessionárias e órgãos gestores de rodovias).
Outra característica do CAP Pro é permitir a pavimentação em dias mais frios, sem modificações em processos ou equipamentos dos empreiteiros, possibilitando a pavimentação de maiores distâncias com a mesma massa asfáltica. Para o usuário final da rodovia, também há uma vantagem relacionada à liberação da pista após a aplicação, que tende a ser mais rápida.
Após o período de uso pelas concessionárias parceiras, o asfalto será oferecido ao mercado no segundo semestre deste ano. De acordo com o gerente executivo de Comercialização no Mercado Interno, Sandro Barreto, o CAP Pro é mais uma sinalização da Petrobras à sociedade: “Estamos dando mais um passo para atender às demandas por produtos mais sustentáveis, inserindo no mercado um asfalto com muitos benefícios em relação ao convencional”.
Para Viviana Coelho, gerente executiva de Mudança Climática da Petrobras, a companhia tem como um dos seus objetivos contribuir para a transição energética: “Com investimentos em tecnologia, temos buscado soluções para produtos cada vez mais sustentáveis. O CAP Pro é um exemplo concreto de um produto com menor emissão de gases de efeito estufa, menor emanação de vapores, mais segurança na aplicação, e ganhos de eficiência no processo de pavimentação, para toda a sociedade”.
Inicialmente, o novo asfalto deve ser produzido, para os primeiros lotes de comercialização, na Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos/SP.
Petrobras desenvolve asfalto que mitiga emissões de gases de efeito estufa@Petrobras/Marcelo Thumé
A Acelen deve investir mais de R$ 12 bilhões, nos próximos 10 anos, na produção de combustíveis renováveis. Ao longo do projeto, a expectativa é produzir 1 bilhão de litros por ano, movimentar R$ 85 bilhões na economia, contribuir para geração de 90.000 postos de trabalho, diretos e indiretos, e reduzir em até 80% as emissões de CO2, com a substituição do combustível fóssil, o que tornará a empresa uma das maiores produtoras de combustíveis renováveis do mundo. O plano de investimentos com memorando de entendimentos foi assinado entre a empresa e o governo da Bahia, em Abu Dhabi.
A empresa se tornará um dos líderes mundiais neste segmento, a partir de culturas agrícolas de alta energia, desde o plantio das sementes até a produção dos combustíveis renováveis. A principal aposta será em diesel renovável e querosene de aviação sustentável, produzidos por meio do hidrotratamento de óleos vegetais e gordura animal. A previsão é de que a empresa inicie a produção no primeiro trimestre de 2026.
“O caminho da transição energética da Acelen começou já no início de suas operações, com a modernização da Refinaria de Mataripe, e redução do seu impacto ambiental. Agora, estamos dando um passo estratégico na nossa missão de protagonismo na transição energética de maneira sólida, com um projeto único e transformador, renovando o compromisso da empresa com um futuro mais sustentável”, destacou o CEO da Acelen, Luiz de Mendonça.
Na primeira fase do projeto, em sinergia com o potencial agrícola do Brasil, será usado o óleo de soja e matérias-primas complementares, que possuem o maior volume disponível e competitividade no país. Na segunda etapa, será usado óleo de Macaúba, árvore nativa do Brasil, com alto potencial energético, ainda não explorada em escala comercial, e óleo do dendê, com previsão de início de plantio em 2025. O projeto prevê o plantio em área de 200 mil hectares, priorizando terras degradadas, o equivalente a 280 mil campos de futebol. O projeto foi estruturado para ter total sinergia com a Refinaria de Mataripe, aproveitando a infraestrutura existente de utilidades, tancagem e logística. Será construída uma unidade de geração de hidrogênio sustentável, para o hidrotratamento dos combustíveis. A previsão é iniciar as obras já em janeiro de 2024.
A capacidade de produção será de 20 mil barris/dia, cerca de 1 bilhão de litros ao ano, equivalente ao abastecimento anual de 1,1 milhão de veículos, posicionando a Acelen entre os maiores produtores de combustíveis renováveis no mundo. A produção do diesel verde e combustível de aviação sustentável será feita, a princípio, visando ao mercado externo, onde esses produtos já são aprovados para comercialização e consumo.
“Produziremos combustível sustentável em escala global, inserindo o Brasil no desenvolvimento da cadeia sustentável internacional. Este será o primeiro projeto da Acelen em combustíveis renováveis. Então, há espaço para crescermos em
nível mundial, nesse setor. Nosso foco será principalmente o mercado externo, neste primeiro momento, produzindo divisas relevantes para o país. Caso o Brasil avance com as discussões já em curso, a respeito de políticas de incentivo para a produção e consumo de combustíveis renováveis no país, a Acelen estará pronta para atuar no mercado interno também”, complementou o executivo.
A Acelen investirá em genética, melhoria de produtividade agrícola e seleção de áreas aptas. Também será criado um laboratório de germinação de sementes de escala industrial, fazendo investimentos em pesquisas, com uma série de instituições públicas e privadas, dentro e fora do Brasil.
O projeto foi desenhado para ser sustentável de ponta a ponta, com ampla descarbonização em toda a cadeia integrada, com o uso de planta nativa de alta energia e absorção de CO2, e recuperação de áreas degradadas. Além de impactar positivamente a biodiversidade, com este projeto, a Acelen vai impulsionar ainda mais a economia local, gerar milhares de empregos, transformando a realidade social, econômica e ambiental de toda região.
No campo econômico, a expectativa é de que seja aberto um vasto campo de oportunidades para o agronegócio, pequenos e grandes produtores, além de parcerias público-privadas. Segundo estudo realizado pela Fundação Getúlio Vargas (FGV), a previsão é que, ao todo, sejam movimentados R$ 85 bilhões na economia brasileira, até 2035, de forma direta e indireta, com consequente aumento na contribuição de impostos em toda a cadeia produtiva. Ainda de acordo com análise da FGV, espera-se a geração de mais de 90 mil postos de trabalho, diretos e indiretos, sendo 70% de forma perene, com a operação do Polo de Renováveis.
Na área ambiental, a previsão é de que o diesel renovável emita até 80% menos CO2 do que o diesel fóssil, e que a plantação de alta energia capture 80 milhões de toneladas de CO2, ao longo de 30 anos. Além da adoção da tecnologia de agricultura 4.0, a Acelen vai desenvolver o processo de extração de óleo vegetal, gerando coprodutos de alto valor agregado, e reutilizando resíduos de forma sustentável.
A Macaúba é uma planta brasileira com alta produtividade de óleo por hectare; é altamente competitiva em relação a outras culturas, oferece maior eficiência no uso da água e nutrientes. Como espécie perene nativa, oferece uma gama de serviços ambientais, como a conservação ou até mesmo recuperação da biodiversidade, à medida que áreas degradadas serão substituídas por bosques de macaúba. Com isso, haverá cobertura vegetal, conservando o solo e sua biota, contribuindo para a recuperação de mananciais de água, e servindo de fonte de alimento para aves e outros animais nativos. Seu cultivo será feito utilizando as melhores práticas agrícolas e ambientais, favorecendo a captura de carbono e a redução de emissão de CO2, da semente ao combustível.
O programa de logística reversa pioneiro no Brasil, Mãos Pro Futuro, criado e coordenado pela ABIHPEC – Associação Brasileira de Higiene Pessoal, Perfumaria e Cosméticos – e realizado em parceria com ABIPLA e ABIMAPI, registrou 163.845 toneladas de massa de embalagens, recuperadas e encaminhadas para reciclagem em 2022. O volume é 11,3% maior que o apurado no balanço de 2021, um novo recorde do programa Mãos Pro Futuro, que apresenta frequente progressão no volume recuperado, ao longo dos anos.
“Essa tendência de crescimento nos resultados dá, a todos os envolvidos com o Mãos Pro Futuro, confiabilidade, estabilidade e previsibilidade, quanto ao atendimento de metas exigidas pelas diferentes regulamentações governamentais, sejam elas em nível federal ou estadual”, afirma João Carlos Basilio, presidenteexecutivo da ABIHPEC.
A ampliação da parceria com cooperativas de catadores de materiais recicláveis e a presença do programa em todo o território nacional se somam aos resultados positivos. Atualmente, 182 organizações de catadores, que atuam em 165 municípios do Brasil integram o Mãos Pro Futuro.
No total são 966.345 toneladas de resíduos recuperados, de 2013 a 2022, fruto de um investimento de R$ 138 milhões, realizado prioritariamente em associações e cooperativas de catadores de materiais recicláveis. Os recursos são utilizados na melhoria de infraestrutura, aquisição de equipamentos e caminhões, pagamento por tonelada recuperada, capacitação e assessoria técnica, software de gestão, divulgação, entre outros.
Considerando o total de massa recuperado, de 2013 a 2022, pelo Programa Mãos Pro Futuro, estima-se que cerca de 3,7 milhões de toneladas de CO2 deixaram de ser emitidas só pelo fato de que toda essa massa recuperada foi reincorporada no processo produtivo, evitando o uso de insumos primários. Além disso, pelo mesmo motivo, houve uma economia estimada no setor produtivo de R$ 710 milhões, em custos econômicos e ambientais, o que engloba, por exemplo, economia em energia, consumo de água, em perda de biodiversidade, além de uma solução de baixa emissão de gases de efeito estufa (GEEs).
Além de contribuir para a estruturação da reciclagem no Brasil, o Mãos Pro Futuro transforma vidas, ao aumentar a renda e proporcionar uma melhoria na qualidade de vida desses trabalhadores: de acordo com o relatório anual de 2022, os mais de 6 mil catadores de materiais recicláveis, apoiados pelo Mãos Pro Futuro, tiveram uma renda média de R$ 1.512,00. Considerando que o salário-mínimo nacional, em
2022, foi de R$ 1.302,00, a renda média destes profissionais ficou 16% acima do salário-mínimo. “Trabalhar com reciclagem é a principal fonte de renda de muitas famílias, que vivem dessa atividade de grande importância para toda a sociedade”, diz Rose Hernandes, diretora executiva de Meio Ambiente da ABIHPEC, e responsável pela coordenação do programa. Segundo levantamento realizado junto às 182 cooperativas e associações participantes do programa, atualmente, 56% dos cooperados são mulheres, e 44% homens, dado semelhante ao de 2021, o que reforça o protagonismo feminino como profissional de reciclagem.
“Além de auxiliar as empresas no cumprimento da Política Nacional de Resíduos Sólidos, no plano ambiental, o programa estimula a reciclagem, e, no plano econômico, fortalece e formaliza a cadeia de reciclagem, que hoje protagoniza um elo de suprimentos importante para uma transição eficiente em prol da Economia Circular. Já no plano social, valoriza e empodera os trabalhadores da reciclagem, a fim de que essa nova economia, além de prezar pela circularidade de nossos recursos, seja também mais inclusiva”, explica Rose Hernandes, diretora executiva de Meio Ambiente da ABIHPEC e coordenadora do programa.
Idealizado e coordenado há 17 anos pela ABIHPEC e, realizado, desde 2009, em parceria com a ABIPLA – Associação Brasileira das Indústrias de Produtos de Higiene, Limpeza e Saneantes –, e desde 2014 com a ABIMAPI – Associação Brasileira de Biscoitos, Massas Alimentícias e Bolos Industrializados, o Mãos Pro Futuro criou o Selo Mãos Pro Futuro, que tem por objetivo assegurar que as empresas aderentes ao programa estão comprometidas com a destinação correta de, no mínimo, 22% das embalagens colocadas no mercado. O selo poderá ser usado em embalagens, campanhas de mídia, e em materiais institucionais.
Segundo a nona pesquisa anual do Global Energy Monitor sobre as plantas de carvão, a quantidade de usinas de carvão em operação e planejadas caiu, tanto em países desenvolvidos, quanto em desenvolvimento, exceto a China, em 2022.
Mas, o ritmo das aposentadorias precisa ser quatro vezes e meia mais rápido – e novas usinas de carvão devem parar de ser construídas – para colocar o mundo no caminho certo para eliminar gradualmente a energia a carvão até 2040, conforme exigido para cumprir as metas do acordo climático de Paris.
Para permanecer no caminho certo, todas as usinas a carvão existentes devem ser desativadas até 2030, nos países mais ricos do mundo, e até 2040, em todos os lugares, e não há espaço para novas usinas a carvão entrarem em operação. Embora a capacidade de energia a carvão recém-proposta tenha diminuído significativamente, o mundo não está aposentando as usinas a carvão existentes com rapidez suficiente.
A eliminação gradual da energia a carvão operacional até 2040 exigiria uma média de 117 GW de desativações por ano, ou quatro vezes e meia a capacidade desativada no ano passado. Uma média de 60 GW deve ficar off-line nos países da OCDE a cada ano, para cumprir o prazo de eliminação do carvão de 2030 e, para países não pertencentes à OCDE, 91 GW a cada ano, para o prazo de 2040. A contabilização de usinas a carvão em construção e em consideração (537 GW) exigiria cortes ainda mais acentuados.
Principais conclusões:
Globalmente, a frota operacional de carvão cresceu 19,5 GW, ou menos de 1%, em 2022. Mais da metade (59%) dos 45,5 GW de capacidade recém-comissionada estava na Chi-
na, com 14 países no total adicionando nova energia a carvão. Fora da China, a frota global de carvão continuou a diminuir, embora a um ritmo mais lento do que nos anos anteriores.
A capacidade total de energia a carvão em desenvolvimento – incluindo os estágios de pré-construção e construção – permaneceu relativamente estável desde 2019, após um colapso significativo das altas, em 2014. O número atingiu um recorde de baixa de 479 GW, em 2021, mas voltou a subir para 537 GW, em 2022, um aumento de 12% em um ano liderado pela China.
Depois que a União Europeia retirou 14,6 GW de capacidade de carvão em 2021, a crise do gás e a invasão russa da Ucrânia provocaram uma desaceleração nas desativações de carvão, com apenas 2,2 GW retirados no ano passado. Espera-se que as reinicializações e extensões temporárias diminuam nos próximos anos, e o que parecia ser um aumento na capacidade de carvão acrescentou apenas 1% à geração total de carvão da UE, em 2022.
Os EUA desativaram 13,5 GW em 2022, mas, para atender às metas nacionais de energia e clima, o ímpeto contínuo longe do carvão precisa acelerar. A Índia enviou sinais mistos em relação ao seu futuro uso de carvão: o país tem 28,5 GW de capacidade de energia a carvão planejada, um aumento de 2,6 GW em 2022, e 32 GW de capacidade de energia a carvão em construção.
“Quanto mais novos projetos de carvão entrarem em operação, mais acentuados serão os cortes e compromissos no futuro”, disse Flora Champenois, principal autora do relatório e gerente de projetos do Global Energy Monitor’s Global Coal Plant Tracker. “Nesse ritmo, a transição do carvão existente para o novo não está acontecendo rápido o suficiente para evitar o caos climático. O IPCC e a ONU renovaram a ordem de marcha para diminuir a energia do carvão globalmente, no que pode ser nossa última chance de evitar o pior dos danos de um planeta em aquecimento”.
Além do Global Energy Monitor, os coautores do relatório são o Center for Research on Energy and Clean Air, E3G, Reclaim Finance, Sierra Club, Solutions for Our Climate, Kiko Network, Climate Action Network Europe, Bangladesh Poribesh Andolon, Waterkeepers Bangladesh, Aliança para Justiça Climática e Energia Limpa e Chile Sustentável.
O mundo deve aposentar usinas de carvão quase cinco vezes mais rápido para cumprir as metas climáticas
A manifestação de 80 organizações da sociedade civil contra a liberação da exploração petrolífera na foz do rio Amazonas, no litoral entre Amapá e Rio Grande do Norte, sem uma avaliação ambiental estratégica, segue repercutindo na imprensa.
A Petrobras intensificou a pressão sobre o IBAMA pela liberação da licença de extração de petróleo e gás no bloco FZA-M-59, na reserva da margem equatorial brasileira. Esse é um processo de 2014, quando a concessão da área era encabeçada pela BP e a Total, que desistiram do negócio.
As entidades signatárias do documento reforçam que nenhuma licença de operação deve ser concedida “enquanto não houver plena segurança técnica e jurídica para a tomada de decisão informada e precaucionária do órgão licenciador [IBAMA]”.
O ofício também lembra que a costa amazônica é estratégica para a conservação da biodiversidade, abrigando 80% da
Oton Barros - DSR/OBT/INPE
“A floresta amazônica, a foz do rio Amazonas e o Oceano Atlântico nesta faixa equatorial não são apenas uma parte vital da biodiversidade do nosso planeta, mas também uma fonte essencial para a vida de milhões de pessoas, direta e indiretamente. Os impactos dessa atividade e um eventual derramamento de óleo podem ocasionar danos imensuráveis para o meio ambiente e para a população, em ecossistemas sensíveis como os manguezais e sistemas de recifes”, destaca o texto.
Aliados do governo federal defendem o projeto na foz do Amazonas. Porque entendem que a produção de petróleo pode estimular a economia do Amapá. Mas, a ministra do Meio Ambiente e Mudança do Clima, Marina Silva, manifestou ao presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, sua opinião contrária ao projeto.
Neste, ITOCHU Corporation e Fuji Oil Company colaboraram para fornecer combustível de aviação sustentável (SAF), que foi misturado localmente com combustível de aviação convencional, para o mercado japonês, como parte de um projeto de demonstração do Departamento de Aviação Civil do Ministério de Terras do Japão, Infraestruturas, Transportes e Turismo (MLIT). A iniciativa ajuda o Japão a se preparar para o futuro, quando quantidades significativamente maiores de SAF serão necessárias para ajudar a indústria da aviação a atingir suas metas de redução de emissões. A MLIT estabeleceu a meta de atingir 10% de uso de SAF no Japão, até 2030.
Nesta parceria, a ITOCHU importou o Neste MY Sustainable Aviation Fuel puro (não misturado) para o Japão, onde o combustível foi misturado localmente com combustível fóssil convencional para aviação, em cooperação com a Fuji Oil Company. Uma parte do SAF misto foi entregue ao Aeroporto Internacional Chubu Centrair, localizado ao sul de Nagoya, no centro do Japão, para uso em aeronaves de inspeção de voo pertencentes ao Bureau de Aviação Civil do MLIT. A entrega de combustível torna Chubu Centrair o terceiro aeroporto no Japão a permitir que as companhias aéreas se beneficiem do SAF produzido pela Neste, após entregas anteriores no Aeroporto Internacional de Haneda e no Aeroporto Internacional de Narita.
A All Nippon Airways (ANA) e a Japan Airlines (JAL) adquiriram SAF combinados localmente da ITOCHU. A ANA usará o combustível em seus voos internacionais e domésti-
cos, a partir do aeroporto de Haneda e Narita. A JAL será a primeira companhia aérea a usar o SAF no Aeroporto Chubu Centrair, bem como nos aeroportos de Haneda e Narita, daqui para frente.
“A primeira entrega de combustível misturado com Neste MY Sustainable Aviation Fuel no Chubu Centrair Airport demonstra a disponibilidade em expansão contínua do SAF no Japão. Estamos orgulhosos de apoiar a ANA e a JAL, no alcance de suas ambiciosas metas climáticas, com o uso do SAF, bem como de trabalhar com parceiros afins, como ITOCHU e Fuji Oil, no desenvolvimento das cadeias de suprimentos para o SAF no Japão”, disse Sami Jauhiainen, Vice-presidente APAC da unidade de negócios Renewable Aviation da Neste.
A Neste é a maior produtora mundial de combustível de aviação sustentável, e está atualmente aumentando sua capacidade de produção SAF anual para 1,5 milhão de toneladas, por ano, até o final de 2023, com investimentos contínuos em suas refinarias em Singapura e Roterdã, na Holanda. A conclusão da expansão da refinaria da Neste em Singapura já aumentará a capacidade de produção anual de SAF da Neste para mais de 1 milhão de toneladas, tornando a empresa pronta para apoiar a indústria da aviação, na região da Ásia-Pacífico e globalmente.
O SAF é um combustível de aviação renovável, que oferece uma alternativa mais sustentável ao combustível fóssil convencional para aviação. Quando usado na forma pura (não misturado), e calculado com metodologias estabelecidas de avaliação do ciclo de vida (LCA), como a metodologia CORSIA
Seja em empresas privadas ou em entidades governamentais, a busca pela eficiência é constante e permanente, no setor de óleo e gás não é diferente. As empresas produtoras e as operadoras de petróleo cada vez mais têm a necessidade garantir a credibilidade dos resultados de medição, seja por demandas internas ou obrigações legais. No Brasil, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis audita periodicamente os sistemas de medição de petróleo e gás natural, para garantir que os resultados de medição sejam congruentes e confiáveis, em resumo, que tenham credibilidade. Adicionalmente, recebe diariamente, das empresas produtoras, informações validadas da produção via XML.
Estes sistemas de medição são equipamentos complexos, compostos por instrumentos de medição e dispositivos auxiliares, instalados conforme normas técnicas. Estes sistemas operam, na maioria das vezes, em condições não ideais, e estão destinados a fornecer resultados de volumes e vazões de petróleo e gás pelas empresas produtoras. Tais resultados, volumes e vazões, dependem de uma grande quantidade de informações, desde resultados de calibração, até variáveis de processo e análises de laboratório. Todas estas informações são utilizadas no gerenciamento dos sistemas de medição, onde os resultados por eles fornecidos são milhares de informações geradas diariamente, que devem ser administradas de maneira rápida e adequada, para evidenciar o atendimento aos requisitos técnicos, metrológicos, legais, e assim permitir a tomada de decisões com níveis de risco aceitáveis.
A centralização das informações, e sua tratativa mediante rotinas automáticas, permite aos técnicos e engenheiros de medição avaliarem melhor os resultados de medição e suas implicações na cadeia produtiva, minimizando a operação manual, que ocupa tempo valioso, o qual deveria de fato ser utilizado na gestão dos sistemas e resultados de medição.
A necessidade de tratar diariamente grandes volumes de dados, gerados por instrumentos e sistemas de medição, justifica a utilização de softwares e plataformas de gestão de medição, através das quais, com menor intervenção humana, é possível gerenciar a medição de plantas produtivas tão grandes como uma plataforma produtora de petróleo, disponibilizando informações, resultados, relatórios, de maneira imediata, podendo ser acessados praticamente em qualquer local.
Para suprir esta demanda, foi criado o SMM – Smart Metrology Management, sendo a primeira
ferramenta digital que integra todas as disciplinas relacionadas ao trabalho de Gestão Metrológica, em conformidade com os requisitos técnicos e de metrologia legal.
O SMM garante a total conformidade às exigências legais e contratos envolvidos no processo de medição, referente à Resolução Conjunta ANP/INMETRO Nº 1 DE 10/06/2013, que estabelece as condições e os requisitos técnicos, construtivos e metrológicos mínimos que os sistemas de medição de petróleo e gás natural deverão observar, com vistas a garantir a credibilidade dos resultados de medição. Também está em conformidade com as normas ABNT NBR ISO 10012, e ABNT NBR ISO IEC 17025. O SMM é modular para atender às distintas necessidades do seu processo, vai muito além de um simples gerenciador de ativos que realiza programação de calibrações, o SMM é uma ferramenta poderosa, capaz de proporcionar: rotinas de calibração, emissão de certificados, e cálculos de incerteza, gerenciamento de lacres, rotinas de detecção de falhas com workflow, monitoramento de variáveis, CEP, GED, geração e envio de XML e, gerando relatórios gerais e detalhados, das mais diversas atividades de gestão, dentre outras.
Um número significativo de operações de produções de petróleo e gás ainda é realizado manualmente, levando à ineficiência, riscos de segurança e potencial aumento de emissões.A solução de produção de campo automatizada da Baker Hughes, Leucipa, automatiza a produção de campo, eliminando ou reduzindo drasticamente esses problemas. E assim, permite que os operadores a gerenciem proativamente.
A Leucipa é diferente de qualquer outra solução de otimização de produção, porque é construída por operadoras, para operadoras; é apoiada por pesquisas detalhadas do setor e de clientes para descobrir problemas, definir a solução e conduzir seu design; oferece uma experiência personalizada que fornece recomendações confiáveis e acionáveis para atender às respectivas prioridades de campo de cada operador; apresenta uma combinação de conhecimento crítico, desenvolvido em colaboração com especialistas reconhecidos do setor em disciplinas de transformação de dados industriais e em nuvem; é aberta, rápida e escalável, compatível com qualquer sistema e agnóstico para OEMs, fácil de implantar e entender, e escalável para atender às necessidades de negócios em constante mudança.
A Baker também oferece o Cordant, um conjunto integrado de soluções de suporte ao gerenciamento de desempenho de ativos industriais e otimização de processos. Com base na ampla e estabelecida experiência em equipamentos rotativos, sensores críticos, válvulas, bombas, engrenagens e serviços de inspeção da Baker Hughes, Cordant combina ofertas digitais existentes para recursos de hardware, software e serviços em uma interface de usuário, integrada e simplificada. Os ativos digitais, ferramentas e insights dos clientes irão convergir dentro do Cordant, e podem se integrar facilmente com outras tecnologias.
As soluções Leucipa e Cordant alavancam e aprimoram os principais recursos da Baker Hughes de experiência aprimorada de domínio, engenharia e recursos de serviços avançados, oferecendo aos clientes uma experiência personalizada por meio de insights acionáveis, obtidos por mecanismos de inteligência artificial (IA) de última geração. Além disso, a Baker Hughes anunciou em janeiro que está colaborando com a Corva, que oferece uma solução aberta para ofertas digitais de construção de poços para aprimorar a visualização da plataforma e a tomada de decisões na indústria de petróleo e gás. Os recursos analíticos e de dados em tempo real da Corva melhorarão as operações de construção de poços e reduzirão os custos. A plataforma aberta de desenvolvimento da Corva permite a inovação por parte do operador e/ou prestadores de serviços.
Publique dados na nuvem com segurança; visualize em qualquer dispositivo, em qualquer lugar; monitore e controle seus ativos remotamente; realize análise na borda; integre com equipamentos existentes; armazene e encaminhe dados históricos. Com as soluções de Internet industrial da Smar, os usuários podem conectar-se a praticamente qualquer equipamento de automação por meio dos protocolos industriais suportados, como o OPC UA, Modbus, BACnet, SNMP, Web services, e tunelamento de OPC clássico.
O iIoTView da Smar conecta suas indústrias e equipamentos, por meio de criptografia TLS segura e plataformas de nuvem populares, como Microsoft Azure e Amazon, além de potencializar ao máximo os serviços de nuvem do Azure da Microsoft, para fornecer visibilidade global, escalabilidade e confiabilidade.
Com a Tecnologia de Gateway, integram-se dispositivos, sensores e outros equipamentos, para publicar mensagens na nuvem independentemente dos assinantes.
Cópias de segurança de sistemas SCADA na Nuvem podem ser feitas fora do local; desta forma, seus dados ficam protegidos contra eventuais danos de equipamentos ou desastres naturais.
Por mais de quatro décadas, as soluções de software de automação industrial da SMAR atenderam e superaram as necessidades reais dos clientes em vários setores, incluindo Petróleo e Gás, Sucroalcooleiro, Petroquímico, Farmacêutico, Químico, Papel e Celulose, Alimentos e Bebidas, Saneamento, Mineração e Siderurgia.
A série de interruptores de fluxo FS10i, com classificação SIL-2, da Fluid Components International, oferece sensores térmicos de precisão, que se mostram benéficos para a produção de energia de hidrogênio verde. Ele também é considerado o único produto em sua classe a ter SIL 2, com uma fração de falha segura de 90%.
Também conhecidas como peneiras de segurança ou controle, as peneiras vibratórias são utilizadas para garantir a qualidade de produtos em pó ou líquidos, através da eliminação de contaminantes e de material em proporções inadequadas. Projetada para atender altas vazões, essas peneiras vibratórias garantem a alta produtividade no seu processo, além de minimizar os custos de manutenção. A inclusão de peneiras vibratórias, de segurança e controle, no seu processo produtivo, é essencial para preservar a reputação da sua companhia, e gerar produtos de alta qualidade com lucratividade.
A linha Russell Compact Sieve de peneiras vibratórias remove todas as partículas contaminantes e desproporcionais em seu produto, e é ideal para o peneiramento de segurança de alta capacidade de pós e grânulos. As peneiras vibratórias adaptam-se perfeitamente às linhas de produção, oferecendo uma excelente capacidade de peneiramento, sem ocupar muito espaço. Seu design inovador faz com que as peneiras tenham metade do peso de uma máquina de classificação convencional. Essa peneira está disponível em uma ampla variedade de tamanhos e opções, para que o equipamento possa ser adaptado às suas necessidades. Elimine qualquer partícula contaminante desproporcional de pós e líquidos.
Essas peneiras atingem uma vazão maior por área da tela, em comparação às peneiras vibratórias convencionais, são fáceis de desmontar e limpar, sem ferramentas; eliminam pó e vapores, com peneiramento fechado para contenção total; se adaptam a espaços pequenos e, como são construídas com suspensão de borracha, têm funcionamento silencioso da máquina, que costuma ser de 70 dBA.
Para a produção de H2 verde, o interruptor de fluxo térmico FS10i da FCI é um interruptor de fluxo universal e monitor de fluxo, projetado para inserção simples em tubos de diâmetro de 13 mm (0,5 pol.) ou maiores e dutos quadrados para serviço de líquido ou ar/gás. Sempre que for necessário detectar uma taxa de fluxo muito alta ou muito baixa, o FS10i Flow Switch é a solução, menciona a empresa. Ele também afirma que é um instrumento de detecção de fluxo, que fornece ponto de disparo de fluxo altamente preciso, repetível e de resposta rápida ou configuração de alarme.
A sensibilidade de fluxo do Switch (faixa de setpoint) em líquidos é de 0,003 a 0,15 MPS (0,01 a 0,5 FPS), e em gases é de 0,076 a 122 MPS (0,25 a 400 SFPS). Seu ponto de disparo de relé padrão 1A é facilmente definido em campo, para ponto de disparo baixo ou alto, e os pontos de disparo e reinicialização podem ser ajustados com histerese e ajustes de atraso de tempo, opina a empresa.
Também é fornecido, padrão com o Switch, uma saída de tendência de 4-20 mA da taxa de fluxo, para conexão com controles auxiliares ou sistemas de alarme. O Interruptor inclui uma matriz de 10 LEDs para indicação de que o ponto de disparo foi excedido (LED pisca ligado/desligado), e taxa de fluxo relativo (incrementos de 10 por cento), em toda a faixa de fluxo.
Este switch versátil oferece os melhores recursos da categoria para instalação em serviço pesado e longa vida útil em plantas industriais, processos e grandes edifícios. Os poços termométricos de seu sensor de fluxo são construídos com Hastelloy C-22, altamente resistente à corrosão e operarão, em temperaturas de fluido de até 121°C (250°F), com uma classificação de proteção IP para IP67. De acordo com a empresa, é a única chave de fluxo em sua faixa de preço a ter uma classificação de conformidade SIL 2 na saída de monitoramento de fluxo de 4-20mA, e conformidade SIL 1 no relé de alarme. Ele não tem peças móveis para entupir, e não requer manutenção de rotina, o que economiza tempo e despesas do técnico em relação a qualquer chave de fluxo baseada em tecnologia mecânica.
Para garantir o melhor desempenho e facilidade de instalação, o Switch está disponível em uma variedade de comprimentos de elemento de fluxo (profundidade de inserção) e conexões de processo: comprimento de 50 mm (2 pol.), com conexão rosqueada fixa NPT de 0,25 pol. 6 polegadas), profundidade variável, com encaixe de compressão NPT de 0,5 polegadas, com ponteira de Teflon ou de metal.
A Ipiranga Lubrificantes lançou o Ipiranga SP Ultratech Semissintético 16000 LM, desenvolvido como complemento da linha de óleos semissintéticos da companhia, e dedicado ao segmento de açúcar e etanol. O produto proporciona performance superior para os mancais e engrenagens dos ternos de moenda e seus acionamentos, garantindo maior proteção, vida útil e eficiência.
O novo lubrificante da companhia atende a demanda do setor sucroalcooleiro, por melhor desempenho com aditivos de última geração, que facilitam a limpeza do equipamento, e têm elevada adesividade, para minimizar as perdas e consequente contaminação do ambiente.
Este produto é um complemento dos lubrificantes Ipiranga SP Ultratech Semissintético. Incluiu-se a sigla LM (lubrificantes para moenda), pois, é voltado para aplicação em engrenagens industriais abertas e mancais.
Ipiranga SP Ultratech Semissintético 16000
LM apresenta ainda boa capacidade de bombeamento, com boa fluidez mesmo em baixas temperaturas. Atua com maior ação protetiva para engrenagens e mancais, o que, consequentemente, proporciona menos paradas, e menor custo de manutenção, bem como tem ação anticorrosiva aos componentes metálicos, mesmo em condições de umidade.
A indústria brasileira utiliza insumos químicos de todos os tipos, capazes de atender aos segmentos de mineração, siderurgia, produção de fertilizantes e tratamento de água, entre outros, todos cruciais para a economia do país, e que movem diferentes ciclos produtivos. Pensando na proteção dos públicos que têm contato com esses materiais, a GEMÜ do Brasil lança o Diafragma de 3 camadas. Projetado em películas de Teflon e PVDF, ele é ideal para resistir à passagem de cloro, cloro gás, hipoclorito e ácido clorídrico, ou outros produtos químicos que a planta fabril necessitar.
O diafragma atua de forma a liberar ou obstruir a passagem do fluxo pelo interior das válvulas, equipamentos presentes em todo tipo de indústria que possua instalações e processos, com passagem de fluidos líquidos ou gasosos.
O Diafragma GEMU 71 foi desenvolvido como um produto de três peças para usos industriais. Todo feito com uma face de PTFE, camada intermediária de PVDF e fundo de EPDM, ele garante segurança, conforme as características técnicas das plantas químicas, com certificação TÜV SÜD.
O diafragma é baseado no design já testado e aprovado pelas mais diferentes indústrias, e, neste caso, ainda apresenta excelente impermeabilidade contra gases, e alta resistência ao cloro, graças à camada intermediária em PVDF e pino de montagem feito de titânio, que oferece resistência ao cloro, bromo e seus derivados. O conjunto é revolucionário para aplicações com cloro, que requerem segurança extrema, visto que uma possível nuvem química poderia atingir toda a população do entorno.
Outras inovações da GEMU no Brasil incluem aplicações do diafragma metálico e de passagem reta, ideal para mineração – um mercado que a multinacional atende no Brasil com inúmeras soluções próprias.
Além das resinas de troca iônica baseadas em matérias-primas de origem fóssil, a empresa de especialidades químicas LANXESS agora oferece também resinas produzidas a partir de matérias-primas renováveis, de acordo com o método de balanço de massa. Essa oferta inclui inicialmente três resinas de troca iônica catiônica de ácido fraco, e duas de aniônica de base fraca. A LANXESS tem como objetivo tornar toda a sua cadeia de fornecimento neutra em relação ao clima, até 2050. A mudança para matériasprimas sustentáveis tem um papel central para isso.
As três novas resinas de troca iônica catiônica de ácido fraco (Weak Acidic Cation Exchange Resins, WAC) têm pegadas de CO2 até 67% menores do que os tipos convencionais, e são baseadas em mais de 90% de matérias-primas renováveis. Ao mesmo tempo, são quimicamente idênticas aos produtos convencionais e são produzidas nas mesmas instalações, com o uso dos mesmos processos.
Os novos tipos da família de produtos Lewatit são comercializados sob a marca de sustentabilidade Scopeblue, da LANXESS, que identifica produtos baseados em mais de 50% de matérias-primas renováveis, ou cuja pegada de CO2 é menor que a metade de seus respectivos similares, feitos de matérias-primas convencionais. As novas variantes Scopeblue dos conhecidos produtos Lewatit S 8227, Lewatit S 8229 e Lewatit CNP P, usados principalmente para o abrandamento parcial de água potável, atendem ambos os critérios, já que mais da metade da massa seca dessas resinas acrílicas se origina da acrilonitrila, que pode ser obtida a partir do talóleo (óleo derivado de celulose de madeira), por meio de balanço de massa. Esse subproduto da geração de celulose é então convertido em propeno, e é colocado para reagir com amônia, que é formada pela redução do nitrogênio atmosférico com hidrogênio “verde”.
A LANXESS também começou recentemente a produzir resinas de troca iônica aniônica de básica fraca (Weak Basic Anion Exchange Resins, WBA) Lewatit MP 62 WS e Lewatit S 4528, com base em estireno produzido de forma sustentável. Esses produtos são usados principalmente no tratamento de efluentes e fluxos de processos químicos, bem como na indústria alimentícia. Devido à rota de síntese mais complexa, a porcentagem de matérias-primas convencionais no produto final ainda não pode ser reduzida na mesma proporção para essas resinas e para as resinas WAC. Cada percentual a mais de sustentabilidade, e cada tonelada a menos de emissões de CO2, significa lucro. Com a designação ‘Eco’, a LANXESS indica que matérias-primas sustentáveis, de base biológica ou recicladas, também foram usadas para a produção dessas resinas.
A planta de produção de resinas feitas de forma sustentável em Leverkusen e os produtos balanceados de massa equilibrada são previamente certificados de forma independente. No caso das resinas de troca iônica, a certificação ISCC PLUS (International Sustainability & Carbon Certification) atesta que os critérios confiáveis de contabilidade são cumpridos e aplicados corretamente. Portanto, os clientes podem ter certeza de que são oferecidas apenas resinas sustentáveis, e que somente matérias-primas sustentáveis foram utilizadas.
A LANXESS planeja também certificar outras resinas com ISCC PLUS, e incluí-las em sua linha de produtos Scopeblue/Eco.
O medidor de vazão é usado para descarregar o sistema de abastecimento de combustível. Ele pode registrar a vazão, volume e temperatura dos combustíveis em tempo real, e também transmitir e salvar dados. O projeto do medidor de vazão do impulsor depende do fluxo por gravidade do meio, para medir o volume. Adequado para vários meios de combustível, exceto água, como gasolina, diesel, querosene, etanol, gasolina, etc.
Suas principais características incluem Alta precisão, longa vida útil de até dez anos; Engate rápido DN80, fácil de conectar e usar; ATC (compensação automática de temperatura); Conectado à tubulação de saída do tanque de descarga sem bomba; Armazene e registre os dados de medição, a fim de garantir sua confiabilidade e segurança; Através de WiFi, pode realizar a comunicação com dispositivos portáteis, como telefone celular, tablets, etc.; Conectado ao aplicativo de telefone móvel dedicado de Hongyang (DUM1300), pode facilitar aos usuários salvar e consultar dados históricos, e definir parâmetros relevantes. O Modelo HY-DUM1300 tem tamanho da conexão de 3 polegadas (DN80); Faixa de vazão: (0,6-6) m³/h; Pesa cerca de 6 kgs; o material da carcaça é Alumínio; Grau de proteção: IP67; Pressão máxima: 0,5 Mpa; Faixa de viscosidade: <=13mm2/s; Temp. faixa: -40 ℃ - +60 ℃; Erro de repetibilidade: +/- 0,02%; Temp. precisão: +/- 0,1 ºC; Medição precisão: +/- 0,1%; Valor mínimo de medição: 1L; Registros armazenados: até 1000 registros; LCD: Inglês, 7 dígitos com duração retro iluminada de 15s; Temp. Faixa de líquido medido: -40 ℃ – +60 ℃; Fonte de alimentação: Duas baterias de lítio de 3,6 V (tempo de espera: 2 anos); Através de WiFi, pode realizar a comunicação com dispositivos portáteis, como telefone celular, tablets, etc.; Conecta-se ao aplicativo de telefone móvel dedicado de Hongyang (DUM1300), para facilitar aos usuários salvar e consultar dados históricos, e definir parâmetros relevantes. https://www.chinahongyang.com/
Levando em consideração a importância da calibração para garantir equipamentos cada vez mais precisos, a Fluke Calibration acaba de anunciar ao mercado brasileiro sua nova linha de calibradores multiproduto, os quais atendem as demandas atuais de calibração para equipamentos modernos, e permitem que os técnicos calibrem mais dispositivos com um único calibrador e com maior precisão. A nova série abrange o Calibrador Multiproduto de Alto Desempenho 5560A, Calibrador Multiproduto de Desempenho 5550A e o Calibrador Multiproduto 5540A. Os Calibradores 5560A, 5550A e 5540A possuem fácil utilização, e cobrem uma carga de trabalho abrangente, além de apresentar um único terminal de saída, e a conectividade do software de gerenciamento de calibração MET/CAL.
A exatidão, o ganho de produtividade e a cobertura da carga de trabalho exigida pelas ferramentas a serem calibradas foram fatores essenciais, considerados para o desenvolvimento dos novos equipamentos. A nova linha de calibradores chega com o propósito de oferecer a mais ampla cobertura para as necessidades de calibração das ferramentas de teste, com o maior tempo de atividade autônomo do equipamento, e a capacidade de capturar medições em escala total dos dispositivos em teste, com um único instrumento. Os três modelos dos novos calibradores apresentam uma tela de toque colorida, com sete polegadas, a qual orienta os técnicos, ao longo dos procedimentos, com informações importantes exibidas em tamanho grande o suficiente para serem lidas em ambientes adversos. Além disso, a nova linha inclui uma saída de corrente contínua de 30 A (Ampères), que funciona continuamente sem ciclos de trabalho. Com este recurso, os novos calibradores não superaquecem, mesmo com horas de uso intenso, dispensando a necessidade de desligamentos periódicos, e proporcionando menor tempo de espera e melhor rendimento nos procedimentos de calibração.
5560A: Calibrador Multiproduto de Alto Desempenho
Inaugurando uma nova classe de calibradores multiprodutos de alto desempenho, o carro-chefe da nova linha, 5560A, fornece a mais alta exatidão e ampla cobertura para a realização das calibrações, nos mais exigentes ambientes e equipamentos.
O equipamento calibra os multímetros de 6,5 dígitos mais populares, com uma taxa de incerteza de teste (TUR) melhor que 4:1, bem como alicates amperímetros de até 1.500 A. O calibrador ainda possui uma ampla variedade de tipos de termopar, e um novo conector de termopar. Ambos permitem uma conexão mais simples, e ampliam a cobertura de cargas de trabalho de temperatura.
Destaca-se que o desempenho do novo produto pode ser impulsionado, se utilizado em combinação com outro equipamento. O rendimento é ampliado ainda mais, quando o 5560A é usado com o Amplificador de Transcondutância Fluke 52120A e a bobina apropriada, de modo a aumentar a saída de corrente para 6000 A, para a calibra-
ção de dispositivos de alta corrente, como as bobinas de Rogowski.
5550A: Calibrador Multiproduto de Desempenho
Este modelo é a evolução dos recursos do já existente Calibrador Multiproduto 5522A. O equipamento possui novas faixas de calibração, otimizadas para corresponder, de maneira mais assertiva, à carga de trabalho dos atuais multímetros digitais, em um instrumento moderno, robusto e com interface gráfica intuitiva.
Além de calibrar multímetros digitais com melhores taxas de incerteza de teste (TURs), o produto calibra alicates amperímetros de até 1.000 A e, assim como o 5560A, quando vinculado a um amplificador, tem seu desempenho expandido. Por meio de sua usabilidade aprimorada, devido às suas interfaces gráficas e de programação remota modernas, além da proteção frontal, o 5550A oferece toda a confiabilidade, funcionalidade e desempenho necessários para um técnico de calibração.
5540A: Calibrador Multiproduto
Já o novo Calibrador Multiproduto 5540A amplia os recursos do 5502A, apresentando desempenho apropriado para calibração em laboratório ou em campo. Assim como o 5560A, este equipamento calibra os multímetros digitais portáteis mais populares, com maiores taxas de incerteza de teste (TURs), e alicates amperímetros de até 1500 A, com saída contínua de corrente.
Os avanços técnicos também incluem um aumento de faixa de corrente de 20 A para 30 A de saída contínua de corrente, reduzindo o tempo de espera durante o uso intenso. E, assim como os dois calibradores anteriores, o 5540A também eleva o desempenho, ao operar em conjunto com um amplificador.
Distinguindo dos modelos anteriores, a nova linha teve seu terminal de saída redesenhado e, agora todos os cabos podem ser conectados de uma vez só, em apenas uma saída, a fim de realizar as calibrações com ainda mais eficiência.
Os novos calibradores oferecem também proteção contra alimentação reversa e desconexão imediata da saída nos terminais de saída para todas as funções, ajudando a proteger os circuitos internos do calibrador contra dispendiosas falhas do operador, e impedindo, consequentemente, danos acidentais e mantendo o equipamento funcionando. Além de oferecer maior segurança e ergonomia, os novos Calibradores Multiproduto garantem mais produtividade, seja em campo ou laboratório, uma vez que são desenvolvidos com o software de gerenciamento de calibração MET/CAL e a conectividade USB. Com esses recursos, a automação é garantida e o técnico fica habilitado a realizar muito mais processos em pouco tempo, diminuindo a taxa de erros, agilizando a documentação e transferência dos resultados e informações para uma base de dados, e assegurando maior eficiência operacional nas calibrações.
Para entender a complexidade de se medir a vazão do petróleo no momento do offloading, o Dr. Roberto Carlos Oliveira – engenheiro químico, com 37 anos na Petrobras, e consultor no CTPB de Itajubá/MG – pede atenção primeiro ao fato de que falar sobre os desafios do escoamento de fluidos no mar é diferente, quando comparado com o ambiente em terra.
No ambiente offshore, o reservatório está abaixo da lâmina d´água, e de várias camadas de sedimentos, em uma temperatura de 50 oC a 100oC, e sob muita pressão.. Então, é natural que, quando se fura um poço, esse fluido – petróleo e gás – queira sair – o que chamamos de surgência. Em alguns poços, contudo, a pressão no reservatório não é suficiente para elevar os fluidos até a unidade de produção em superfície e, então, se faz necessário colocar uma bomba no leito do mar, ou a nível de fundo de poço. O Pré-Sal, hoje, é surgente, não precisa de um equipamento de bombeio para ajudar os fluidos a saírem, mas, à medida que os fluidos são produzidos, o reservatório vai perdendo pressão gradativamente. Então, para mitigar essa perda de pressão, se injeta a água do mar filtrada e, em alguns casos, também tratada visando a evitar a deposição de sulfatos, na formação e no sistema de produção.
Por que se injeta água?
Porque o reservatório é poroso, como uma esponja, e o óleo está contido nos poros da formação; a água injetada faz com que o óleo seja deslocado na direção do poço produtor, aumen-
tando o fator de recuperação do campo produtor. Note-se que, se a água é injetada em poços ditos injetores, especialmente posicionados para aumentar a eficiência de “lavagem” do reservatório, e assim capturar o maior volume possível de óleo nos poços produtores.
Existem situações em que há um aquífero atuante no entorno do reservatório produtor, o que pode garantir, pelo menos em parte, a manutenção da pressão do reservatório, mesmo sem a injeção de água.
Como o objetivo empresarial é sempre extrair o maior volume de óleo e gás, no menor tempo possível, é relativamente comum a injeção de água do mar, mesmo na presença de um aquífero atuante. Essa estratégia garante que a vazão produzida de óleo e gás se mantenha elevada por mais tempo, culminando em um fator de recuperação igualmente elevado. Não obstante, a injeção de água exige a perfuração de poços adicionais, impactando negativamente o CAPEX inicial do empreendimento.
Aí entra uma importante função da ANP – Agência Nacional de Petróleo – para evitar a produção predatória dos reservatórios, o que pode acarretar baixos fatores de recuperação. É para evitar essa postura predatória que a ANP exige um Plano de Desenvolvimento, onde ela verifica se é factível o que a licenciada quer extrair ao longo do tempo – baseado nos estudos de prospecção, que mostram quanto óleo e gás existem no reservatório, e qual é a expectativa de recuperação.
A dinâmica do fluido que ainda conduz o destino do mundo, garantida por tecnologias e normas
O engenheiro Roberto lembra que o que é produzido em um poço não é só óleo e gás, mas sim uma mistura complexa, também contendo água e sólidos oriundos da formação produtora. Essa mistura complexa de fluidos sofre grande variação de pressão e temperatura, enquanto escoa do fundo do poço até a unidade de produção na superfície do mar. Neste trajeto, ao sair do poço produtor, essa mistura escoa no leito frio do mar em temperaturas da ordem de 4°C a 6°C, quando em águas profundas. O que, dependendo das características dos fluidos e da distância do poço até a unidade de produção, pode gerar depósitos, especialmente hidratos e parafinas, nos dutos de escoamento da produção.
Para que esse trajeto ocorra sem interrupções de produção, foi desenvolvida, ao longo das últimas décadas, uma nova ciência, chamada Garantia de Escoamento, ou seu acrônimo GARESC
No início da produção no mar, especialmente em lâminas d’água acima de 1.000 m (águas profundas), era relativamente comum a ocorrência de obstrução de dutos de escoamento da produção, pela formação de hidratos ou pela acumulação de parafinas. Isso ocorria especialmente devido ao desconhecimento dos mecanismos termodinâmicos e cinéticos envolvidos. Atualmente, com o maior domínio destes mecanismos e do desenvolvimento de simuladores físicos, em escala de laboratório, e computacionais, é possível prever a formação de hidratos e a deposição de parafinas, tomando por base a composição dos fluidos e as condições de escoamento da produção. Esses avanços também se estenderam a outros desafios da Garantia de Escoamento, a exemplo da precipitação de asfaltenos, e de incrustações salinas mais frequentes no nível de poço e de reservatório.
Soluções tecnológicas foram desenvolvidas, tais como o isolamento e o aquecimento dos dutos de produção, a passagem periódica de dispositivos de limpeza (pigs), ou ainda a dosagem contínua de inibidores químicos.
@LedaFlowKonsberg
Novas tecnologias digitais podem dar maior visibilidade e controle dos processos de fluxo
O pseudo gás seco (PDG) – novidade da Intecsea –, torna possível construir tiebacks muito mais longos – de até 350 km. O conceito de Lee Thomas, engenheiro-chefe da Intecsea, envolve a colocação de vários separadores pigáveis em linha, ao longo de um sistema de amarração, para remover os líquidos que se condensam no transporte de gás durante o transporte, suportado por uma pequena bomba centrífuga monofásica. Modelo em acrílico mostra o separador submarino em funcionamento
Todo e qualquer sistema submarino, utilizado na exploração de petróleo, são submetidos a ensaios e testes, que garantem seu funcionamento por pelo menos 25 anos. Tubos, mangueiras, unidades hidráulicas, flexíveis, umbilicais, separadores, vasos de pressão, todos esses sistemas são submetidos a procedimentos de testes rigorosos, que garantem seu bom funcionamento e performance.
Nesses testes e ensaios, são utilizados sistemas de testes, desenvolvidos em conformidade com os procedimentos de testes da Petrobras. As válvulas aplicadas em Árvores de Natal, por exemplo, são feitos testes, que são conhecidos com “Assinatura de Válvulas”, esse sistema foi desenvolvi-
do em conjunto com o CENPES da Petrobras e a Flutrol, no início dos anos 2000, e esse sistema foi replicado a todos os fabricantes de Árvores de Natal.
Isso foi feito com Umbilicais e Flexíves, os sistemas foram construídos em parceria dos Fabricantes, Petrobras e a Flutrol. Cada vez mais, os testes estão aumentando de pressão, devido ao aumento de pressão dos poços e da profundidade de lâmina d’água.
Tudo que é aplicado nessa indústria tem extrema necessidade de testes, ensaios, homologação, etc. E somente é possível, se desenvolvido a 4 ou 6 mãos, parceiras entre fabricantes e usuários.
A produção de gás natural na costa brasileira está, em grande parte, associada à produção de petróleo. Ainda são poucos os sistemas de produção no mar focados na produção unicamente de gás. Em parte, isso se explica pelo maior valor associado ao petróleo, quando comparado ao gás natural, mas também devido à necessidade da construção de gasodutos submarinos para o escoamento do gás produzido, envolvendo investimentos elevados e licenças ambientais adicionais.
Por outro lado, o petróleo produzido no mar, uma vez
tratado na unidade de produção em superfície, pode ser transferido para terra, utilizando navios aliviadores. Esse modal logístico é especialmente importante, quando o operador busca capturar o maior valor possível. Assim, esse petróleo pode ser encaminhado para o refino nacional, ou para outros mercados de refino, onde seja possível obter um melhor valor de comercialização.
A pressão mundial por uma matriz energética menos dependente do petróleo tem dado fôlego a novas iniciativas, focadas na produção de gás natural, a exemplo do que está
ocorrendo, em terra, nas regiões norte e nordeste, onde o gás natural produzido é utilizado para a geração de energia elétrica em termoelétricas.
Em função do aumento do valor associado, grandes produtoras de petróleo e gás natural no mar, a exemplo da Petrobras, Shell, Equinor e Total, se têm voltado para o desenvolvimento de sistemas submarinos de produção, separação e reinjeção da água produzida. Esses sistemas, uma vez implantados, são capazes de aumentar a produção de petróleo e gás, e o fator de recuperação dos reservatórios produtores. Apresentam ainda uma maior eficiência energética, com a consequente redução de emissão de gases de efeito estufa.
O fluxo multifásico que chega à plataforma é encaminhado para uma planta de separação, onde água, óleo e gás ganham caminhos distintos, mas são totalmente aproveitados, sendo a água tratada para ser devolvida ao mar ou reinjetada. O óleo misturado ao gás produz uma emulsão que ainda carrega pequenas gotículas de água – e precisa sofrer um tratamento eletrostático, porque o mercado internacional pede o gás com menos de 0,5% de água, e menos de 285 mg/l de sal. Esse processo acontece em um dos diversos tipos de separadores – horizontais, verticais, bifásicos, trifásicos, para topsides e plantas de separação subsea – para diferentes graus API do óleo, tipo de plataforma, etc.
Na fase de produção de um campo de petróleo e/ou gás natural, os volumes produzidos a partir de cada poço devem ser medidos em sistemas de medição autorizados, e que atendam ao Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural de que trata a Resolução Conjunta ANP / INMETRO nº1/2013. Muito embora os hidrocarbonetos oriundos dos poços, geralmente, em um primeiro momento, escoem em uma mistura multifásica, as frações de petróleo, gás natural e água, após individualizadas nos separadores de produção, passam por medidores com requisitos fiscais,
no que tange a petróleo e gás natural, de forma que o volume produzido destas frações é conhecido antes que sejam armazenados ou processados.
Patty Fusaro, Gerente Sênior de Normas Midstream do API – American Petroleum Institute – destaca que a API produz normas, práticas recomendadas, especificações, códigos e publicações técnicas, relatórios e estudos que abrangem cada segmento da indústria. “Os padrões API promovem o uso de equipamentos e operações, seguros e intercambiáveis por meio do uso de práticas de engenharia sólidas e comprovadas. No espaço de medição, a segurança é prioridade quando desenvolvida, mesmo não havendo um padrão de medição específico para segurança, ela é considerada e incorporada em todo o nosso portfólio”.
E há um medidor na boca do poço, mas, em cada parte do trajeto do óleo, o volume total vai diminuindo, então, é preciso fazer um Balanço de Massa. No Golfo do México, por exemplo, muitas companhias usam o mesmo duto para escoamento, e esse balanço se torna ainda mais importante, porque a quantificação tem de ser feita no offloading, quando o óleo sai da plataforma, para um duto ou navio aliviador. Esse balanço de massa, essa medição, tem um lado comercial – pagar por algo que não se recebe – e também um lado técnico – porque a corrosão aumenta, se tiver mais água e sal, diminuindo o tempo de vida das instalações. Os parceiros no campo podem escolher, se ficam com os produtos ou vendem. Os sistemas mais modernos no Brasil têm sistemas offloading, e os aliviadores podem ir para diversos destinos; empresas chinesas costumam exportar direto, da plataforma para a China, por exemplo, e essa transferência de custódia tem de estar bem medida, quantificada. E todo offloading é controlado pela ANP.
O envio dos dados e informações dos sistemas de medição de produção e movimentação de petróleo, gás natural e água deve atender aos requisitos mínimos de segurança da informação, exigidos pela ANP. Os dados de produção devem ser enviados para ANP no formato XML, mas existe flexibilidade para elaboração dos projetos que atendam a este objetivo, que variam bastante, em função das características de cada instalação de produção e do porte dos diferentes operadores. O fluxo dos dados e informações dos sistemas de medição de produção e movimentação de petróleo, gás natural e água, desde o dado bruto até a geração do arquivo no formato XML, deve ser submetido à aprovação prévia da ANP. Faz parte do processo de fiscalização executado pela ANP, a comparação entre os diferentes registros de produção existentes, desde os Computadores de Vazão, que são equipamentos definidos em regulamento, e que precisam estar vinculados aos sistemas de medição, de forma a registrarem os valores primários de produção, até os volumes reportados por XML, passando por todas as demais
etapas intermediárias porventura envolvidas, que variam de projeto para projeto.
Os prazos são estabelecidos no Regulamento Técnico de Envio de Dados de Produção e Movimentação de Petróleo, Gás Natural e Água, a que se refere a resolução ANP nº 65, de 10 de dezembro de 2014. No que se refere aos dados de produção, as informações devem ser encaminhadas no prazo máximo de 3 dias úteis, contados a partir da data de produção. Na prática, são recebidos dados de produção diariamente.
Para além das normas, a Garantia de Fluxo ganha relevância, ao acompanhar a medição ao longo desse percurso, porque também ajuda a verificar a eficiência energética da plataforma: quanto de gás está sendo usado para manter a plataforma funcionando, se há queima no flare, etc... O flare é projetado para ser pouco usado, para um momento de pulse e segurança, então, se há labareda no flare, há problema – ou existe outorga especial para queimar aquele gás, porque não há como exportá-lo da plataforma, mas, para ter essa outorga, é preciso apresentar à ANP um plano de investimento, mostrando como e quando se vai conseguir exportar OU se vão construir poços de reinjeção. O problema de exportar gás é que é necessário pressurizá-lo, e a margem de lucro para isso não é alta – e a maioria do gás produzido no mundo está associado ao petróleo.
Destaque-se que os equipamentos que compõem os sistemas de medição de petróleo e gás natural devem atender aos requisitos estabelecidos no Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM). Na prática, existem vários equipamentos e tecnologias possíveis. Cada sistema deve ter seu projeto aprovado e autorizado previamente pela ANP. A provação do projeto e autorização de uso dos sistemas de medição é responsabilidade da ANP, e se dá nos termos do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM), onde estão também especificados os aspectos construtivos e metrológicos, que devem ser atendidos por cada sistema de medição fiscal autorizado. O Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM) estabelece requisitos para medição de petróleo, gás natural e água. Ele teve sua primeira versão em 2001. A versão atual é de 2013, e encontra-se em processo de revisão, com expectativa de publicação no segundo semestre de 2023.
Patty Fusaro lembra que a instituição mantém o MPMS – Manual API de Normas de Medição de Petróleo –, que está continuamente em desenvolvimento para trazer boas práticas de medição e de transferência de custódia de hidrocarbonetos. Além de contribuir para a segurança, tais normas contribuem para evitar perdas e para a comercialização dos produtos.
O API possui uma série de padrões de medição relativos à garantia de fluxo como API MPMS Ch. 14.10 Medição de Fluxo para Flares; API MPMS Ch. 20.3 Medição de Vazão Multifásica; API MPMS Ch. 22.2 Protocolos de Teste – Dispositivos de Medição de Fluxo de Pressão Diferen-
cial; API RP 85 Uso de medidores de vazão de gás úmido submarinos em sistemas de medição de alocação. “Vale lembrar que os padrões da API são voluntários, qualquer entidade pode incorporar nossos padrões em suas práticas. Vários padrões de medição são incorporados por referência em regulamentos federais, estaduais e locais, bem como em todo o mundo. Os padrões API são desenvolvidos sob o processo de acreditação do American National Standards Institute da API, garantindo que os padrões API sejam reconhecidos, não apenas por seu rigor técnico, mas também por seu credenciamento de terceiros, o que facilita a aceitação por reguladores estaduais, federais e cada vez mais internacionais”, conta Paty Fusaro.
É importante esclarecer que o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM) abrange a produção e transporte, de petróleo e de gás natural, não sendo obrigatório no universo de produção e movimentação de derivados. As transações de compra e venda de petróleo e gás natural ocorrem em âmbito privado, e geralmente se materializam em pontos de medição denominados de transferência de custódia. Muito embora caiba à ANP autorizar estes sistemas de medição, quando em instalações de produção, não há obrigatoriedade quanto ao envio de dados das movimentações nestes pontos, uma vez que a transferência de custódia da União para os Concessionários se dá nos pontos de medição fiscal. Para que sejam autorizados, os pontos de transferência de custódia também precisam atender o que determina o Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM).
No momento, a ANP ainda não realizou comparações entre o que é comercializado nos pontos de transferência de custódia e o que é produzido, mas existem projetos em andamento que podem culminar nesta prática em breve. Importante destacar que, nos pontos de transferência de custódia, são realizadas transações comerciais privadas, sem impacto em royalties e participações governamentais, de forma que o esforço está voltado para os pontos de medição fiscais.
Os projetos de sistemas de medição de petróleo e gás natural, a depender da complexidade, costumam contar com tecnologias e fornecedores diversos, com origem nacional e internacional, tanto no que se refere a equipamentos, quanto com relação aos serviços realizados. Equipamentos estrangeiros geralmente contam com representantes em território nacional, mas é bastante comum que a integração de sistemas de medição, especialmente aqueles existentes em Plataformas e FPSOs, ocorra fora do país.
O trabalho executado pela ANP é de grande importância para o país, pois, visa a garantir a fidedignidade dos dados declaratórios informados pelos operadores dos contratos de concessão de petróleo e gás natural, que servem de base para determinação dos valores de royalties e demais participações governamentais devidas, provendo correções e aplicando sanções, sempre que identificadas irregularidades.
A produção de petróleo em campos marítimos enfrenta inúmeros desafios, em especial, em lâminas d’água profundas e ultra profundas. Uma das áreas demandadas para superar tais desafios é conhecida como Garantia de Escoamento. Essa área tem por objetivo englobar questões pertinentes ao projeto, engenharia e gerenciamento da produção, com aplicação, sobretudo preventiva, de técnicas e métodos que possam garantir, de forma permanente e econômica, o escoamento da produção multifásica dos fluidos produzidos por poços de petróleo, desde o reservatório até sua destinação final (OLIVEIRA et al., 2018).
É de grande repercussão, mas é sempre bom lembrar, que o termo Garantia de Escoamento foi cunhado no Brasil, na Petrobras, em meados dos anos 1990. A tradução Flow Assurance também foi uma tradução livre feita no Brasil, e se espalhou pela indústria de Óleo e Gás, em todo o mundo. Hoje, vemos que todas as grandes operadoras mundiais segmentam setores focados em Garantia de Escoamento e Elevação Artificial, tanto nas operações quanto na Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação.
Thiago Silva Mestre em Engenharia de Petróleo pela UENF, Chair do Comitê Técnico de Flow Assurance na SPE Brazil Section e Professor de Pós graduação na PUC Minas
De fato, raramente o petróleo escoa como uma mistura monofásica, desde o reservatório até sua coleta na superfície. De maneira geral, nas tubulações onde escoa, encontra-se presente como fase líquida (óleo) e gasosa, além da presença frequente de água, ou seja, trata-se de um escoamento multifásico. Sabe-se que os reservatórios de petróleo estão, em muitos casos, associados a aquíferos e, portanto, produzem em algum momento da vida produtiva, a água deste aquífero junto ao petróleo. Além disso, a água do mar, dessulfatada ou não, frequentemente utilizada para incrementar o fator de recuperação, e manter elevada a pressão do reservatório, também poderá ser produzida junto ao petróleo. Em adição, a produção de gás natural é também inerente à explotação de óleo.
Como existem grandes variações de temperatura e pressão, ao longo do escoamento da produção de petróleo, este está sujeito a uma série de desafios operacionais, que são justamente aqueles que a Garantia de Escoamento tenta superar. Em particular, para os campos offshore, o assentamento das linhas no assoalho marítimo costuma aumentar a frequência e severidade de tais desafios. Dentre estes, podem-se citar a formação de hidratos de gás natural; deposições orgânicas, como as de parafinas e asfaltenos; incrustações inorgânicas, formação de emulsões de alta viscosidade, além de padrões de fluxo complexos que, por muitas vezes, levam a golfadas severas.
A disciplina de Garantia de Escoamento tem no Brasil o berço de sua fundação e, mais do que isso, es-
pecialistas nos diversos desafios apresentados pelo escoamento multifásico de óleo e gás. Além das equipes operacionais e de inovação de altíssima capacidade e especialização das operadoras aqui presentes, outras empresas, startups e, principalmente, as universidades e institutos de ciência e tecnologia brasileiras, apresentam um corpo técnico e docente de altíssimo nível em Garantia de Escoamento, Escoamento Multifásico e Elevação Artificial. Foi por esses especialistas que o Comitê Técnico Flow Assurance da SPE Brazil Section foi criado, e do qual tenho o privilégio de ser o atual Chair. Tudo começou com nossa grande especialista Magali Lee Cotrim, que criou um grupo de discussões técnicas e um site sobre o assunto. Hoje, somos um dos comitês técnicos da SPE mais atuantes, com diversas formas de divulgação da área, como: eventos do tipo live mensais, com palestras sobre Garantia de Escoamento chamados FlowChats, promoção de Hackatons e, recentemente, uma divulgação de grupos que fornecem serviços na área de Flow Assurance, em especial grupos de pesquisa de universidades, no endereço: https://flowassurancebrazil.com/network/.
Outra importante realização do comitê foi o primeiro congresso internacional, focado somente em Flow Assurance, que ocorreu no ano passado, no Rio de Janeiro. Foram mais de 100 trabalhos apresentados, e um público de mais de 20 países, reunido no Rio de Janeiro, só falando de Garantia de Escoamento. O evento, chamado SPE Brazil Flow Assurance Technology Congress, foi um sucesso, e acontecerá a cada dois anos.
Essa é uma área de grande demanda e crescimento na indústria de óleo e gás, e estamos prontos também para os novos desafios da transição energética. Não há dúvidas da capacidade enorme dos profissionais e especialistas em Garantia de Escoamento no Brasil, e isso me deixa muito orgulhoso.
Fundada em 1993 por Carlos Dompieri e Gustavo Pestana, a VIBROPAC nasceu como distribuidora das bombas e misturadores Flygt, no bairro do Ipiranga - SP.
Em seus primeiros anos, firmou contratos com as multinacionais LMI/Milton Roy para a distribuição de bombas dosadoras e tonou-se representante exclusivo das Bombas e Compressores SUNDYNE Co. no Brasil.
Entrou para o segmento de Óleo e Gás em 1995, participando pela primeira vez na Rio Oil Show com as linhas Milton Roy e Sundyne, entrando de vez para este mercado.
Seu primeiro grande contrato de fornecimento de Bombas Sundyne foi em 1997, para o projeto de expansão da COPESUL, com o fornecimento de 68 bombas e Compressores Sundyne.
Grandes impactos no mercado levaram a tornar-se fornecedor de soluções engenheiradas. Em 2001 projetou e construiu seu primeiro Sistema de Injeção Química.
Com uma nova sede, tornou-se indústria e iniciou também a produção dos Preparadores de Polímeros.
Ao longo de 30 anos, tornou-se um dos mais
expressivos fornecedores no mercado de Óleo e Gás com grandes fornecimentos: Sistema de Injeção Química - Plataforma P53 / Pacote de Sistemas de Injeção Química - Braskem / Sistema de Injeção Química - Plataforma P34/ entre outros.
Localizada na cidade de Cotia – SP, hoje atua também com uma linha para Pré Tratamento de Efluentes e serviços especializados, além das bombas de fuso e multifásicas Leistritz.
Em 2014 fechou um acordo com a italiana Fluiteco, dando vida posteriormente à joint venture FLUIPAC, passando a fabricar no Brasil a linha completa para Pré Tratamento de Efluentes.
Em 2020 abriu sua primeira filial na cidade de Salvador e inaugurou a sua Unidade 2, em CotiaSP.
Em 2023 a VIBROPAC forneceu o maior Sistema de Injeção Química para indústria Offshore em sua história.
Hoje com mais de 100 profissionais entre colaboradores, terceirizados e membros da diretoria, a demanda por mais espaço fabril levou a compra de um novo terreno, no Parque Industrial San José II, onde em pouco tempo será inaugurada sua nova sede.
Fornecedora mundial de tecnologia avançada de simulação de perfuração, a Drilling Systems, parte do 3t Energy Group, garantiu um contrato com a Petronas.
A adjudicação do contrato foi feita como parte de um processo de licitação competitivo, vindo a Drilling Systems a fornecer sua solução inovadora de tecnologia de aprendizado ‘Drill the Well on Simulator’ (DWOS) para apoiar o programa de treinamento e desenvolvimento da Petronas por um período de três anos.
Criando simulações personalizadas de cenários de perfuração e controle de poços, o projeto é reforçado por sua colaboração com o parceiro local Eftech Energy Solutions Sdn Bhd (anteriormente conhecido como Eftech Drilling Solutions Sdn Bhd), uma empresa malaia que é uma das líderes em Real-Time Serviços de operações e digitalização de perfuração.
Está amplamente comprovado que o uso de tecnologias de aprendizado imersivo em programas de treinamento oferece melhores resultados para funcionários e empregadores, incluindo retenção de conhecimento e maior engajamento; e esse desenvolvimento tecnológico bem específico incutirá ainda mais confiança na capacidade da tripulação. A tecnologia de gêmeos digitais da Drilling Systems também será usada para imitar o ambiente exato da plataforma para permitir a personalização do equipamento e sistemas de controle, com base na plataforma específica que está sendo usada para o poço. Isso torna o treinamento mais imersivo, com experiências reais praticadas em um ambiente livre de riscos, que os ajudará em suas funções críticas de segurança, ao mesmo tempo que torna o aprendizado o mais realista e imersivo possível.
O DWOS complementa os já bem estabelecidos exercícios Drill Well on Paper (DWOP), utilizando o simulador móvel ‘On-the-Rig’ (OTR) da Drilling Systems.
Max Wyndham , chefe de desenvolvimento de negócios da Drilling Systems, comentou: “ Estamos muito satisfeitos em trabalhar com a Eftech para fornecer uma série de DWOS para apoiar o treinamento da tripulação da PETRONAS. O treinamento fornecerá uma ferramenta fantástica para mitigar os riscos de perfuração e erro humano, ao preparar as equipes para uma variedade de possíveis cenários críticos de segurança e operações não rotineiras. A abordagem personalizada do DWOS permitirá que os dados específicos do poço sejam interpretados e transformados em realidade virtual, melhorando a excelência técnica da tripulação e aumentando a segurança geral para a indústria ”.
“ Este contrato é uma prova do forte histórico e capacidade do 3t Energy Group, de usar tecnologia transformadora para aprimorar o treinamento em todo o setor de energia. Esperamos trabalhar de perto com as equipes da Eftech e da PETRONAS, em uma missão unificada para aumentar a competência técnica, a segurança operacional e o desempenho da tripulação ”, acrescentou Clive Battisby, COO da Drilling Systems.
O Consórcio Gás Sul, formado pelas empresas Tenenge e OEC, concluiu, no último dia 24 de março, o maior Horizontal Directional Drilling (HDD) marítimo – ou perfuração horizontal direcional, em português – da América do Sul, na Baía de Babitonga, em Santa Catarina.
A operação, também chamada de shore approach, teve início no dia 17 de março, quando uma coluna de dutos de 20 polegadas, e comprimento de aproximadamente 1.667 metros, foi movida a partir da cidade de Itapoá, e lançada ao mar, com auxílio de flutuantes, e arrastada por rebocadores até a posição final, para o “pullback”. Para garantir a segurança da atividade, o canal de navegação foi interrompido, e toda a operação ocorreu dentro do planejado.
A operação de pullback (puxe da coluna de dutos do mar para terra) foi concluída com sucesso, no início da noite do dia 24 de março, quando a coluna de dutos retornou à terra, através da perfuração submarina deixada pela atividade do HDD, o maior já executado no Brasil. A operação final contou com a participação de 156 pessoas, balsas e barcos de apoio, e levou um total de 76 horas.
Esse marco é extremamente importante para a conclusão das obras do Terminal Gás Sul, já que se tratava de uma atividade que fazia parte do caminho crítico da obra. A conclusão do HDD permitirá a conclusão dos trabalhos “offshore” dentro dos prazos pactuados com o Cliente. A equipe vai agora focar a mão-de-obra na conclusão do duto submarino pela metodologia de towing (afundamento de coluna de duto), teste hidrostático e comissionamento final.
O Terminal Gás Sul vai fornecer 15 milhões de metros cúbicos de Gás Natural por dia, representando um aumento de mais de três vezes no total disponível atualmente no estado de Santa Catarina. O Terminal está localizado a 300 metros da costa da cidade de São Francisco do Sul, e inclui infraestrutura para receber, armazenar, regaseificar e distribuir o gás natural que chegará na forma de GNL (Gás Natural Liquefeito) pelo mar, através de navios metaneiros, e será transferido pelo sistema ship to ship para uma FSRU (unidade flutuante de armazenamento e regaseificação), com capacidade de armazenar 160 mil metros cúbicos de GNL, que, por sua vez, será interligada por 33 km de dutos de 20 polegadas com o Gasbol (Gasoduto Bolívia-Brasil).
A China provavelmente testemunhará o início das operações de 89 projetos midstream de petróleo e gás, de 2023 a 2027, respondendo por 22% do total de projetos midstream futuros iniciados na Ásia, até 2027, segundo a GlobalData, empresa de dados e análises.
O último relatório da GlobalData, ‘Petróleo e Gás Midstream Análise de novos projetos de construção e expansão por tipo, estágio de desenvolvimento, principais países, região e previsões, 2023-2027’, revela que, dos 89 projetos para iniciar operações na China, até 2027, projetos de regaseificação de GNL provavelmente serão os mais altos em 41, seguidos por oleodutos/transmissão e projetos de armazenamento de petróleo em 23 e 20, respectivamente.
De acordo com analistas de petróleo e gás da GlobalData, sendo um dos principais importadores e consumidores de petróleo e gás do mundo, a China está testemunhando um forte desenvolvimento de infraestrutura midstream, particularmente nos segmentos de regaseificação, oleodutos e armazenamento de GNL .
Os projetos de regaseificação de GNL constituirão cerca
de 46% de todos os inícios de projetos midstream esperados na China, durante o período 2023-2027. Tangshan II Fase I, Zhoushan III e Qingdao Fase III são os principais terminais de regaseificação de GNL, que provavelmente iniciarão suas operações em 2027, com uma capacidade de 341 bilhões de pés cúbicos (bcf) cada. Espera-se que os três terminais ajudem ainda mais a atender à crescente demanda por energia mais limpa ao longo dos centros de demanda na costa da China.
Os projetos de dutos de tronco/transmissão constituiriam cerca de 26% de todos os projetos intermediários iniciados na China, durante 2023-2027. O gasoduto Xinjiang–Guangdong–Zhejiang SNG é um importante gasoduto de transmissão, com uma extensão de 8.972 km. Atualmente está em fase de construção, e deve começar a operar em 2026. O gasoduto também ajudará no transporte de gás natural do Leste para o Oeste da China.
Entre os projetos de armazenamento de petróleo, o projeto Zhoushan V Expansion lidera com uma capacidade de armazenamento de 132 milhões de barris (mmbbl). A ser operado pela Zhejiang Petrochemical Co Ltd, o projeto está atualmente em fase de viabilidade, e deve iniciar as operações em 2025.
A Sompo Seguros S.A., subsidiária da Sompo International, empresa responsável pelas operações de seguro e resseguro do Grupo Sompo Holdings fora do Japão, como parte da estratégia de incrementar sua participação no segmento de seguros corporativos com valor agregado, acaba de anunciar a criação de uma área voltada ao segmento de Petróleo & Gás. Com isso, a companhia passou a trabalhar com propostas tailor made, para projetos voltados a todos os segmentos dessa cadeia produtiva. Para estar à frente do novo setor, Thais Delazari assume como nova gerente da área de Petróleo & Gás da Sompo Seguros.
“A Sompo Seguros é reconhecida pelo know how em gerenciamento de riscos, na consultoria voltada a seguros complexos, e no alto grau de especialização de suas equipes. Somado a isso, temos o suporte da Sompo International, com quem alinhamos nosso apetite de risco para a negociação de contratos de resseguros, e isso nos traz uma vantagem competitiva para apresentar soluções diferenciadas para a subscrição de riscos, seja no upstream ou no downstream, por exemplo”, destaca Adailton Dias, diretor Executivo de Produtos e Resseguro da Sompo Seguros.
“As perspectivas para o mercado de Oil & Gás nos próximos anos são bastante promissoras. Com o processo de expansão a partir da Lei do Petróleo, hoje, o mercado conta com quase uma centena de players, só na área de Exploração & Produção, o que traz a cabo um crescente número de agentes na cadeia produtiva, que ainda passa pelo midstream e downstream. Além disso, a produção vem aumentando, e o Brasil pode atingir a marca de mais de quatro milhões de barris por dia em produção, e ser o quinto maior exportador de óleo cru, até 2030”, observa Paulo Hayakawa, diretor técnico de Large P&C, Garantia e Resseguros da Sompo Seguros. “As estimativas são de que, até o ano de 2032, os investimentos para as atividades de E&P no País devem alcançar algo entre US$ 440 bilhões e US$ 489 bilhões. Com isso, há a necessidade de operações estruturadas de seguros e gerenciamento de riscos, que são essenciais para dar as garantias financeiras a esse mercado, que tem amplo potencial de crescimento”, avalia.
Thais Delazari, gerente da área de Petróleo & Gás da Sompo Seguros, é formada em Ciências Contábeis, e atua no segmento de resseguro há mais de 15 anos, dos quais onze na subscrição de riscos de Petróleo no
IRB-Brasil Resseguros. Nesse período, efetuou a subscrição de operações de relevância, definição de estratégia de retrocessão para negócios facultativos, estruturação de programas e suporte técnico às seguradoras para elaboração de clausulado específico de grandes clientes. Também foi responsável pela subscrição de contratos de upstream e implementação de ferramenta de gerenciamento de acúmulo de exposição de riscos. Na Sompo Seguros, assume o desafio de atender à crescente demanda por contratos formatados sob medida para coberturas, e limites adequados à necessidade e conforme a atividade do segurado, dentro da cadeia produtiva.
“
É uma felicidade poder integrar o time da Sompo Seguros, e contribuir com a nova área especialmente voltada ao segmento ao qual me dedico há tantos anos. A atividade de Petróleo & Gás é bastante complexa, e exige um grau de especialização bastante significativo, para que a subscrição de riscos seja feita de forma adequada, e os contratos de resseguros tenham uma estrutura que resultem na melhor solução para o cliente”, avalia Thais. “Nossa estratégia visa, além de cobrir e garantir suas operações, ser, principalmente, um provedor de soluções adequadas e individualizadas às necessidades de cada cliente e, assim, promover os diferentes elos da cadeia produtiva”, conclui.
Segundo dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP), o Brasil é o oitavo produtor mundial de óleo cru e condensado. A estimativa é de que o País tem potencial para ser o quinto maior exportador, em 2030. A maior parte dos projetos offshore em desenvolvimento no mundo atualmente está no Brasil.
Além disso, a EPE – Empresa de Pesquisa Energética – aponta que existe uma relevante tendência de crescimento das reservas nacionais em 2022, e, a partir de 2025, por conta dos projetos de desenvolvimento dos campos, que incluem a infraestrutura necessária para a produção e escoamento do petróleo e gás natural. A perspectiva é de que a produção de petróleo pode alcançar a marca de 4,92 milhões de Bpd em 2032, com um excedente de cerca de 2,36 milhões de Bpd.
Estima-se a entrada em operação de 38 Unidades Estacionárias de Produção (UEP). Deste total, 19 são consideradas programadas e 19 estimadas até 2032. As reservas provadas de petróleo podem alcançar cerca de 29 bilhões de barris, a partir de 2030. Já as reservas provadas de gás natural podem alcançar cerca de 2 trilhões de metros cúbicos, no final do decênio.
Com vários desafios enfrentados pelos novos desenvolvimentos de gás na América Latina, a oferta não conseguirá acompanhar a demanda, levando à necessidade de expandir as importações para a região na próxima década, de acordo com um novo relatório de Wood Mackenzie.
De acordo com o relatório “Recursos de Gás Natural na América Latina”, a Wood Mackenzie prevê que a demanda de gás natural na região aumentará em média 1,4% ao ano, na próxima década, estabilizando-se em cerca de 25 bilhões de pés cúbicos, por dia (bcfd). Com o fornecimento de gás previsto para diminuir a uma taxa de 5,6% nesse período, a região enfrentará desafios.
“Prevemos que a oferta não conseguirá fechar a lacuna com o aumento da demanda”, disse Adrian Lara, principal analista de pesquisa de petróleo e gás upstream da América Latina para a Wood Mackenzie. “Isso poderia ser potencialmente mitigado com novos desenvolvimentos de gás ou recursos ainda a serem encontrados, mas há desafios significativos com restrições de infraestrutura e incentivos exploratórios desfavoráveis. O resultado provável será um aumento constante das importações na região”.
de 4,9 bcfd, e os projetos de previsão de Wood Mackenzie para 2023, de 5,2 bcfd.
Os países do centro do continente serão os mais desafiados com a integração do gás, enquanto países como a Argentina, com suas fortes reservas, podem encontrar oportunidades para abastecer os países vizinhos.
“A produção de gás da Colômbia precisa compensar quedas de pelo menos 300 milhões de pés cúbicos por dia, até 2030, ou então exigirá um nível mais alto de importações de gás. A Venezuela possui uma quantidade significativa de recursos de gás não desenvolvidos, nos ativos offshore de Mariscal Sucre, estimados em 13,6 trilhões de pés cúbicos (tcf), e alguns dos quais poderiam ser desenvolvidos em conjunto com Trinidad e Tobago. O Peru também descobriu recursos subdesenvolvidos na região de Camisea, representando aproximadamente 3,7 tcf. A questão permanece qual desses recursos pode tornar-se mais atraente para as operadoras, e se as restrições de infraestrutura e mercado podem ser superadas em tempo hábil”, diz Lara.
Os recursos contingentes equivalem a 80% das reservas remanescentes na América Latina.
Com o crescente déficit de gás natural da região, as importações podem variar de 7 a 12 bcfd, até 2035, para atender à demanda. Em 2022, as importações líquidas foram
“À medida que muitos países abandonam o petróleo e o carvão em favor do gás, para apoiar a transição energética, a demanda continuará a crescer na próxima década. Para os países da América Latina, o desafio será atender essa demanda, enquanto sua própria produção diminui”, pontua Marcelo de Assis, Diretor de Pesqui-
Recursos de gás na América Latina: os desafios para o desenvolvimento
sa Upstream, América Latina da Wood Mackenzie.
A América Latina possui recursos significativos de gás, que não foram priorizados para o desenvolvimento. A demanda de gás natural na região continuará crescendo, porém, impulsionada pela substituição do carvão na geração de energia e nos processos industriais. Para atender essa demanda, a América Latina precisará maximizar sua oferta de gás para conter as quedas de produção em alguns países.
Em um insight recente, Touring Natural Gas Resources in Latin America , o time da Wood Mackenzie analisou os principais problemas que impedem o desenvolvimento de projetos de gás, em países onde os recursos de gás já foram descobertos. Exploramos o equilíbrio entre oferta e demanda da região, a quantidade de reservas de gás não desenvolvidas, e potencialmente viáveis, que existem em vários países da América Latina e do Caribe, a intensidade das emissões de CO 2 dos projetos de gás na região e o nível de integração dos mercados de gás no Norte, sub-regiões centro-sul da América Latina.
Não apenas na América Latina, mas em muitas regiões do mundo, os recursos de gás não foram priorizados para o desenvolvimento, e os projetos de petróleo geralmente foram favorecidos; os mercados de petróleo foram considerados mais estabelecidos, com rotas de exportação disponíveis. Agora, algumas empresas consideram o gás um componente-chave em sua estratégia de transição energética, e os projetos de gás devem aumentar em seus portfólios.
ficiente, ainda enfrentam restrições de mercado ou de infraestrutura.
Ainda se podem encontrar (YTF) os recursos poderiam estabilizar a oferta em aproximadamente 15 bcfd. No entanto, esses recursos são desafiados na maioria dos países latino-americanos, devido a políticas que desencorajam a exploração e desafios geológicos.
No cone norte do continente, o México está cada vez mais integrado ao mercado de gás natural dos EUA, e espera importar 8,6 bcfd dos EUA, até 2030. Esse volume não apenas suprirá a demanda doméstica, mas também alimentará a capacidade de exportação de GNL do México, planejada em 620 mmcfd, até 2026.
A Venezuela possui uma quantidade significativa de recursos de gás não desenvolvidos nos ativos offshore de Mariscal Sucre, alguns dos quais poderiam ser desenvolvidos em conjunto com Trinidad e Tobago. O Peru também descobriu recursos subdesenvolvidos na região de Camisea, mas o desenvolvimento deles foi adiado, devido a obstáculos regulatórios e à falta de oleodutos adicionais ao sul do país.
Os países do Cone Sul poderiam aumentar ainda mais a integração de seus mercados de gás natural, o que ajudaria a equilibrar as quedas em algumas nações. A demanda de gás continua a superar a oferta na maioria dos países, enquanto os próximos projetos de gás são limitados, em número e tamanho das reservas.
A principal mudança na sub-região é o papel potencial da Argentina no fornecimento de gás aos países vizinhos. As exportações de gás para o Chile estão fluindo pelo gasoduto GasAndes, com volumes menores também fluindo pelos gasodutos Gasoducto del Pacifico e Methanex. Também está prevista a instalação de capacidade de GNL na Argentina, o que poderia incentivar as exportações para outras geografias, em detrimento dos fluxos dentro do cone sul.
Existem reservas de gás não desenvolvidas em vários países, que podem potencialmente ser produzidas a baixo custo, e ter uma pegada de carbono menor do que o petróleo ou o carvão. Os desenvolvimentos potenciais de gás, no entanto, embora com reservas grandes o su-
A Argentina tem muitos desafios, no entanto, em meio à persistência de questões acima do solo, como mudanças na política energética e instabilidade macroeconômica. Ainda assim, tem potencial para substituir a Bolívia, como principal exportador regional, já que a queda na sua produção de gás pode ter um impacto drástico em suas exportações e, sem descobertas adicionais, o declínio não será revertido: é possível que, até o final da década, a Bolívia esteja produzindo apenas gás suficiente para atender a demanda interna.
A Petrobras e a China Energy International irão criar um Grupo de Trabalho, para analisar oportunidades de negócios conjuntas. A decisão foi anunciada pelo presidente Jean Paul Prates e o presidente da estatal chinesa, Lyu Zexiang, durante reunião realizada entre as duas empresas, em Brasília. A iniciativa será focada nos segmentos de geração de energia renovável e produção de hidrogênio verde. A proposta da Petrobras e da China Energy International é desenvolver oportunidades de negócios, em parceria, para o segundo semestre de 2023.
O Grupo de Trabalho será organizado pelo diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da companhia, Maurício Tolmasquim. A composição do GT será definida nas próximas semanas, pela Petrobras e pela China Energy Internacional, que enviará os nomes de seus indicados. O gerente executivo de Relacionamento Institucional da Petrobras, João Paulo Madruga, ficará responsável por indicar os nomes da companhia. A criação do GT com a China Energy International reforça a diretriz da nova gestão da Petrobras, de ampliar seus investimentos no segmento de energias renováveis, buscando uma transição energética justa.
“Queremos firmar-nos como a maior empresa de energia integrada do Brasil. Temos preços competitivos, bons parceiros, grandes projetos, e estamos olhando novas oportunidades de negócios”, afirma Jean Paul Prates, presidente da Companhia brasileira.
Durante o encontro com Prates, Lyu Zexiang informou que o governo chinês tem provisionado um aporte de US$ 100 bilhões, para a China Energy International investir nos principais mercados mundiais, entre os anos de 2021 e 2025.
O executivo da estatal chinesa declarou que, do orçamento total da empresa, ficou estabelecido que US$ 20 bilhões serão destinados a investimentos da companhia fora da China, sendo que importante parte deste montante poderá ser destinada ao Brasil, com foco nas áreas de geração de energia renovável, inclusive na produção de hidrogênio verde e de amônia.
A China Energy tem buscado trabalhar com armazenamento de energia, a partir de fonte hidráulica, ar e hidrogênio. O grupo estrangeiro mantém projetos e estudos com o hidrogênio e amônia verdes, operando também na área de saneamento básico e dessalinização em alguns países, detendo a 3ª fatia de mercado.
@Agência Petrobras
A Petrobras assinou contrato para ampliação
e modernização de unidades já em operação na RNEST – Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco. Após a conclusão das obras, esperada para o quarto trimestre de 2024, a refinaria terá um aumento na capacidade total de processamento do Trem 1: dos atuais 115 mil barris de petróleo por dia (bpd), para 130 mil bpd, conforme previsto no Plano Estratégico 2023-2027.
As unidades envolvidas são destilação atmosférica, coqueamento retardado e unidades auxiliares. A modernização dessas unidades é estratégica para a Petrobras e para o país, pois, viabilizará o incremento da oferta de diesel para o mercado brasileiro, a partir de 2025.
O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, esteve a bordo do FPSO Anita Garibaldi, que está em processo de finalização – comissionamento, inspeções regulatórias e testes operacionais – no Estaleiro Jurong Aracruz, no Espírito Santo. A unidade tem previsão de saída do estaleiro nas próximas semanas, e início de produção no segundo semestre de 2023.
Com capacidade de produzir até 80 mil barris de petróleo por dia (bpd), e processar até 7 milhões de m3 de gás/dia, a nova plataforma é estratégica para o Plano de Renovação da Bacia de Campos, voltado para a revitalização de ativos maduros operados pela companhia na região.
“Marlim é um ícone dos campos gigantes do Pós-Sal, e a finalização da obra do FPSO Anita Garibaldi reitera ainda mais o protagonismo conferido pela Petrobras ao ativo e a outros projetos da Bacia de Campos. Depois de mais de três décadas do primeiro óleo do campo, estamos perto de inaugurar um robusto projeto de revitalização em Marlim, que contemplará também uma megaoperação de descomissionamento de plataformas e instalações. Todo esse trabalho capacitará ainda mais a Petrobras, reforçando a relevância da Bacia de Campos na carteira da empresa”, afirmou o presidente da Petrobras, destacando a importância da revitalização de Marlim para os objetivos da companhia.
Em conjunto com o FPSO Anna Nery, o FPSO Anita Garibaldi compõe o Projeto de Revitalização dos Campos de Marlim e Voador. As duas novas plataformas têm capacidade de produzir, em conjunto, até 150 mil barris por dia (bpd), e substituem as dez unidades que produziam estes campos. O FPSO Anita Garibaldi será interligado a 43 poços, com pico de produção previsto para 2026, e produzirá óleo dos reservatórios de pós-sal de Marlim e Voador, e do reservatório de Pré-Sal de Brava.
O Projeto de Revitalização de Marlim e Voador faz parte do Petrobras
Plano de Renovação da Bacia de Campos, que tem investimento previsto de R$ 18 bilhões no Plano Estratégico 2023-2027.
Além de destacar o trabalho voltado aos campos maduros da Bacia de Campos, em especial a Marlim, Jean Paul Prates reforçou, durante a visita, a importância do Espírito Santo, na estratégia e na carteira de ativos da Petrobras. O Plano Estratégico 2023-2027 prevê a entrada em operação de 36 poços, a perfuração de cinco poços exploratórios, a aquisição de dados de reservatório, e mais o início de produção do FPSO Maria Quitéria, no projeto integrado do Parque das Baleias, em 2024.
“Precisamos recuperar a conexão da Petrobras com a vocação do Espírito Santo para a logística marítima e ferroviária e, também, revisitar o uso do edifício-sede de Vitória (EDIVIT) para atividades de processamento de dados exploratórios, guarda de testemunhos e amostras, interpretação e trabalhos de geologia e geofísica. Trabalhar a geologia e as ciências naturais a partir do EDIVIT me parece ser também um caminho rumo ao futuro energético e ambiental do Brasil, desde as fontes renováveis até a captura e armazenamento de CO2. As oportunidades são interessantes e a Petrobras fica no Espírito Santo”, declarou Jean Paul Prates.
Também estiveram presentes os diretores Joelson Falcão Mendes, da área de Exploração e Produção; Carlos José Travassos do Nascimento, de Desenvolvimento da Produção; Carlos Augusto Burgos Barreto, de Transformação Digital e Inovação; e Clarice Coppetti, de Relacionamento Institucional e Sustentabilidade. Os executivos acompanharam as atividades, tanto na área industrial, quanto no casario da plataforma, incluindo um almoço no refeitório da unidade.
No Estaleiro Jurong Aracruz, também foram realizadas a construção de parte dos módulos, a integração e o comissionamento das plataformas P-68 e P-71, ambas do tipo FPSO, e que estão em operação no Pré-Sal da Bacia de Santos.
A ANP – Agência Nacional de Petróleo – aprovou proposta de acordo com a Petrobras para encerramento de processo judicial e de todas as pendências envolvendo a atualização das características físico-químicas da Corrente Jubarte, e seu impacto no recálculo das participações governamentais (royalties e participação especial), relativas à produção de petróleo no campo de Jubarte, nos períodos de agosto de 2009 a fevereiro de 2011, e dezembro de 2012 a fevereiro de 2015.
A proposta ainda será analisada pelo Ministério de Minas e Energia, pela Ad-
vocacia Geral da União, e pela governança da Petrobras, e envolve o pagamento de R$ 780 milhões, a ser corrigido até a data da parcela inicial. Os valores do acordo, referente às participações governamentais, seriam pagos 35% à vista, e o restante em 48 parcelas corrigidas pela taxa SELIC. Tais valores estão provisionados nas Demonstrações Financeiras do 4º trimestre de 2022 da Companhia.
A proposta de acordo se encontra em trâmite de aprovação, e ainda não há decisão definitiva a respeito do tema (até o fechamento desta edição).
A Petrobras, em continuidade ao comunicado divulgado em 23/02/2022, informa que foi concluído o cumprimento de todas as condições precedentes, referente à transferência da totalidade de sua participação (100%) no conjunto de 4 concessões de campos de produção terrestres, com instalações integradas, localizadas no estado do Espírito Santo, denominados conjuntamente de Polo Norte Capixaba, para a empresa Seacrest Petróleo SPE Norte Capixaba Ltda (Seacrest).
A operação foi concluída com o pagamento à vista de US$ 426,65 milhões para a Petrobras, já com os ajustes previstos no contrato. O valor recebido hoje se soma ao montante de US$ 35,85 milhões, pagos à Petrobras na ocasião da assinatura do contrato realizada em 23/02/2022. Além desse montante, é previsto o recebimento pela Petrobras de até US$ 66 milhões em pagamentos contingentes, a depender das cotações futuras do Brent.
Com a conclusão da cessão, a Seacrest assume a condição de operadora dos campos do Polo Norte Capixaba e demais infraestruturas de produção.
A presente divulgação está de acordo com as normas internas da Petrobras e com as disposições do procedimento especial de cessão de direitos de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos, previsto no Decreto 9.355/2018.
rência não impacta as demais atividades da Petrobras na região, onde a empresa mantém operações de importantes campos em águas profundas, com destaque para o Parque das Baleias, além de 7 áreas exploratórias. A Petrobras no Espírito Santo continua responsável pelo gerenciamento de 14 plataformas, 704 km de linhas, por meio da sede localizada no município de Vitória (EDIVIT). A Companhia mantém seus compromissos firmados no PE 2023-27 para o Estado do Espírito Santo, com destaque à implantação da plataforma Maria Quitéria no Parque das Baleias, a interligação de novos poços, e um incremento da sua curva de produção, até 2027.
Além dos campos offshore, a Petrobras permanece com outras operações no estado, como as unidades de processamento de gás natural de Cacimbas (UTGC) e Sul Capixaba (UTGSUL) e o Terminal Aquaviário Barra do Riacho.
O Polo Norte Capixaba compreende quatros campos terrestres: Cancã, Fazenda Alegre, Fazenda São Rafael e Fazenda Santa Luzia. O Terminal Norte Capixaba e todas as instalações de produção contidas no ring fence das quatro concessões também fazem parte do Polo, além da titularidade de alguns terrenos.
A produção média do Polo Norte Capixaba, no 1º trimestre de 2023, foi de aproximadamente 4,6 mil barris de óleo por dia (bpd), e 21,8 mil m³/dia de gás natural. A Petrobras é a operadora nesses campos, com 100% de participação.
O Polo Norte Capixaba responde por 3,3% da produção da Petrobras no Estado do Espírito Santo, e sua transfe-
A Seacrest Petroleo Bermuda Limited (Oslo: SEAPT) é uma empresa independente de produção de petróleo e gás, com um portfólio integrado de campos de produção terrestres, e infraestrutura de exportação no Espírito Santo, Brasil. A Seacrest Petróleo SPE Norte Capixaba Ltda é uma subsidiária da Seacrest Bermuda Limited.
A Petrobras disponibilizou uma experiência imersiva 4D de realidade aumentada – chamada “Missão: Águas Ultraprofundas”, que simula operações no mar – na Web Summit 2023, maior evento de inovação da Europa, que aportou pela primeira vez no Rio de Janeiro. Quem passou pelo estande da empresa pôde operar o robô do tipo ROV (Veículo de operação remota, em inglês Remotely Operated Vehicle), com a tecnologia conhecida como hand tracking (captura do movimento das mãos), e uso de óculos de realidade virtual. Os ROVs são veículos de inspeção utilizados pela Petrobras em atividades em águas profundas.
Outra atração foi uma experiência imersiva, tendo como cenário o Centro de Pesquisas e Inovação da Petrobras, o
Cenpes, o maior da América Latina, sempre protagonista no desenvolvimento de tecnologias de última geração, no segmento de águas profundas e ultra profundas.
Em paralelo, profissionais da Petrobras e de empresas parceiras participaram de batepapos interativos com o público, sobre as mais recentes iniciativas da companhia em cybersegurança, inteligência artificial e inovação – com destaque para o programa “Petrobras Conexões com a Inovação”. Essa iniciativa já investiu mais de R$ 100 milhões no desenvolvimento de soluções inovadoras, em parceria com empresas e startups brasileiras. Em formato de arena, os especialistas disseminaram ensinamentos práticos, que podem ser aplicadas aos negócios.
A Petrobras, a Shell e o Senai CIMATEC celebram, em parceria, a construção do Laboratório de Desenvolvimento de Produção (LDP), o maior complexo para pesquisa e desenvolvimento para Pré-sal. O LDP vai viabilizar condições operacionais seguras semelhantes ao Pré-sal brasileiro, para testes de sistemas integrados. A vantagem é avaliar a performance dos novos equipamentos, antes que eles sejam utilizados em campo. O laboratório está sendo construído dentro do Senai CIMATEC Park, localizado no Polo Petroquímico de Camaçari/BA.
“A criação de um laboratório que possa simular as condições extremas do Pré-sal é importante para o desenvolvimento de tecnologias que possam tornar a exploração e produção mais seguras e eficientes. O desenvolvimento de novas tecnologias é um fator importante na estratégia da Petrobras, de reduzir as emissões de suas operações e o Laboratório de Desenvolvimento da Produção cumpre seu papel dentro dessa estratégia”, afirma Maiza Goulart, gerente executiva do Cenpes – Centro de Pesquisas da Petrobras –, destacando a parceria com a Shell. “O trabalho conjunto com as outras empresas de energia é uma forma de acelerarmos o atingimento dos nossos objetivos, com retorno positivo para o Brasil, e benefício de toda a cadeia de petróleo e gás”.
“A criação dessa infraestrutura é um marco na parceria com a Shell e Petrobras. O LDP irá permitir avançar, de forma rápida e confiável, no desenvolvimento de novas tecnologias na área de poços, permitindo testar equipamentos e sistemas, que hoje não podem ser realizados no Brasil. Além disso, o LDP pode ser um vetor para fortalecer a pesquisa e a inovação nacional, através de ações de P&D”, comenta
Olivier Wambersie (segundo à esquerda na foto), gerente geral de Inovação e Tecnologia da Shell Brasil.
Um poço de 300 metros de profundidade será perfurado no complexo. Conectado a ele, será construído um ‘flow loop’, unidade fechada composta por tubulações, compressores e bombas, que simula o fluxo de produção de petróleo e gás.
Além da infraestrutura, o LDP vai contar com equipe técnica multidisciplinar de mestres e doutores, com domínio em modelagem e análise de confiabilidade, engenharia avançada, e especializada em simulações computacionais, materiais e exame de falhas e processos.
Os testes possibilitam que toda a cadeia da indústria de óleo e gás se beneficie: submarina, ‘Topsides’ (parte da plataforma de petróleo offshore que fica acima da linha da água), operações de produção, elevação e escoamento do óleo do fundo do mar e processamento.
“O LDP será fundamental para o desenvolvimento de soluções de baixo carbono na indústria brasileira. Com o fortalecimento do ecossistema de educação, ciência, tecnologia, inovação e negócios do SENAI CIMATEC, aumentaremos nossa capacidade de apoiar a indústria nacional e global, contribuindo para um futuro mais sustentável e tecnologicamente avançado”, comenta Ricardo Alban, (primeiro à direita) presidente da Fieb – Federação das Indústrias do Estado da Bahia.
Cerca de R$ 254 milhões de reais estão sendo investidos no LDP, cuja construção atende às normas internacionais para qualificação e especificações técnicas do mercado. O projeto é financiado com recursos oriundos da cláusula de Pesquisa Desenvolvimento e Inovação da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. A previsão é de que o laboratório comece a operar em 2024.
A Petrobras esclarece que, no âmbito do seu Programa BioRefino, está realizando novos estudos de projetos para expansão da produção de Diesel R, combustível da Petrobras produzido por coprocessamento de diesel mineral com óleo vegetal, que contém uma parcela de diesel verde (HVO, em inglês), podendo variar, de 5% (Diesel R5) até 10% (Diesel R10).
Estão sendo estudadas adequações para coprocessamento do Diesel R nas refinarias REGAP (Refinaria Gabriel Passos) e RNEST (Refinaria Abreu e Lima). Também serão avaliadas novas plantas dedicadas para produção do Diesel R100, com matéria-prima 100% sustentável, na RNEST e no Polo Gaslub, que poderá ter ampliação de escopo, para produzir produtos petroquímicos de segunda geração.
O Plano Estratégico 2023-27 já contempla investimentos de US$ 4,4 bilhões, em projetos com foco na transição energética, direcionados a iniciativas em baixo carbono, dos quais US$ 600 milhões no Programa BioRefino, voltado para o desenvolvimento de combustíveis mais modernos e sustentáveis nas refinarias RPBC – Refinaria Presidente Bernardes, REPAR – Refinaria Presidente Getúlio Vargas, REDUC – Refinaria Duque de Caxias, e REPLAN – Refinaria de Paulínia.
Os novos estudos estão alinhados com as propostas a serem consideradas no Planejamento Estratégico da Companhia (31/03/2023), no sentido de dar ênfase na adequação e aprimoramento do parque atual de refino, por meio do ganho de eficiência e conjugação de matérias-primas de matriz renovável no desenvolvimento de processos industriais resilientes e produtos sustentáveis. Ressalta-se que tais estudos são preliminares, e ainda serão submetidos às instâncias de governança da Companhia.
A Petrobras reduziu em 39% suas emissões de gases de efeito estufa (GEE), de 2015 a 2022 – incluindo a queda de 67% somente nas emissões de metano, nesse período. De olho no futuro, a companhia mapeou cerca de 500 oportunidades para mitigação de emissões operacionais de GEE em todos os segmentos, classificadas em cinco categorias: eficiência, energia, perdas, processo e remoção de CO2. Em paralelo, a Petrobras estuda novas oportunidades nos segmentos de energias de baixo carbono, como bioprodutos, hidrogênio e renováveis.
Além disso, a empresa conseguiu dobrar sua eficiência em emissões de GEE na produção de petróleo e gás, com utilização intensiva de tecnologias para redução de emissões, como o CCUS (Carbon Capture, Utilization and Storage) – que consiste na captura, uso e armazenamento geológico de CO2. Líder global na operação dessa tecnologia, a Petrobras bateu recorde mundial no ano passado, alcançando a marca de 10,6 milhões de toneladas de CO2 reinjetadas nos campos do Pré-Sal. Ao reinjetar o gás no reservatório, a companhia aumenta a eficiência da produção e reduz a intensidade de emissões.
Esses foram alguns dos destaques apresentados pela gerente executiva de Mudanças Climáticas da Petrobras, Viviana Coelho, no painel “O Potencial Brasileiro na Oferta de Carbono e o Soft Power Verde”, no Rio 2C, evento sobre criatividade e inovação. A executiva ressaltou o recente lançamento do Caderno do Clima da Petrobras, considerado uma referência na indústria em transparência e abrangência de dados.
“Em 2022, atingimos nosso melhor resultado histórico em intensidade de emissões, tanto nas atividades de exploração e produção (E&P), quanto no refino. Desde 2009, caiu à metade a emissão de GEE para cada barril produzido no E&P (de 30 kgCO2e, em 2009, para 15 kgCO2e, por barril). Graças a esses avanços, a Petrobras opera hoje alguns campos de petróleo com resultados de referência para a indústria de O&G, como Tupi e Búzios, no Pré-Sal da Bacia de Santos. Para se ter ideia, somente nesses campos, que representam cerca de 51% da nossa produção, atingimos desempenho de 10 kgCO2e, para cada barril de petróleo produzido”, ressaltou Viviana. Na jornada de descarbonização, a Petrobras tem a ambição de atingir a neutralidade nas emissões de gases de efeito estufa, em 2050.
A Petrobras segue uma tendência mundial, e investe no uso de computação em nuvem, para acelerar a implantação de tecnologias, como terminais virtuais, plataformas de dados e recursos de machine learning. O valor previsto para 2023 é de R$ 240 milhões, superando os R$ 172 milhões investidos no ano passado. A empresa criou, há um ano, um Centro de Competência de Computação em Nuvem (CCC), que já entregou mais de 80 soluções, e viabilizou a atualização do sistema de gestão que interliga milhares de processos da empresa. O centro contribui para habilitar tecnologias para a transformação digital dos negócios e, assim, ampliar a eficiência operacional e a competividade da Petrobras.
Especialistas preveem um crescimento do uso de nuvem. De acordo com a consultoria Gartner, até 2025, pelo menos 95% das novas cargas de trabalho digitais serão implantadas em plataformas nativas de nuvem. Em 2021, esse índice era de 30%, e o crescimento deve-se às vantagens oferecidas pela plataforma como flexibilidade, agilidade e economia na implantação de tecnologias. Nessa jornada, a Petrobras tem como parceiros a Microsoft e a Amazon Web Services (AWS).
Para a Petrobras, o uso de nuvem traz vantagens de Agilidade (a nuvem oferece acesso fácil a inúmeras tecnologias e recursos, conforme a necessidade de serviços, como computação, armazenamento e bancos de dados até Internet das Coisas-IoT, machine learning e análises de dados, entre outras); Velocidade (a nuvem permite a rápida implantação de infraestrutura, em escala global). Ou seja, as empresas podem expandir atividades para novas áreas. Ao mesmo tempo, aproximar os aplicativos dos usuários finais diminui o tempo para a troca de dados entre dispositivos (latência), melhorando a experiência de quem utiliza); Economia (ao proporcionar recursos computacionais sob demanda, a empresa paga apenas pela capacidade consumida); Elasticidade e economicidade (com a computação em nuvem, não é preciso provisionar capacidade adicional para atender possíveis picos de demandas no futuro. É possível dimensionar a quantidade de recursos realmente necessária, e então aumentar ou diminuir, instantaneamente, a escala dos recursos de acordo com a demanda).
A elasticidade da nuvem também permite a adequação a diferentes projetos: “Quanto mais uma solução depende de tecnologias de ponta, como inteligência artificial e machine learning, mais vantagens ela terá pelo desenvolvimento em nuvem, uma vez que esse é o ambiente onde as novas tecnologias são implementadas primeiro, e evoluem com maior agilidade”, explica o gerente executivo de TIC da companhia, Marcelo Carreras.
A proporção de uso de nuvem e dos Centros de Processamento de Dados (CPDs) próprios pode variar, de acordo
com as características de cada negócio e estratégia das empresas. As fortemente baseadas em tecnologia, como bancos digitais, marketplaces de comércio eletrônico, streaming de filmes e músicas, dentre outras, normalmente já nascem na nuvem, e têm ali 100% de sua capacidade computacional. Por outro lado, empresas, como a Petrobras, que já possuíam datacenters próprios antes da oferta de nuvens públicas, realizam jornadas de migração, mantendo workloads (cargas de trabalho) específicas, normalmente com aplicações características do seu negócio, para os quais a nuvem não ofereça as melhores soluções, e com custos adequados.
“A Petrobras já começou o uso da nuvem para soluções de TIC corporativas, aplicações contábeis, de RH, etc., com o objetivo de manter, nos datacenters próprios, as aplicações científicas, como é o caso da Computação de Alto Desempenho (High Performance Computing – HPC), que processa dados para as atividades de exploração e produção”, revela Carreras.
Para ele, a atualização do novo sistema de gestão SAP, concluída pela Petrobras em 2022, é um exemplo das potencialidades da nuvem. “Depois de dois anos de muito trabalho, com uma Pandemia no meio, realizamos a migração do nosso sistema integrado de gestão, o SAP, para uma versão mais moderna, totalmente na nuvem. Esse sistema envolve grande parte das aplicações que fazem parte do nosso diaa-dia, e foi a maior migração do gênero feita na América Latina, e uma das maiores no mundo. O projeto seguiu as previsões de prazo e custo, com ganhos de agilidade e eficiência”, analisa.
Desde sua implantação, o SAP S/4HANA vem processando pagamentos nacionais e internacionais, da ordem de R$ 5 bilhões/dia, recebeu mais de 72 mil propostas de fornecedores nos seus processos de contratação, e tem emitido cerca de 5 mil notas fiscais por dia. A previsão é de que essas mudanças de sistema tragam ganhos de produtividade para companhia, com um retorno esperado de mais de US$ 190 milhões, até 2025.
E, para ter acesso à nuvem, a Petrobras utiliza uma abordagem multi-cloud, ou seja, mais de um provedor: a Microsoft e AWS. Essa é uma prática comum, utilizada por empresas, que permite complementar funcionalidades atendidas por um provedor específico. Além disso, a disponibilidade de dois
fornecedores funciona como uma redundância, uma garantia, caso haja algum problema com um dos provedores. Ou seja, além dos benefícios técnicos, o uso de uma plataforma multicloud, é também uma questão estratégica de negócio.
O modelo de uso da nuvem é definido a partir de rigorosos critérios técnicos e avaliações financeiras, assim como a entrega de demandas para os diferentes provedores. Essa política fornece aos times usuários da nuvem um fluxo de decisão, que orienta a escolha do ambiente de nuvem para determinado trabalho. A padronização confere à área de TIC maior agilidade na oferta de soluções de nuvem, eliminando a necessidade de avaliação e escolha do provedor a cada nova
No 1T23, a produção média de óleo, LGN e gás natural da Petrobras alcançou 2,68 MMboed, 1,1% acima do 4T22, em função, principalmente, do início do ramp-up da P71, no campo de Itapu, no pré-sal da Bacia de Santos, da entrada de 8 novos poços na Bacia de Campos, e de maiores eficiências de produção das plataformas.
A produção no Pré-sal bateu novos recordes, mensal de 2,13 MMboed, em fevereiro de 2023; e trimestral, de 2,05 MMboed, equivalente a 77% da produção total da Petrobras, ante 75% no 4T22. A produção total operada pela Petrobras atingiu 3,74 MMboed no trimestre, 1,1% acima do trimestre anterior.
Tivemos também, em fevereiro, recorde de produção mensal em uma plataforma do Pré-Sal no FPSO Guanabara, no campo de Mero, cuja média de produção de óleo atingiu 179 Mbpd.
“O atingimento de mais um recorde, desta vez apenas 10 meses após o 1º óleo da unidade, e com 4 poços produtores, reforça o enorme potencial do campo de Mero, e é resultado da capacidade e comprometimento de nosso corpo técnico e de nossos parceiros para superar desafios”, afirma o diretor de Exploração e Produção, Joelson Mendes.
O FPSO Anna Nery está na locação e prestes a iniciar a operação no campo de Marlim, na Bacia de Campos. A unidade tem capacidade para produzir até 70 Mbpd, e processar 4 MMm3 de gás natural por dia, e será o primeiro FPSO do projeto de revitalização de Marlim e Voador a entrar em operação.
No 2T23, prevemos ainda o início de operação do FPSO Almirante Barroso. A unidade, com capacidade nominal de produção de óleo de 150 Mbpd, já está na locação, no campo de Búzios, com ancoragem finalizada, e primeiro poço produtor interligado. Esta será a quinta unidade a entrar em operação no campo de Búzios.
O rendimento de diesel, gasolina e QAV no 1T23 atingiu 67% de participação na produção total, 1 p.p. acima do 4T22. As vendas de derivados no 1T23 ficaram em linha com o 1T22, apesar da conclusão da venda da REMAN, em 30 de novembro de 2022.
solicitação.
“A Petrobras adota as melhores práticas do mercado e das tecnologias para inovação e modernização do ambiente na empresa. A nuvem soma, amplia as possibilidades e ajuda a priorizar o melhor retorno. Trata-se de um movimento estruturado, aderente à nossa estratégia de TIC”, afirma Carreras.
Ele lembra que a trajetória da empresa é marcada por investimento constante em tecnologia e inovação. “É assim que a Petrobras supera a barreira do conhecimento, viabiliza novos negócios e contribui positivamente para a sociedade”, conclui.
O fator de utilização total (FUT) do parque de refino foi de 85% no 1T23, apenas 1 p.p. abaixo do 4T22, mesmo considerando as relevantes paradas programadas nas refinarias REVAP, REFAP e RPBC. As paradas da REFAP e RPBC foram as maiores paradas da história dessas refinarias, nas quais englobaram mais de 800 grandes equipamentos, e contaram com a participação de mais de 10 mil pessoas no pico dos trabalhos. As paradas programadas realizadas garantem a confiabilidade e integridade das refinarias, além da implantação de projetos que aumentam a eficiência energética e a segurança dos processos.
Os resultados obtidos com a melhoria da eficiência operacional e os investimentos do programa RefTOP (Refino de Classe Mundial) contribuíram com a redução da Intensidade Energética de todo o parque, atingindo 106,4 no 1T23, 1,4 abaixo do observado no 4T22, e com a redução da Intensidade de Emissões de Gases de Efeito Estufa (IGEE), para 37,7 kgCO2e/CWT, 0,2 kgCO2e/CWT a menos, em relação ao 4T22.
Os óleos do Pré-Sal representaram 62% da carga processada no 1T23, 2 p.p. acima do 4T22, e contribuíram para a elevação do rendimento de derivados de alto valor agregado e redução de emissões.
Avançamos no desenvolvimento de produtos mais sustentáveis e eficientes, com a certificação do Diesel R na REPAR, o lançamento da nova gasolina Premium, a comercialização exclusivamente de óleo combustível com teor máximo de 1% de enxofre no mercado nacional, e o início da comercialização do Ultra Low Sulfhur Marine Gas Oil. Adicionalmente, realizamos teste de pavimentação com asfalto CAP PRO, um novo produto que pode reduzir em até 35% o consumo de energia, e em até 65% as emissões dos Gases de Efeito Estufa, com previsão de início de vendas no segundo semestre.
As vendas de diesel S-10 no 1T23 representaram 63,3% das vendas totais de óleo diesel pela Petrobras, ultrapassando o registro do 4T22 de 60,3% e estabelecendo um novo recorde trimestral.
O Relatório completo está em https://api.mziq.com/mzfilemanager/v2/d/25fdf098-34f5-4608-b7fa-17d60b2de47d/ fe146ca6-0d72-3e45-4cd6-3c6fef05150f?origin=2