Revista TN Petróleo

opinião

A proteção da federação: receitas de royalties e do ICMS, de

Petróleo I Gás I Biocombustíveis

Rodrigo Jacobina, sócio do Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados.

Retrospectiva 2011: ano de pré-sal e renováveis Frota em expansão Frade: tolerância zero Ano XII • jan/fev 2012 • Nº 81 • www.tnpetroleo.com.br

especial

Drilling mercado aquecido

Suplemento especial: caderno de sustentabilidade Coleta e rerrefino: práticas sustentáveis, por Thiago Luiz Trecenti Petróleo e gás no Brasil: antes mal acompanhado do que só, por Bashir Karim Vakil e Ana Luiza Cruz Vizaco Mancais de deslizamento autolubrificantes, por Hubert Hilp Controle microbiano gera aumento de produção de gás, por Debora Takahashi Seguro contra riscos de engenharia garante tranquilidade à obra, por Luciana Santana Entrevista exclusiva

José Jorge de Araújo, presidente da Technip no Brasil

Aquisições dão suporte à expansão no Brasil

sumário

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edição nº 81 jan/fev 2012

entrevista exclusiva

aquisiçõEs

sEGmENTO suBsEa, um dOs Três ramOs dE NEGóciO da TEchNiP, quE

por Rodrigo Miguez

do grupo francês Technip, que atua desde 1976 no Brasil, visam o desenvolvimento de novas tecnologias para a exploração de petróleo no présal. “Continuaremos acreditando e investindo no Brasil”, afirma José Jorge de Araújo.

aGOra POdErá OfErEcEr aOs cliENTEs uma sOluçãO dE PrOJETOs

Em ENTrEvisTa Exclusiva à TN Petróleo, ele fala das aquisições recentes que vão garantir maior sinergia entre as empresas do grupo, sobre as expectativas em relação ao mercado brasileiro, no qual a Technip pretende aumentar sua presença nas áreas onshore e offshore.

O executivo evita fazer maiores comentários sobre a licitação de navios de gás natural, feita pela Petrobras, que serão usados no escoamento da produção deste insumo no pré-sal da Bacia de santos, da qual participou em consórcio com as parceiras japonesas modec e JGc. “as expectativas são grandes”, é a curta resposta.

TN Petróleo – A Technip adquiriu recentemente a Global Industries, por US$ 1 bilhão. Quais foram os ganhos da empresa com o negócio?

José de Araújo – Este processo gera sinergia para o segmento de negócios subsea, um dos três ramos de negócio da Technip, que agora poderá oferecer aos clientes uma solução de projetos integrados, também em águas rasas, do tipo s-lay, com recursos próprios. Essa aquisição representa uma complementaridade importante.

Há planos de novas aquisições? acabamos de adquirir o controle da cybernétix, empresa que tem know-how na área de equipamentos operados remotamente e robótica em geral, bem como transmissão de dados. integrando esse conhecimento com o da Technip, estaremos oferecendo prontamente ao mercado soluções de monitoramento e integridade de ativos offshore e subsea.

da operação está previsto para setembro de 2013. Já temos o leiaute e iniciamos o projeto básico.

Também adquirimos o equipamento, com o prazo de entrega mais longo, para garantir o cumprimento do cronograma.

Falando de Brasil, o que representou para a empresa a inauguração, em Vitória, da nova linha de produção de tubos flexíveis? a nova linha ali instalada é capaz de atender o pré-sal, porém com uma limitação de capacidade, que será eliminada com a nova fábrica.

Como está o andamento do projeto da segunda fábrica de tubos da empresa? Quanto será investido? a nova fábrica será instalada no Porto de açu, no município de são João da Barra (rJ), e vai gerar cerca de 600 empregos diretos. O início

vimento do Porto de Angra. Como estão as obras e quais os benefícios desse investimento?

O Terminal Portuário de angra dos reis está sendo modernizado para melhorar o nível de serviços a ser prestado, conforme o contrato de concessão com a docas. O benefício se reverte em uma rentabilidade, ainda que

A empresa vai investir R$ 80 milhões na expansão e desenvol-

pequena, além de garantir uma pequena área dedicada à logística dos projetos de instalação de dutos submarinos. além disso, já foi firmado o contrato de prestação de serviços para uma base de fluidos.

A Technip tem planos de instalação de uma fábrica em Santos,

TN Petróleo 81

TN Petróleo 81

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Aquisições dão suporte à expansão no Brasil

iNTEGradOs, TamBém Em áGuas rasas.

fotos: Ricardo Almeida

Sem números públicos (mas em milhões de reais), os investimentos

com José Jorge de Araújo, presidente da Technip no Brasil

a aquisiçãO da GlOBal GEra siNErGia Para O

dão suporte à expansão no Brasil

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Entrevista exclusiva

José Jorge de Araújo, presidente da Technip no Brasil

especial: drilling

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Especial: drilling

Drilling:

Drilling:

mercado aquecido

Q

Foto: Divulgação Baker Hughes

ue o mercado de drilling está aquecido, ninguém tem dúvida. Não somente por conta das gigantescas descobertas de petróleo e gás no pré-sal e também de novas reservas no pós-sal (em mar e terra firme), que têm atraído novos investidores para o país, como também pela necessidade de obter retorno para os investimentos feitos nos últimos anos.

Pesa ainda o fato de que sem leilões de novas áreas desde 2008 e com prazos que estão se esgotando para blocos adquiridos em licitações anteriores, as companhias de petróleo, grandes e pequenas, estão tentando garantir a continuidade de suas operações no país.

Esse aquecimento está visível nos relatórios mensais de perfuração de poços da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e

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Biocombustíveis (ANP). Um dos mais atualizados relatórios do banco de dados da agência, esses registros refletem a aceleração da atividade nos últimos anos.

Devido aos números crescentes e do tempo de perfuração de

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TN Petróleo 81

especial: retrospectiva revestimento 2011 de dutos

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seTeMBro

Junho agosTo

fevereiro regrino e dois VLCCs da Vale); três lançamentos de embarcações ao mar (os navios Rômulo Almeida, José de Alencar, quinto navio do Promef e o Sea Brasil, primeiro Green Vessel do país); foi entregue ainda à Transpetro o Celso Furtado, primeiro navio do Promef; o estaleiro Eisa começou a construir o primeiro dos quatro navios Panamax encomendados pelo Promef; o estaleiro Superpesa começou a construir o primeiro dos três navios do tipo bunker também encomendados pelo Promef; e foram anunciadas a construção de mais

14 navios (seis do Programa EBN2 e oito navios petroleiros do Promef) e a Petrobras assinou contratos para afretamento de seis navios Panamax do Programa EBN2.

Janeiro Petrobras realiza nova descoberta no pré-sal – 2011 começou com a Petrobras realizando uma nova descoberta de petróleo de boa qualidade nos reservatórios do pré-sal no bloco BM-S-9, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, com a perfuração do poço 3-BRSA-861-SPS (3-SPS-74).

Foto: divulgação hrT

Foto: divulgação ogX

Foto: Banco de imagens Tn Petróleo

Julho

noveMBro

dezeMBro

ouTuBro

Informalmente denominado ‘Carioca Nordeste’, o poço está localizado em águas onde a profundidade é de 2.151 m e a 275 km do litoral do estado de São Paulo, na área de avaliação do poço Carioca – 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50).

Análises preliminares comprovaram a extensão da acumulação que contém petróleo de alta qualidade (26º API), em reservatório de 200 m, superior ao resultado do poço pioneiro perfurado na área.

O bloco BM-S-9 é formado por duas áreas de avaliação: uma, do

poço 1-BRSA-594-SPS (1-SPS55), informalmente denominado ‘Guará’ e outra do poço 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50), deno minado ‘Carioca’, onde se localiza o poço descobridor.

Terceira maior do mundo – A Petrobras alcançou em janeiro o posto de terceira maior empresa de energia do mundo no ranking PFC Energy 50, que lista as maiores empresas mundiais de energia em valor de mercado. A companhia tem valor de US$ 228,9 bilhões e está à frente

de Shell e Chevron, que ocupam a quarta e quinta posições.

Desde que o ranking foi lançado, em 1999, a Petrobras passou de 27º lugar para a terceira colocação. Segundo a consultoria, o valor de mercado da companhia, que era de US$ 13,5 bilhões naquele ano, cresceu a uma taxa composta de 27% ao ano. suzlon fecha contrato de 218 MW no Brasil – A Suzlon Energia Eólica do Brasil, divisão brasileira da Suzlon Energy, terceira maior fabricante de aerogeradores do mundo, recebeu

TN Petróleo 81

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Foto: agência petrobras

indústria naval

Frota em expa Nsão por maria Fernanda romero

A indústria naval brasileira tem dado mostras de que, de fato, está retomando suas atividades. Só em novembro, a movimentação foi grande neste sentido. As perspectivas para o setor crescem não apenas pelas demandas do aquecimento do mercado de óleo e gás e das oportunidades do pré-sal, mas também da exigência de conteúdo local.

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TN Petróleo 81

E

m nova fase de expansão, a indústria da construção naval teve um desempenho positivo em 2011: o Brasil tem hoje a quarta maior carteira de encomendas de petroleiros do mundo e ocupa a quinta posição no ranking de encomendas de navios em geral.

Ano de pré-sal e renováveis

Foto: ricardo almeida

Foto: agência Petrobras

Foto: lenine serejo

aBril

Foto: Banco de imagens Tn Petróleo

Maio

Janeiro

Foto: divulgação all

Março

Foto: Joana Coimbra

Foto: divulgação suzlon

2011

Foto: divulgação Queiroz galvão

por Maria fernanda romero e rodrigo Miguez

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Retrospectiva 2011

O ano de 2011 foi marcado por diversas descobertas na região do pré-sal da Bacia de Santos, confirmando as expectativas da potencialidade da área. As energias renováveis, em especial a eólica, que com a realização dos leilões se tornou uma fonte energética tão viável quanto a proveniente das usinas hidrelétricas, foi outra área que também teve bastante destaque.

e renováveis

T

19

uma camada de tecnologia pura

ano de Pré-sal

ambém foi um ano importante para o Parque Tecnológico do Rio, situado na Ilha do Fundão, pois foi concluída a última etapa da licitação para ocupação de seu terreno.

Ao todo, 12 grandes companhias, a maioria do setor de petróleo e gás, vão instalar seus centros de pesquisa no local, o que representa mais de R$ 500 milhões em investimentos.

Para a indústria naval o ano também foi significativo. Realizaram-se três batismos de navios (Skandi Pe-

mercado aquecido

um poço, que varia de local para local, dependendo das condições da área (principalmente em campos offshore), é difícil mensurar quantos poços novos foram feitos no último ano. Mas basta aferir os relatórios dos últimos três meses para perceber que há sondas perfurando em várias bacias onshore e offshore.

Essas atividades vêm aumentando tanto em tradicionais áreas produtoras, como as bacias do Espírito Santo, Campos, Potiguar e Recôncavo, como também na de Santos, a mais disputada desde o advento do pré-sal, assim como nas bacias terrestres do Solimões, Amazonas e Parnaíba, onde estão atuando as mais jovens petroleiras brasileiras, como HRT e OGX. Esta última também acelerou suas operações na bacia de Campos, onde pretende produzir o primeiro óleo nos próximos seis meses.

Foto: agência Petrobras

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Foto: Divulgação Baker Hughes

O incremento das atividades exploratórias em terra firme e no mar, aliado ao aumento da produção – inclusive com a perfuração de novos poços para ampliar o fator de recuperação –, aquece o setor de drilling. As principais empresas fornecedoras de bens e serviços de perfuração estão tendo que se esforçar para atender à demanda por soluções e equipamentos de ponta que assegurem às petroleiras atingir suas metas: agregar reservas e monetizar rapidamente suas descobertas para garantir o retorno de seus investimentos, dentro dos mais rígidos padrões de segurança e proteção do meio ambiente. por Maria Fernanda romero e rodrigo Miguez

Foi a indústria de petróleo e gás que conseguiu manter aquecida a demanda do setor naval, que atingiu o estágio de consolidação com diversos lançamentos ao mar de navios, entregas de embarcações e chegadas de unidades que vão passar por conversão.

A agenda de eventos reflete esse aquecimento. No dia 11 de novembro, o STX OSV Niterói, antigo estaleiro Promar, lançou ao mar o barco de apoio Sea Brasil, encomendado pela Deep Sea Supply Navegação Marítima, empresa brasileira de capital norueguês.

A embarcação é do tipo PSV 09 CD, utilizada para dar suporte a plataformas, e foi construído com o apoio do estado carioca e do governo federal, além de financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM). Este é o 28° navio produzido pela STX OSV Niterói no Brasil.

Na ocasião também foi realizado o batimento de quilha do casco PRO-30 Skandi Paraty, encomendado pela DOF. Trata-se da embarcação de número 30 na linha de produção da STX, que será utilizado em atividades de reboque, suprimentos e manuseio de âncoras do tipo AHTS. O grupo coreano STX também está investindo na unidade de Pernambuco e, segundo se comenta, diante das encomendas de que dispõe, passou a ser o principal cliente da Rionave – empresa que ocupa a área do antigo estaleiro Caneco, na Zona Norte carioca.

Parte dos cascos encomendados ao STX OSV são fabricados na Rionave.

Já no dia 24 de novembro foi a vez de o estaleiro Aliança entregar o CBO Atlântico à Companhia Brasileira de Offshore (CBO) em evento realizado no Centro Cultural da Marinha, no Rio. Trata-se de um navio de apoio marítimo do tipo PSV (Platform Supply Vessel),

para suprimento a plataformas de produção de petróleo em alto-mar.

Será o 19º navio da frota da CBO e vai operar para a Petrobras.

A unidade teve como madrinha a Sra. Ana Carla Abreu, esposa do presidente da Cedae, Wagner Victer, que foi secretário estadual de Energia, Indústria Naval e Petróleo de 1999 a 2007, com destacada participação na recuperação da indústria da construção naval brasileira.

O presidente da CBO e do Estaleiro Aliança, Luiz Maurício Portela, informou que o CBO Atlântico foi construído no Estaleiro Aliança, em Niterói, com financiamento do Fundo de Marinha Mercante (FMM), do Ministério dos Transportes, concedido pelo BNDES, e incentivos dos governos federal e estadual.

A empresa disse ainda que está construindo no mesmo local mais cinco novos navios de apoio marítimo e que opera no segmento de navegação de apoio marítimo, no suprimento às plataformas, na atividade de reboque de plataformas e manuseio de âncoras, flotel, na proteção ambiental com embarcações de recolhimento de óleo e em operações com ROV (Veículo Submarino de Operação Remota).

Nova geração O CBO Atlântico faz parte de uma série de seis navios de apoio marítimo que incorpora inovações tecnológicas a partir do formato do casco X-Bow, da projetista norueguesa Ulstein. O formato da proa propicia melhor comportamento em mar agitado, melhorando o desempenho no apoio marítimo a plataformas de petróleo em campos a mais de 200 km da costa, onde se localiza a nova fronteira de produção de petróleo offshore do pré-sal.

A nova série de embarcações da CBO tem sistema híbrido de transporte de carga, uma exigência da TN Petróleo 81

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29

Indústria naval

Frota em expansão

46 Frade Tolerância zero eventos

Cobertura Niterói Naval Offshore - NNO 2011

CONSELHO EDITORIAL

Cobertura NNO 2011

Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel André Gustavo Garcia Goulart Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Francisco Sedeño Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha

Otimismo na indústria naval brasileira por Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

A quarta edição da Niterói Naval Offshore (NNO) superou todas as expectativas de seus organizadores ao receber 16.500 visitantes, que percorreram os 7.200 m2 do espaço, conferindo as palestras e visitando os estandes das 118 empresas expositoras. A Rodada de Negócios gerou R$ 100 milhões.

52

A

té a última edição, em 2009, o evento era conhecido como Niterói Fenashore, mas com a nova organização, do Instituto de Tecnologia Aplicada a Energia e Sustentabilidade Socioambiental (Itaesa), em parceria com a Prefeitura de Niterói, o encontro passou a se chamar Niterói Naval Offshore.

Sob o novo nome, teve resultados positivos de público e expositores, além de uma rodada de negócios de R$ 100 milhões, que reflete as perspectivas promissoras para a indústria naval brasileira.

“Ficamos muito satisfeitos com os objetivos atingidos e acreditamos

Fotos: Ricardo Almeida

50 que no próximo evento, em 2012, ampliaremos os resultados”, afirmou Pedro Thadeu Silva, presidente do Itaesa.

Este ano, o encontro teve um Networking Empresarial com a participação de 34 empresas, promovido no último dia do evento. “Estes empresários iniciaram um processo de desenvolvimento comercial entre si, que poderá ser desenvolvido no decorrer dos próximos meses com excelentes resultados de negócios”, afirmou Carlos Gaspar, diretor do Itaesa.

A sustentabilidade socioambiental também teve destaque no

TN Petróleo 81

evento. No estande do Itaesa, entidades não governamentais com iniciativas na área apresentaram seus trabalhos em palestras e minicursos, pelos quais passaram 2.300 visitantes.

O secretário municipal de Ciência e Tecnologia e presidente do comitê organizador da feira, José Raymundo Martins Romêo, comemorou o bom retorno e comentou o fato de o evento ser anual a partir deste ano. Na ocasião, Martins Romêo indicou o crescimento do potencial da cidade de Niterói no que se refere ao setor como sede de eventos de grande porte como a NNO, e comentou também a recente inauguração do Parque Tecnológico da Vida.

TN Petróleo 81

Otimismo na indústria naval brasileira

53

53 Formação profissional 56 Fornecedores em ação eventos

Cobertura Brasil onshore 2011 Fotos: Diógenes Almeida

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teRRA:

petRóleo À vistA! por Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

por Maria Fernanda Romero, enviada especial

Na maré do pré-sal, a cadeia produtiva de petróleo e gás lança suas atenções para o potencial de exploração e produção em terra firme, foco dos debates da terceira edição da Brazil Onshore. O evento, realizado no Rio Grande do Norte, retomou o debate sobre os desafios e as novas tecnologias para produção em campos terrestres, que estavam um pouco esquecidas por conta das grandes descobertas em águas profundas.

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Cobertura Brasil Onshore 2011

“A produção do pAís não é só o pré-sal”, enfatiza Bruno Moczydlower, coordenador do comitê técnico da Brazil onshore 2011, realizada entre os dias 28 e 30 de novembro, em Natal (rN). organizado pelo Instituto Brasileiro do petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBp) e pela society of petroleum Engineers (spE), o evento reuniu os principais representantes do setor de óleo e gás voltados para a exploração e produção em terra.

Na área de exposições de 650 m2 da feira, estiveram 51 empresas, como Baker Hughes, Halliburton, petrobras, schlumberger, oGX, Frontier, Cameron e Wheatherford. As empresas compartilham o espaço

com fornecedores de equipamentos e empresas locais – de Mossoró/rN, da Bahia e de outros estados. Nos estandes de demonstração de produtos, credenciais técnicas e habilidades tecnológicas.

Na conferência, realizada simultaneamente ao evento, debates e palestras sobre viabilidade econômica de campos marginais, licenciamento ambiental de poços terrestres e temas técnicos, como automação da produção (smartfields), produção de óleo pesado em terra, tecnologias acessíveis para campos terrestres marginais, e reservatórios não convencionais. “o evento foi uma grande oportunidade para levantar a discussão de como será o cenário das atividades terrestres (onshore) no país e investimentos futuros. diversas companhias estão investindo em

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seu portfólio exploratório terrestre e as primeiras descobertas já estão surgindo”, destacou Jacques salies, presidente da seção Brasil da spE. Ele lembrou que, por ter custos mais baixos e menores complicações logísticas, “os campos em terra funcionam como um grande laboratório para tecnologias que serão posteriormente utilizadas em ambiente offshore”.

Terra: petróleo à vista!

Atividade consolidada No Brasil, há 76 empresas trabalhando na exploração e produção de petróleo em terra, sendo 40 brasileiras e 36 estrangeiras, a maior parte delas pequenas e apenas com operação onshore. de acordo com o relatório mensal da Agência Nacional de petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANp), em outubro, das 299 concessões, operadas por 26 empreTN Petróleo 81

63

artigos 84 Coleta e rerrefino: práticas sustentáveis, por Thiago Luiz Trecenti 108 Petróleo e gás no Brasil: antes mal acompanhado do que só, por Bashir Karim Vakil e Ana Luiza Cruz Vizaco

110 Mancais de deslizamento autolubrificantes, por Hubert Hilp 114 Controle microbiano gera aumento de produção de gás, por Debora Takahashi

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

Ano XII • Número 81 • jan/fev 2012 Fotos: Jim Cunningham, BP e divulgação Technip opinião

A proteção da federação: receitas de royalties e do ICMS, de Rodrigo Jacobina, sócio do Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados.

PETRÓLEO I GÁS I BIOCOMBUSTÍVEIS

Retrospectiva 2011: ano de pré-sal e renováveis Frota em expansão Frade: tolerância zero

120 Seguro contra riscos de engenharia garante tranquilidade à obra,

Ano XII • jan/fev 2012 • Nº 81 • www.tnpetroleo.com.br

por Luciana Santana

seções 3 editorial 4 hot news 8 indicadores 50 eventos 66 perfil profissional 69 caderno de sustentabilidade 86 pessoas

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Drilling mercado aquecido

Suplemento especial: Caderno de Sustentabilidade Coleta e rerrefino: práticas sustentáveis, por Thiago Luiz Trecenti Petróleo e gás no Brasil: antes mal acompanhado do que só, por Bashir Karim Vakil e Ana Luiza Cruz Vizaco Mancais de deslizamento autolubrificantes, por Hubert Hilp Controle microbiano gera aumento de produção de gás, por Debora Takahashi Seguro contra riscos de engenharia garante tranquilidade à obra, por Luciana Santana Entrevista exclusiva

José Jorge de Araújo, presidente da Technip no Brasil

Aquisições dão suporte à expansão no Brasil

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TN Petr贸leo 81

editorial

Rua do Rosário, 99/7º andar Centro – CEP 20041-004 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 3221-7500 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE NOVOS NEGÓCIOS Lia Medeiros (21 8241-1133) liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso (21 9617-2360) beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br EDITOR DE ARTE, CULTURA E VARIEDADES Orlando Santos (21 9491-5468) REPÓRTERES Maria Fernanda Romero (55 21 8867-0837) fernanda@tnpetroleo.com.br Rodrigo Miguez (21 9389-9059) rodrigo@tnpetroleo.com.br Karolyna Gomes (55 21 7589-7689) karolyna@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio (21 9361-2876) dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz (21 3221-7500) beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Fabiano Reis (21 3221-7506) webmaster-tn@tnpetroleo.com.br Marcos Salvador (21 3221-7510) marcossalvador@tnpetroleo.com.br REVISÃO Sonia Cardoso (21 3502-5659) DEPARTAMENTO COMERCIAL José Arteiro (21 9163-4344) josearteiro@tnpetroleo.com.br

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Os artigos assinados são de total responsabilidade dos autores, não representando, necessariamente, a opinião dos editores.

TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores e compradores do setor de petróleo.

Filiada à

Margem de segurança

O

ano de 2011 se encerrou, mas deixou algumas lições para a indústria de óleo e gás. Primeiro, que não adianta alardear os investimentos em segurança, meio ambiente e saúde (SMS), sem que haja, efetivamente, um monitoramento contínuo e permanente de todas as operações, tanto das petroleiras como daqueles a quem elas contratam para fornecer equipamentos e executar serviços.

Os acidentes ocorridos nos dois últimos anos mostram que, a despeito dos recursos alocados em SMS, acidentes acontecem. E podem ganhar proporções inimagináveis, como ocorreu no Golfo do México. Ainda que o histórico de acidentes no país seja inferior ao registrado em outras regiões do mundo, prevenir continuará sendo, sempre, o melhor remédio.

E para isso é necessário não somente que a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) atue de forma incisiva na fiscalização do setor, como também que o próprio mercado seja fiscal de seus parceiros. Ou seja, a responsabilidade é de todos. Inclusive da sociedade, de exigir dessa indústria, mais além de royalties e empregos, a preservação do meio ambiente e maior segurança para quem atua nesse setor, embarcado ou em terra firme.

Isso se faz urgente devido ao incremento das atividades exploratórias, assim como o aumento da produção, que tem agitado o segmento de drilling: as sondas não param de funcionar na costa

brasileira assim como em bacias onshore de maior potencial, como no Nordeste e na Amazônia brasileira, como veremos na reportagem de capa dessa edição.

Esse aquecimento da atividade de drilling cria mais um gargalo, não somente de mão de obra especializada, como também no que diz respeito ao volume de equipamentos necessários para atender essa demanda, dentro dos mais rigorosos padrões de segurança, para que esse boom não dê início a um ciclo de acidentes.

O fato é que a indústria, principalmente as petroleiras que vêm alocando pesados recursos em suas operações no país, precisam de um retorno para seus investimentos, sob o risco de tornarem suas atividades no país insustentável.

Principalmente levando-se em conta que novas áreas não são licitadas desde 2008, quando ocorreu o último leilão da ANP, e há prazos para apresentarem resultados. A estagnação desse processo representa outro grande risco para o setor.

E mais uma lição a aprendermos: paralisar processos pode significar um retrocesso.

A declaração antecipada de comercialidade de Guará, com 2,1 bilhão de barris, aliada ao aumento acelerado da produção (inclusive no pré-sal) e ao incremento das reservas brasileiras mostram que o setor tem um enorme potencial de crescimento nos próximos anos. Mas para isso, é necessário que todos façam a lição de casa, para termos, no futuro, uma margem de segurança que possibilite a essa indústria crescer de forma sustentável.

Benício Biz Diretor executivo da TN Petróleo

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Barcos de apoio e especiais

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Semissubmersíveis e FPSOs

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Jaqueta e TLWP

78

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83

Sondas de perfuração LDA acima de 2.000 m

(1) As duas sondas realocadas de operações internacionais, expiram em 2015, assim não foram consideradas no valor acumulado de 2020.

(2) A demanda de longo prazo será ajustada de acordo com a evolução da necessidade, pois estes números incluem 29 sondas cujos contratos vencem até 2020.

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1667 7kmk

m

BM-S-57 BM-S-60 BM-S-60 BM-S-59 BM-S-57 BM-S-57

Niterói BM-S-59 BM-S-59 Mexilhão Natal

Installation contractor for offshore industry

0kmk 2000

BM-S-53

m

ENCARTE ESPECIAL DESTA EDIÇÃO: MAPA E&P BRASIL 2011/2015

Soluções em Engen

Panoramix 2 Panoramix

BM-S-56

Belém

BM-S-58 BM-S-56 BM-S-56 BM BM-S-58 BM-S-58

BMBM-

PMXL PMXL-1 Me

BM-S-55 BM-S-53 BM-S-52 BM-S-53

BM-S-64

Lagosta

Avenida Nilo Peçanha, 26, grupo 904, Centro CEP 20020-100 • Rio de Janeiro • RJ • Brazil Phone: + 55 21 2524-0296 • Fax: + 55 21 2532-4671 mcs@mcsengenharia.com • www.mcsengenharia.com

PR

BM-S-55 BM-S-55 BM-S-52 BM-S-52 BM-S-51 BM-S-50 Corcovado Asterix BM-S-48 MerluzaBM-S-64 Merluza BM-S-46 BM-S-65 BM-S-51 BM-S-50 BM-S-50 S-M-732 BM-S-51 S-M-734 Abacate BM-S-29 BM-S-48 BM-S-48 BM-S-48 PMLZ BM-S-46 BM-S-65 BM-S-46 BM-S-29 BM-S-65 BM-S-67 S-M-732 S-M-734 BM-S-48 BM-S-62 S-M-732 S-M-734 BM-S-29 BM-S-48 BM-S-66 S-M-855 S-M-857 Pepe Vampira BM-S-68 BM-S-67 BM-S-63 BM-S-62 BM-S-66 S-M-855 S-M-857 BM-S-62 S-M-980 S-M-855 S-M-982 S-M-857 Guaiamá Bem-Te-V BM-S-68 BM-S-8 PiracuáBM-S-71 BM-S-68 BM-S-61 BM-S-63 BM-S-63 BM-S-72 Pialamba Abará Oe S-M-980 S-M-982 S-M-980 S-M-1109 S-M-982 S-M-1103 S-M-1105 BM-S-8 BM-S-61 BM-S-71 BM-S-8 BM-S-75 BM-S-71 BM-S-76 BM-S-61 BM-S-21 BM-S-72 BM-S-49 BM-S-72 BM-S-77 S-M-1109 S-M-1103 S-M-1105 S-M-1233 Caramba S-M-1109 S-M-1103 S-M-1105 BM-S-76 BM-S-69 BM-S-70 Tiro and Sídon BM-S-75 BM-S-21 BM-S-40 BM-S-76 BM-S-17 BM-S-21 BM-S-49 BM-S-77 S-M-1233 BM-S-49 BM-S-77 BM-S-69 BM-S-70 S-M-1233 Tubarão SS-11 BM-S-73 Thebas BM-S-69 BM-S-41 BM-S-70 BM-S-40 Zephir AvaréSS-11 Atlantic BM-S-40 BM-S-17 BM-S-17 Estrela do Mar BM-S-74 BM-S-41 BM-S-41 FSO Avaré BM-S-41 BM-S-73 Coral BM-S-73 BM-S-41 Caravela BM-S-74 BM-S-74 BM-S-12 BM-S-41

Natal

Porto de Paranaguá

Abaré OesteA

Piracucá

Porto de São Francisco do Sul

SC

Tiro e Sídon

Thebas

Cavalo Marinho

Maracujá

Ilha Bela

BM-S-12

Demanda de novos equipamentos e materiais no PN 2011/2020

4

Árvores de natal offshore ....................... 976 Cabeças de poço offhsore................... 1.310 Linhas flexíveis ............................10.356 km Manifolds submarinos ............................. 65 Revestimento e tubos ............. 1.340.000 ton Umbilicais ......................................6.645 km Árvores de natal terrestre .................... 1.387 Cabeças de poço terrestre................... 1.404 Geradores .............................................. 618 TN Petróleo 81 Filtros ................................................

2.141 Flares....................................................... 69

Bombas ............................................. 7.004 Compressores ...................................... 429 Guinchos ................................................ 62 Guindastes offshore ................................ 92 Motores à combustão ........................... 720 Turbinas ................................................ 835 Aço estrutural ....................... 1.521.450 ton Reatores ............................................... 244 Separadores água/óleo............................ 97 Tanques de armazenamento ............... 1.020 Torres de processo ............................... 391

BM-S-12 Ilha Bela Porto de Itajaí

Porto de Florianópolis

Petrobras em números (set/2011) Receita líquida ...................................................................... R$ 180,4 bi Lucro líquido ........................................................................... R$ 28,3 bi Investimentos totais ............................................................R$ 50,8 bi Investimentos em P&D ........................................................R$ 13,6 bi Investimentos PN 2011-2015 ........................................US$ 224,7 bi Investimentos E&P no PN 2010 a 2014 .....................US$ 127,5 bi Exportação de petróleo e derivados (bpd)...........................712 mil Valor de mercado (após capitalização) ........................R$ 373,8 bi Royalties e participações governamentais .................... R$ 19,4 bi Contribuição ao país (impostos, taxas e contribuições sociais) ...................................................... R$ 54,5 bi

Empregados próprios ....................................................................81.510 Empregados próprios da holding .............................................. 58.510 Reservas (critério SPE – 31/12/2010) ............................15,2 bi boe Produção média boe/d (Brasil e exterior) ....................... 2.599.000 Produção média boe/d (Brasil) ..........................................2.013.000 Produção média de GN em boe/d (Brasil) ......................... 350.000 Recorde de produção bpd (27/12/2010) ..........................2.256.000 Recorde produção em águas profundas (Lula)...................2.140 m Plataformas de produção em operação ........................................ 140 Sondas de perfuração em operação (terra e mar) .....................120 Poços produtores (Brasil 12 mil e exterior) ...........................15.000

Malha dutoviária .......................................................................26 mil km Navios petroleiros próprios .................................................................52 Navios petroleiros afretados .............................................................120 Terminais no Brasil.................................................................................48 Refinarias no Brasil ................................................................................ 11 Refinarias no exterior ... ..........................................................................4 Refino em bpd (Brasil e exterior) .....................................2,2 milhões Postos de serviço e abastecimento ............................................7.306 Postos de GNV ......................................................................................500 Geração elétrica (termelétricas) .........................................5.284 Mw Fornecedores cadastrados .............................................................6 mil

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Legendas Plataforma Fixa ..................

CPVV

Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO).........

VITÓRIA SAMARCO – UBU

Bacia do Espírito Santo

Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência (FSO) ..................................

Semissubmersível ..............

Gasoduto Oleoduto

Cangoá

BM-ES-5 BM-ES-5

Camarupim

Espírito Vitória Santo CAV GAS

UPCGN

Rio de Janeiro

Capixaba

BM-C-32 BM-C-32

Argonauta

Ostra Abalone

Capixaba Cidade do Espírito Santo

Itaipu

Itaipu

BM-C-30 P-58 BM-C-30 Cidade do Catuá Espírito Santo Wahoo BM-C-31

Bacia do Espírito Santo

Bacia de Campos

UC

SD GA

Porto do Forno

Pirapitanga

174 kmBM-S-45 BM-S-45

174 km

1177 2 kk

Carapiá

BM-S-42

m

m

BM-S-42 BM-S-42

Peró Carataí

Atlanta

Florim

BM-S-11

BM-S-54 BM-S-54 BM-S-10

Parati

Tupi Tupi Oeste Nordeste

BM-S-24 Lula Nordeste Macunaíma Cidade de BM-S-11 Cidade de Angra dos Reis Carioca Angra dos Reis BM-S-24 BM-S-24 Lula Nordeste Júpiter Cidade de São BM-S-11 Vicente BM-S-11 Carioca BM-S-9 Externo de Lula Vi Guará Norte BM-S-9 Producer Dynamic Tupi Sul Guará este Iguaçú BM-S-9 BM-S-22 BM-S-9

Tupi

Guará Norte

Abaré BM-S-9

Guará Sul

BM-S-9

BM-S-22 BM-S-22

Azulão

Guarani

Huna Huna Hawaii Hawaii Kilawea Kilawea

Iara entorno Iara

BM-S-11 BM-S-11

Cernambi Lula Oeste

BM-S-10 BM-S-10

Peroba

l

Vesúvio Direcional Vesúvio Direcional Vesúvio VerticalVertical Vesúvio Vesúvio Vesúvio Krakatoa Krakatoa

OGX: BM-C-39; BM-C-40; BM-C-41; BM-C-42; BM-C-43; BM-S-29; BM-S-56; BM-S-57; BM-S-58; BM-S-59 – Maersk Oil: BM-C-37; BM-C-38 – BP: BM-C-08; BM-C-32; BM-C-34 – Anadarko: BM-C-29; BM-C-30 – BG: BM-S-13; BM-S-52 – Esso: BM-S-22 – Eni: BM-S-4; S-M-857 – Shell: BM-S-54 – Sonangol Starfish: BM-C-45; BM-C-46; BM-S-60 – Repsol Sinopec: BM-S-48; BM-S-55; S-M-1.105; S-M980; BM-C-33 – Statoil: BM-C-47; S-M-1.233 – Karoon: BM-S-61; BM-S-62; BM-S-68; BM-S-69; BM-S-70 – Vanco: BM-S-63; BM-S-71; BM-S-72 – ONGC Campos: BM-S-42; BM-S-73; S-M-1.103 – Hess Brasil: BM-ES-30 – Perenco: BM-ES-37; BM-ES-38; BM-ES-39; BMES-40; BM-ES-41

3BRSA861SPS

24.515

1.290

7JUB27HPESS

21.619

7 Campos MARLIM LESTE 7MLL10HPRJS

21.316

8 Campos MARLIM SUL

21.007

7MLS177HPRJS

20.821

6BRSA806RJS

20.693

11 Campos MARLIM LESTE 7MLL54HPRJS

20.312

12 Campos MARLIM SUL

7MLS63HPARJS

19.811

13 Campos JUBARTE

7JUB19HESS

18.938

14 Campos JUBARTE

7JUB16HPESS

17.721

15 Campos CACHALOTE

7CHT5HAESS

17.472

16 Campos MARLIM SUL

7MLS179HPRJS

17.391

17 Campos MARLIM LESTE 7MLL50HRJS

16.714

18 Campos RONCADOR

7RO41DRJS

16.640

19 Santos

3BRSA496RJS

16.414

7RO46HPRJS

15.222

LULA

21 Campos BARRACUDA

7BR73HPARJS

22 Campos JUBARTE

7JUB13HPESS

23 Campos JUBARTE

7JUB14HAESS

14.797

24 Campos RONCADOR

7RO92DRJS

14.350

25 Campos RONCADOR

7RO9DRJS

14.350

26 Campos MARLIM SUL

7MLS163HPRJS

13.940

27 Santos

1BRSA607SPS

13.299

TLD-BM-S-40

14.949 14.869

28 Campos MARLIM SUL

3BRSA653DRJS

13.018

29 Santos

1BRSA658SPS

12.998

7FR15HPRJS

12.712

TLD-BM-S-40

Campo

Poço (ANP)

GN (Mm³/d)

1 Santos

MEXILHÃO

7MXL7HPSPS

1.915

2 Espírito Santo

CAMARUPIM /CAMARUPIM NORTE

7CMR1HESS

1.626

3 Santos

MEXILHÃO

9MXL2HPSPS

1.322

4 Santos

9BRSA716RJS

1.322

7URG4RJS

1.290

LAGOSTA

7LAG1HASPS

1.261

7 Espírito Santo

CANAPU

4BRSA265ESS

1.173

78.743

896,12

73.531

8 Camamu

MANATI

7MNT4BAS

1.135

55.757

96,92

56.367

9 Camamu

MANATI

7MNT6DBAS

1.104

19.567

44,84

19.849

10 Camamu

MANATI

7MNT5DBAS

1.074 999

1.968.903

65.897,31

2.383.397

73.272

869,81

67.895

UPCGN Gasoduto de 18” Oleoduto de 38”

Gasoduto de 12” (extensão 95km)

FPSO FPSO

Peroá PCA 2 e 3

100.00

6 milhões

180.000 100.000

2 milhões 3,5 milhões

2009

800

35.000

10.000

2007

Golfinho

1.386

100.000

3,5 milhões

2008

Jubarte

1.350

60.000

600.000

FPSO

2006

Baleia Franca

1.340

100.000

2,5 milhões

Fixa

2006

Peroá e Cangoá

67

–

8 milhões

Fixa

1987

Cação

19

2.000

250.000

Unidades offshore na Bacia de Campos Nome

Tipo

Início da operação

Localização (campo)

P-62 P-63 P-61 P-55 OSX-1 (OGX) Maersk Peregrino (Statoil Brasil)

FPSO FPSO TLWP Semissub FPSO FPSO

2014 2013 2013 2012 2011 2011

Roncador Papa-Terra Papa-Terra Roncador Waimea Peregrino

Cidade de Quissamã Cidade de Arraial do Cabo P-56 Frade (Chevron)

UMS/ Semissub UMS/ Semissub Semissub FPSO

2011

Marlim

2011

Cherne

–

–

–

2011 2009

Marlim Sul Frade

1.700 1.100

100.000 100.000

6 milhões 3 milhões

Cidade de Niterói Cidade de Rio das Ostras FSO Cidade de Macaé

FPSO FPSO

2009 2008

Marlim Leste Badejo

1.080 95

100.000 20.000

3,5 milhões 70.000

FSO

2007

95

–

–

Polvo (BP) Polvo (BP) P-54 P-53 PRA-1 Rio de Janeiro P-51 P-52 P-50

FPSO Fixa FPSO FPU Rebombeio FPSO Semissub Semissub FPSO

2007 2007 2007 2008 2007 2007 2008 2007 2006

105 105 1.300 1.080 106 1.370 1.255 1.800 1.750

90.000 60.000 180.000 190.000 750.000 (Reb.) 100.000 180.000 180.000 180.000

– – 6 milhões 6 milhões – 2,5 milhões 7 milhões 9 milhões 6 milhões

Cidade de Armação dos Búzios P-48 P-47 P-43 Marlin Sul Fluminense (Shell) Brasil P-65 (SS-06) P-40 P-38 P-37 P-35 P-33 P-32 P-31 P-27 P-26 P-25 P-20 P-19 P-18 P-15

UMS/ Semissub

2006

Marlim Sul/ Marlim Leste/ Roncador Polvo Polvo Roncador Marlim Leste Marlim Sul Espadarte Marlim Sul Roncador Albacora Leste Enchova

FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO

2005 2005 2005 2004 2003

FPSO Semissub Semissub FSO FPSO FPSO FPSO FPSO FPSO Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub Semissub

2003 2002 2001 2001 2000 1998 1998 1997 1998 1998 1997 1996 1992 1997 1994 1983

11 Santos

MEXILHÃO

7MXL9HPSPS

760

12 Espírito Santo

PEROÁ

7PER2ESS

911

P-12

Semisub

1984

391

13 Camamu

MANATI

7MNT1BAS

880

P-09

Semissub

1983

14 Campos

JUBARTE

P-08 P-07

Semissub Semissub

1993 1988

PCE-1

Fixa

1988

PCH-1

Fixa

1984

PCH-2

Fixa

1983

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

Fixa Fixa Fixa Fixa

1988 1988 1988 1979

PNA-1

Fixed

1983

PNA-2 PPG-1A PPM-1 PVM-1 PVM-2

Fixed Fixed Fixed Fixed Fixed

1984 1988 1984 1988 1988

361

0,11

362

10 W. Petróleo

223

0,97

229

11 Petrogal Brasil

197

0,63

201

0

29,26

184

13 Recôncavo E&P

150

0,56

154

14 UP Petróleo Brasil

77

1,33

86

15 UTC Engenharia

55

3,62

78

16 Severo Villares

39

1,23

47

19 Solimões RIO URUCU

7RUC58HPAM 7MNT3BAS

6BRSA639ESS

765

15 Solimões RIO URUCU

7RUC56HPAM

749

16 Sergipe

PIRANEMA

4BRSA189ASES

733

17 Santos

LULA

3BRSA496RJS

651

18 Espírito Santo

CAMARUPIM /CAMARUPIM NORTE

7CMN2HESS

639

589

17 UTC Óleo e Gás

39

0,91

45

20 Camamu

MANATI

18 Silver Marlin

31

0,99

37

21 Campos

MARLIM SUL 7MLS163HPRJS

19 Alvorada

27

0,2

29

22 Solimões RIO URUCU

7RUC65DPAM

550

20 Vipetro

10

0,03

10

23 Santos

3BRSA861SPS

539

9

0,01

9

24 Solimões LESTE DO URUCU

7LUC42HPAM

531

25 Solimões RIO URUCU

9RUC63DAM

459

26 Santos

LULA

3BRSA755ARJS

458

27 Campos

RONCADOR

7RO77HRJS

456

22 Egesa

8

0,01

8

23 Central Resources

6

0,02

6

24 Cheim

5

0,17

6

2

0,003

2

2.188.482

67.868

2.615.373

TLD-BM-S-9

569 564

28 Solimões RIO URUCU

7RUC39HPAM

425

29 Solimões RIO URUCU

3BRSA515AM

409

30 Solimões RIO URUCU

7RUC42HPAM

408

FPSO Frade

Projeto Varredura: desenvolvimento tecnológico e otimização exploratória

Roncador Frade FPSO Brasil FSO Cidade de Macaé

P-54 P-25

PVM-1 P-50

Volumes recuperáveis adicionais com as descobertas: Pós-sal – Marimbá, Marlim Sul e Pampo: 1.105 MM boe; Pré-sal – Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste, Albacora e Albacora Leste: 1.130 MM boe.

Produtividade dos poços supera 20.000 bpd

PVM-2 PRA-1 Vermelho PPG-1A/AB

Carapeba PCP-2 Garoupinha PVM-3

Albacora P-31

Albacora Leste

Moréia Pargo PCP-3

P-20 PGP-1 Garoupa PNA-2

P-33

P-27

P-32

91 Km

Obs.: Entre 2011 e 2015 serão perfurados 67 poços exploratórios na Bacia de Campos em áreas de produção

P-19 P-18

PNA-1 Viola PCH-2 Bagre Cherne Namorado Anequim Marimba

Voador Marlim P-35

Capacidade de compressão de gás (m³/dia) 6 milhões

1.400

843

Parati Oleoduto de 24” (extensão 82km; vazão nominal: PCH-1 22,8 mil m3 por dia) Gasoduto de 18” (extensão: 118km; vazão nominal: 4,25 milhões m3 por dia)

FPSO

P-34 Juscelino Kubitschek Capixaba

Capacidade de produção (bpd) 100.000

1.260 1.500/ 2.000

1,66

Infraestrutura

Cabiúnas

Cidade de São Mateus Cidade de Vitória

Lâmina d’água (m) 1.400

Jubarte Abalone/ Argonauta/ Nautilus/Ostra Camarupim

6,25

TOTAL GERAL

Gasoduto de 20” (extensão 87km; 3 vazão 4,7 milhões m por dia)

2011 2009

15,22

25 Genesis 2000

Gasoduto de 20”

2012

FPSO FPSO

351

73 Km Gasoduto de 12” (extensão 84km; vazão 2,2 milhões m3 por dia) PCP-1 Oleoduto de 22” (extensão 83km; vazão 17 mil m3 por dia)

Quissamã

FPSO

832

Bacia de Campos

Farol de São Tomé

Cidade de Anchieta P-57 Cidade do Espírito Santo

664

Rio de Janeiro Campos dos Goytacazes

Localização (campo) Jubarte/ Cachalote/Baleia Franca/Baleia Anã/Baleia Azul Baleia Azul

7 Petrosynergy

P-52

Gasene

Início da Operação 2014

8 Gran Tierra

P-55

Lagoa Feia

Tipo FPSO

6 Sonangol Starfish

21 Nord

Obs.: Blocos não citados na lista são operados pela Petrobras

5 Santos

URUGUÁ

12 Panergy

Operadoras x Blocos

22.060

LULA

Total em boe/d

9 Partex Brasil

Bacia de Santos

6BRSA639ESS

5 Santos

GN (Mm³/d)

5 BP Energy

Papa-Terra P-61 P-61

BM-S-44 BM-S-44

7CHT9HESS

TLD-BM-S-9

Nome P-58

24.786

3 Campos CACHALOTE

6 Santos

Petróleo (bbl/d)

Seat

BM-C-14 BM-C-14

BM-C-38 BM-C-44 BM-C-44 BM-C-43 BM-C-43 BM-C-46 BM-C-46 BM-C-42 BM-C-42 BM-S-44

BM-S-44

Franco

Carapicu

sa

Etna Pipeline Fuji Fuji Waimea Waimea

Oliva Tambuatá Uruguá BM-S-44 BM-S-44

BM-S-42 BM-S-42 BM-S-54

Carimbé Ranking por operador: produção de petróleo e GN

BM-C-36

BM-C-36 BM-C-36

27.315

4 Campos JUBARTE

Nº Bacia

Tracajá Marlim Leste Jabuti Jurará Marlim Sul Carimbé Muçuã

o

Salvador

Enchova BM-C-36

7CHT7HPESS

Unidades offshore na Bacia do Espírito Santo Petróleo (bbl/d)

Ranking: poços produtores de gás natural

Namorado

BM-C-28 BM-C-28

on

8 66 Itagi Aracaju M-S-4 88 Ilhéus

Brava

2 Campos CACHALOTE

30 Campos FRADE (Chevron)

Garoupa BM-C-28

Aruanã

BM-S-42

Cidade de Santos Tambaú Cidade de Santos BM-S-45

ATP-AB

Pr é-

6

m

Brava

FPSO Polvo BM-C-39 Aruanã BM-C-36 Nº Operador Fixed Polvo Detalhe BM-C-40 BM-C-34 BM-C-39 Guarajuba BM-C-45 BM-C-39 Carapicu Polvo 1 Petrobras BM-C-47 BM-C-40 BM-C-34 BM-C-40 BM-C-33 BM-C-45 Peregrino BM-C-45 Peró BM-C-35 BM-C-37 2 Chevron Frade Carataí BM-C-35 BM-C-47 BM-C-47 BM-C-33 Peregrino BM-C-35 BM-C-33 BM-C-41 3 Shell Brasil Etna BM-C-38 BM-C-37 Maromba BM-C-14 BM-C-44 BM-C-37 FPSO OSX-1 Xerelete Seat BM-C-43 4 Statoil Brasil Pipeline P-63 BM-C-41BM-C-46 P-63 BM-C-42 BM-C-41 BM-C-38

de iba

eano Atlântico

ALB Albacora Leste

BM-C-29

m

do

Niterói

70mk

11000 km 0k m

C

Roncador Suruanã

Mangangá BM-C-29 Itaúna 1

9BRSA716RJS

20 Campos RONCADOR

BM-ES-29 BM-ES-29

Po líg

RJ

70 k

GASC

AB

DU

OS

-S-4 -S-4

BM-ES-30 BM-ES-30

Wahoo BM-C-31

OCAB

Golfinho

Baleia Franca

BM-C-25 BM-C-25 Kubitschek Juscelino Juscelino Kubitschek

Nautilus P-57 P-57 Baleia Azul BM-C-26 BM-C-26 Caxareu Espadarte

BM-ES-42 BM-ES-39 BM-ES-39 BM-ES-42

BM-ES-25 BM-ES-31 BM-ES-32 BM-ES-25 BM-ES-31 BM-ES-32

Cachalote Jubarte

Espadarte BM-C-27 P-58 BM-C-27 BM-C-27 Pirambú BM-C-27

ORBEL

GASBEL

nas Gerais

BM-ES-22 BM-ES-22

BM-ES-24 BM-ES-24

LULA

10 Campos CARATINGA / BARRACUDA

CidadeCidade de Vitória de Vitória BM-ES-22 BM-ES-23 BM-ES-22BM-ES-40 BM-ES-40 BM-ES-41 BM-ES-41 BM-ES-22 BM-ES-23 BM-ES-22

Cidade de Cidade de São Mateus São Mateus Porto Carapó de Vitória

Baleia Anã

L-1 exilhão

km

BM-ES-27 BM-ES-27

Poço (ANP)

9 Campos MARLIM LESTE 6BRSA817RJS

Canapu

PPER-1 BM-ES-21BM-ES-37 BM-ES-37 BM-ES-38 BM-ES-38 BM-ES-21 PPER-1

60

BACIA DE CAMPOS

Peroá

BM-ES-26 BM-ES-26

BM-ES-28 BM-ES-28

Campo

6 Campos JUBARTE

PCA 22e3 and 3 PCA

UPCGN Cacimbas

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

Nº Bacia

Cação Cação 2 e 3 2e3

Unidade de Processamento e Compressão de GN ...........

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

Ranking: poços produtores de petróleo

1 Santos

Unidade de Manutenção e Segurança (UMS) ................

SÃO TOMÉ

PORTO DO RIO PAGUÁ

-38º00'

Unidade Flutuante de Produção com Pernas Tensionadas (TLWP)................................

MACAÉ CABO FRIO

-38º30'

BM-ES-20 BM-ES-20

Fonte: ANP, Nov/2011

POIO OGÍSTICO

-38º00'

GGASSEE NNEE

-38º30'

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

Lâmina d’água (m) 1.315 1.200 – 1.790 – 110 –

Produção (bpd)

Capacidade de compressão de gás (m³/dia)

180.000 150.000 – 180.000 80.000 100.000

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

–

–

–

–

–

1.040 960 820 1.250 870

150.000 150.000 150.000 100.000 70.000

6 milhões 3 milhões 6 milhões 2,3 milhões 8 milhões

1.360 120 1.080 1.030 910 850 780 1.060 330 533 990 575 620 770 910 242

90.000 – 150.000 – 150.000 100.000 50.000 150.000 100.000 65.000 100.000 100.000 50.000 100.000 100.000 40.000

3 milhões – 6 milhões – 6 milhões 3 milhões 2,5 milhões – 2,9 milhões 2,2 milhões 3 milhões 6,5 milhões 1,2 milhões 3 milhões 1,9 milhões 1 milhão

103

35.000

900.000

230

38.000

550.000

423 209

60.000 56.000

1,6 milhão 900.000

116

60.000

1,1 milhão

117

44.000

1,9 milhão

142

48.000

2 milhões

82 83 82 120

– – – 120.000

– – – 650.000

145

40.000

3 milhões

170 101 115 80 80

60.000 190.000 80.000 – –

400.000 700.000 2,1 milhões – –

Unidades offshore na Bacia de Santos Nome

Tipo

Início da operação

Localização (campo)

Cidade de Paraty Cidade de São Paulo Cidade de Itajaí Dynamic Producer Cidade de São Vicente Cidade de Angra dos Reis Cidade de Santos Mexilhão SS-11 Atlantic Zephyr/Avaré Merluza

FPSO FPSO

2013 2013

Lula NE (piloto) Guará (piloto)

Lâmina d’água (m) 2.120 2.118

FPSO FPSO

2012 2011

Tiro/Sidon (piloto) Carioca NE

FPSO

2011

FPSO

2010

Lula NE e Cernambi Lula (piloto)

FPSO Fixa Semissub/ FSO Fixa

2010 2010 2010

Urugua/Tambaú Mexilhão Tiro/Sidon

1987

Merluza

Capacidade de produção (bpd) 120.000 120.000

Capacidade de compressão de gás (m³/dia) 5 milhões

277 2.100

80.000 30.000

-

2.170

100.000

2.150

100.000

5 milhões

1.300 180 152

35.000 – 30.000

10 milhões 15 milhões 500.000

130

5.000

2,2 milhões

-

P-26 Marlim Leste

Congro PCE-1

Corvina

Cessão Onerosa: desenvolvimento das áreas*

P-37

P-9 FPSO Fluminense

P-43 Barracuda

P-38 Marlim Sul P-47

Enchova P-65 Caratinga Piraúna Salema Bijupirá P-48 P-12 Trilha Bonito P-51 FPSO Bicudo P-7 Espadarte Linguado Pampo 1

P-40

Áreas: Franco, Entorno de Iara, Florim, NE de Tupi, Sul de Guará, Sul de Tupi

FPSO Cidade de Niterói

2010 a 2014: 7 poços exploratórios; 1 poço exploratório contingente; 1 TLD. 2 TLDs contingentes; Sísmica 3D 2015/2016: 4 FPSOs (em fase de contratação), conversão prevista no Estaleiro Inhaúma 2017 a 2020: novas tecnologias e definição de alocação de recursos

Badejo

25 Km

Espadarte FPSO Cidade de Rio Aruanã das Ostras

Pampo

-38º30'

P-56

FPSO Marlim Sul

Oceano Atlântico

-38º00'

-38º30'

-38º00'

Bacias do Espírito Campos Santos Basins Espírito Santo, Santo, Campos and eSantos

Encarte Especial Revista TN Petróleo nº 81 Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis www.tnpetróleo.com.br

*Duração total: 40 anos, prorrogáveis por mais cinco anos segundo critérios específicos

Rua do Rosário, 99/7º andar • Rio de Janeiro, RJ, Brasil • CEP 20041-004 • Tel/Fax: 55 21 3221-7500 tnpetroleo@tnpetroleo.com.br • www.tnpetroleo.com.br • www.tbpetroleum.com.br Todos os direitos reservados. © 2012 - Benício Biz Editores Associados Ltda.

Mapa E&P Brasil 2011-2015 TN Petróleo 81 e no 5 pré-sal Novos investimentos e oportunidades no pós-sal Fonte: MME, MT, ANP, IBP, Abimaq, Petrobras, OGX, BP, Shell, Chevron, Statoil Brasil.

IMPRESSO EM PAPEL COUCHÊ BRILHO, 115 gr. FORMATO: 87 cm X 60 cm

ENCARTE ESPECIAL DESTA EDIÇÃO: CALENDÁRIO 2012

PETRÓLEO I GÁS I BIOCOMBUSTÍVEIS

Calendári Fevereiro

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Rua do Rosário, 99/7º andar Centro – CEP 20041-004 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 3221-7500 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE NOVOS NEGÓCIOS Lia Medeiros (21 8241-1133) liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso (21 9617-2360) beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br EDITOR DE ARTE, CULTURA E VARIEDADES Orlando Santos (21 9491-5468) REPÓRTERES Maria Fernanda Romero (55 21 8867-0837) fernanda@tnpetroleo.com.br

Rodrigo Miguez (21 9389-9059) rodrigo@tnpetroleo.com.br Karolyna Gomes (55 21 7589-7689) karolyna@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio (21 9361-2876) dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz (21 3221-7500) beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Fabiano Reis (21 3221-7506) webmaster-tn@tnpetroleo.com.br Marcos Salvador (21 3221-7510) marcossalvador@tnpetroleo.com.br

DEPARTAMENTO COMERCIAL José Arteiro (21 9163-4344) josearteiro@tnpetroleo.com.br Lorraine Mendes (21 7801-7860) lorraine@tnpetroleo.com.br Bruna Guiso (21 7682-7074) bruna@tnpetroleo.com.br Lorena Kayzer (21 7629-3422) lorena@tnpetroleo.com.br Luiz Felipe Pinaud (21 7861-4828) l.felipe@tnpetroleo.com.br ASSINATURAS Rodrigo Matias (21 3221-7503) matias@tnpetroleo.com.br DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados

Junho

Maio

Feiras e Congressos 2012 Janeiro

17 a 21 - Índia India Maritime Week Local: Nova Déli info@indiamaritimeweek.com www.indiamaritimeweek.com

24 a 26 - Nigéria Offshore West Africa Local: Abuja Tel.: +1 713 963 6256 sneighbors@pennwell.com www.pennwell.com

Fevereiro 21 a 23 - Malásia Offshore Asia Local: Kuala Lumpur Tel.: +1 713 963 6256 sneighbors@pennwell.com www.pennwell.com

Março

05 a 07 - África do Sul 6th Africa Economic Forum Local: Cape Town babette@glopac.com www.petro21.com/even

13 a 16 - Colômbia Colombia Oil & Gas Local: Cartagena +44 20 7978 0340 amoulds@thecwcgroup.com

26 a 28 - Kenya 3rd Eastern Africa Local: Nairobi babette@glopac.com www.petro21.com/events

06 a 08 - USA Subsea Tieback Forum & Exhibition Local: Galveston, TX Tel.: +1 713 963 6256 www.pennwell.com

30 a 3/5 - USA OTC - Offshore Technology Conference Local: Houston, TX Tel.: +1.972.952.9494 registration@spe.org / www.otcnet.org

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24 a 26 - Canadá Oil Sands - Heavy Oil Technologies Local: Calgary, Alberta Tel.: +1 713 963 6242 bobt@pennwell.com www.pennwell.com

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12 a 14 - Arabia Saudita 2012 Index Local: Jeddah Tel.: +971 (0)4 438 0355 JaafarShubber@dmgevents.com www.dmgevents.com

21 a 24 - Inglaterra 4th African - Gas LNG Local: Londres Tel.: + 44.77.39.45.77.69 duncan@glopac-partners.com www.petro21.com

17 a 20 - Brasil Rio Oil & Gas 2012 Local: Rio de Janeiro (+55 21) 2112-9000 eventos@ibp.org.br www.ibp.com.br

24 a 28 - Canadá IPC 2012 - International Pipeline Conference Local: Calgary, Alberta Tel.: (403) 228-6374 laandmrb@shaw.ca www.shaw.ca

Outubro

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Outubro

21 a 24 - Malásia Pipeline Pigging & Integrity Management Local: Kuala Lumpur Tel. +1 (713) 521-5929 info@clarion.org www.clarion.org

23 08 a 11 - Inglaterra Gastech Conference & Exhibition Local: Londres Tel:+44 (0) 203 180 6550 johnbates@dmgevents.com www.gastech.co.uk

Junho

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Mapa do petróleo no mundo 2011 (reservas provadas, produção e consumo) RP | 139,7 P | 17,6 C | 19,5

Novembro 12 a 14 - Canadá Global Petroleum Show & Conference Local: Calgary, Alberta ashifmerani@dmgevents.com www.dmgevents.com

Julho

03 a 05 - Brasil 4ª Conferência Latino Americana de Segurança de Processo do CCPS Local: Rio de Janeiro eventos@ibp.org.br www.ibp.com.br

JANEIRO Dia 5 – Anunciado que o semiárido baiano terá nove usinas eólicas com financiamento do BNDES. Açotubo inaugura filial em Sertãozinho.

10 – Produção de petróleo no Alasca é interrompida após vazamento.

12 – HRT e BR Distribuidora assinam contrato. Petrobras bate recordes de vendas de gasolina e QAV. 13 – Assinado contrato para construção de novas unidades na Refap.

17 – Sotreq assina contrato com a Petrobras para geração principal de plataformas.

27 – Ibama libera canteiro de obras de Belo Monte. Odebrecht Óleo e Gás conquista dois novos contratos com Statoil e Maersk.

31 – Petrobras assina Convênio de Cooperação com a Prefeitura de São Gonçalo para infraestrutura do Comperj.

TN Petróleo 81

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Dados e fatos de 2011

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RP | 74,3 P | 13,4 C | 23,5

14 a 16 - China CIPTC 2012 Local: Pequim Tel:+86 10 58256560 ext 321 allen.wang@bmc-china.cn www.ciotc-top.com

06 a 08 - USA Deepwater Operations Local: Galveston, TX Tel.: +1 713 963 6256 sneighbors@pennwell.com www.pennwell.com

Oriente Médio

RP | 132,1 P | 10,0 C | 3,3

RP | Reservas Provadas - bilhões de barris - Total mundo: 1.383,2 P | Produção - milhões de barris por dia - Total mundo: 82.095 C | Consumo - milhões de barris por dia - Total mundo: 87.382

MARÇO 04 – Petrobras recebe licença do Ibama para produção e escoamento no Campo do Mexilhão.

14 – Repsol vende mais 3,83% da YPF por 639 milhões de dólares.

BG Brasil anuncia investimentos de US$ 30 bilhões no Brasil.

16 – Plano de expansão da Shell no Brasil destaca etanol e petróleo.

WTI Europa e ex-União Soviética

América do Norte

RP | 239,4 Américas Central e do Sul P | 7,0 C | 6,1

FEVEREIRO 03 – Barril de petróleo supera o valor de US$ 103 em Londres.

14 – Cosan e Shell anunciam a Raízen, empresa para produção de etanol. Assinado contrato para implantação da Unidade de Coque da Refinaria Abreu e Lima.

17 – Leilão de biodiesel da ANP tem deságio médio superior a 15%.

22 – OGX anuncia primeira descoberta de hidrocarbonetos no poço MRK-5.

25 – Brasileira HRT compra grupo canadense por R$ 1,3 bilhão. Petrobras inicia mais um teste de longa duração no pré-sal.

28 – Petrobras anuncia implantação de Terminal de Regaseificação da Bahia.

Preço médio de dez/2010

África

Ásia-Pacífico RP | 45,2

RP | 752,5 P | 25,2 C | 7,8

P | 8,4 C | 27,2

Fonte: BP Statistical Review of World Energy, junho de 2011

18 – Petrobras e UFSC inauguram laboratórios de pesquisa em GN. 25 – Transpetro recebe propostas para construção de oito navios de produtos. Petrobras realiza 12° leilão de gás natural.

ABRIL 05 – Petrobras vai usar gás do pré-sal como combustível e matériaprima no Comperj.

06 – ABB vai fornecer US$ 34 milhões em serviços e equipamentos para modernizar rede da Chesf.

12 – Poço Extensão de Guará comprova alta produtividade no pré-sal.

14 – Statoil anuncia descoberta de petróleo perto do Campo de Peregrino. OGX encontra hidrocarbonetos na Bacia de Campos.

20 – Petrobras volta a operar no Campo de Dom João, em São Francisco do Conde, na Bahia.

MAIO 09 – OGX tem prejuízo de R$ 33 milhões no primeiro trimestre.

EPE cadastra oferta de 23.332 MW para leilões de energia de Reserva e A-3.

17 – Gigante chinesa XCMG promete investir US$ 200 milhões para erguer fábrica no Brasil.

18 – HRT anuncia a chegada de quatro sondas de perfuração de poços exploratórios na Bacia do Solimões.

JUNHO 03 – Altus assina contrato para automação das plataformas P-58 e P-62.

06 – HRT amplia atuação na Bacia do Solimões e fecha parceria com a FAZ. 10 – Odebrecht Óleo e Gás adquire sonda de perfuração semissubmersível e fecha acordo para FPSO. 13 – Alstom assina contrato para fornecimento e manutenção de três parques eólicos no Brasil.

15 – MPX adquire 660 MW em projetos do Grupo Bertin.

22 – BG Brasil firma parceria com CNPq para bolsas de estudo no exterior.

28 – Petrobras inicia Teste de Longa Duração (TLD) de Aruanã na Bacia de Campos.

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JULHO 4 – PetroChina fo bras Biocombustí Grande do Sul. 5 – QGEP faz farm14 – Brasil e Nicará ento sustentável e 15 – Petrobras Bio de produção dez ve tomam posse no R 18 – Wilson, Sons sua frota de apoio Petrobras.

21 – HRT África an Investments.

26 – Brix inicia as de energia elétrica 27 – Braskem com China desenvolvem

io 2012

editorial

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orma joint venture na área de petróleo. Petroível adquire 50% de usina de biodiesel no Rio

-in com a Shell em bloco na Bacia de Santos. rágua firmam parcerias nas áreas de desenvolvimbionergia. ocombustível completa três anos com capacidade ezes maior. Florival Carvalho e Helder Queiroz Rio de Janeiro como diretores da ANP. s batiza o PSV Cormoran, 12ª embarcação de o marítimo em operação de longo prazo com a

nuncia acordo de compra de ações com a Vienna

operações da plataforma eletrônica de negociação a. mpra Dow Chemical por US$ 323 milhões. Brasil e m cooperação na área de energia renovável.

28 – BNDES aprova financiamento para oito parques eólicos no Rio Grande do Sul. AGOSTO 2 – HRT adiciona a seu portfólio 815 milhões de boe.

3 – CPFL Renováveis anuncia primeira termelétrica a biomassa no Paraná.

8 – EPE habilita 321 projetos somando 14 mil MW nos leilões de energia para 2014.

10 – Acidente em refinaria da Petrobras na Argentina mata um funcionário.

11 – HRT inicia perfuração na locação 1-HRT-194/01-AM. 15 – Pedidos de financiamentos na Finep para projetos de produção de etanol superam R$ 1 bilhão.

16 – Brix supera a marca de cem negociações.

31 – Governador lança Programa Rio Capital da Energia.

SETEMBRO 2 – UTE Bio Formosa entra em operação comercial. Petrobras contrata estruturas de interligação do Comperj.

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Fotos: Agência Petrobras

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Feriados nacionais

Feriados pelo mundo

Domingo, 01 de janeiro: Confraternização Universal Terça, 21 de fevereiro: Carnaval Sexta, 06 de abril: Sexta-feira Santa Domingo, 08 de abril: Páscoa Sábado, 21 de abril: Tiradentes Terça, 01 de maio: Dia do Trabalho Quinta, 07 de junho: Corpus Christi Sexta, 07 de setembro: Independência do Brasil Sexta, 12 de outubro: Nossa Senhora Aparecida Sexta, 02 de novembro: Finados Quinta, 15 de novembro: Proclamação da República Terça, 25 de dezembro: Natal

25 de abril - Itália: Festa da Libertação 17 de maio - Noruega: Dia da Constituição 10 de junho - Portugal: Dia de Portugal e das Comunidades 12 de junho - Rússia: Dia da Rússia 01 de julho - Canadá: Dia do Canadá 04 de julho - EUA: Dia da Independência 05 de julho - Venezuela: Dia da Independência 09 de julho - Argentina: Dia da Independência 14 de julho - França: Revolução Francesa 15 de agosto - Índia: Dia da Independência 03 de outubro - Alemanha: Dia da Reunificação 03 de outubro - Nigéria: Dia da Independência 12 de outubro - Espanha: Dia de La Hispanidade 11 de novembro - Angola: Dia da Independência 24 de novembro - EUA: Dia de Ação de Graças

6 – OSX contrata base de apoio logístico do Grupo G-Comex Óleo & Gás.

8 – OGX recebe Licença Prévia para Teste de Longa Duração (TLD) e Waimea na Bacia de Campos.

12 – Alemanha anuncia fechamento de todas as usinas nucleares até 2022.

13 – Queiroz Galvão Óleo e Gás coloca quatro sondas em operação.

14 – Falha em Itaipu provoca apagão no Paraguai.

15 – HRT adquire quatro sondas de perfuração para exploração na Bacia do Solimões.

21 – Maior núcleo de capacitação em TI do país é inaugurado no RJ. OGX assina contrato com GE Oil & Gas Brasil para fornecimento de equipamentos. HRT comunica indícios de hidrocarbonetos no poço 1-HRT-1-AM na Bacia Sedimentar do Solimões.

23 – Vale batiza dois novos navios VLOC. 26 – Vazamento de gás carbônico (CO2) na plataforma P-35.

28 – EPE: Leilão de energia para 2016 tem 377 projetos inscritos. Os parques eólicos apresentaram o maior número de empreendimentos, com 78,5% do total cadastrado.

30 – Programa Progredir supera 100 operações e meio bilhão em financiamentos.

OUTUBRO 4 – BNDES aprova financiamento para construção de cinco parques eólicos no interior da Bahia.

5 – GE instala o primeiro aerogerador no país em parque da Dobreve Energia (Desa). Vazamento de petróleo de navio na Nova Zelândia.

10 – AkzoNobel anuncia investimento de U$ 20 milhões em fábricas no Brasil e nos EUA. 11 – Casco da P-58 atraca em Rio Grande.

18 – Paraguai recebe do Brasil US$ 36 milhões de compensação pelo uso de energia de Itaipu. Petrobras assina termo de compromisso ambiental do Comperj e de ajustamento de conduta da Reduc.

21 – LLX assina contrato com NKTF para unidade no Superporto do Açu.

NOVEMBRO 1 – Petrobras reduz preço do gás natural nacional. Petrobras e UFMG inauguram laboratórios para desenvolvimento de combustíveis.

4 – Novas sondas para o pré-sal são batizadas na Coreia do Sul. 18 – Technip anuncia fábrica de flexíveis no Rio de Janeiro para segundo semestre de 2013. Tenaris inaugura Universidade Corporativa no Brasil.

25 – Primeiro navio do Promef é entregue à Transpetro.

30 – Rolls-Royce fecha contratos de até US$ 650 milhões para equipar plataformas da Petrobras.

DEZEMBRO 2 – Haroldo Lima é homenageado antes de entregar o cargo na ANP. 9 – Petrobras e Unisinos inauguram complexo de Micropaleontologia.

12 – Transpetro lança navio José Alencar, o último da série de quatro navios de produtos encomendados pelo Promef ao Estaleiro Mauá.

13 – Fornecedores de Belo Monte terão linha de crédito especial do BNDES. 18 – BNDES aprova R$ 1,8 bi para parques eólicos no RN.

TN Petróleo 81

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Foto: Agência Petrobras

hot news

Melhores fornecedores de bens e serviços da BC A Petrobras realizou no final de novembro, em Macaé (RJ), mais uma edição do Prêmio Melhores Fornecedores de Bens e Serviços da Petrobras na Bacia de Campos.

Vinte e quatro empresas, com contratos ativos entre junho de 2010 e julho de 2011, foram certificadas em oito categorias, entre elas Pequenas Compras, Médias Compras, Grandes Compras, Contratos Globais de Longa Duração, Rodízio de Fornecedores, Pequenos Contratos, Médios Contratos e Grandes Contratos.

O gerente de Operação e Manutenção Roberto Campello Moraes ressaltou que, junto com a estatal, as empresas fornecedoras de bens e serviços instaladas na Bacia de Campos integram a cadeia produtiva local e contribuem para o sucesso das atividades na região. “As parcerias que firmamos ao longo dos anos contribuíram diretamente para as atividades da companhia. Este prêmio reconhece o esforço de nossos fornecedores em melhorar essa relação.”

De acordo com o gerente de Contratação de Bens e Serviços da UO-BC, Reinaldo da Costa Silva, quem analisa as concorrentes é um comitê julgador composto por em-

pregados da companhia. “Eles têm a missão de avaliar os melhores, considerando critérios previamente estabelecidos.” Para ele, a premiação deve ser encarada como um estímulo ao aprimoramento contínuo da qualidade do fornecimento de bens e serviços e perseguido por todos aqueles que desejam uma posição de destaque entre os fornecedores.

A cerimônia contou com apresentação da Camerata da Orquestra Petrobras Sinfônica, que foi prestigiada por representantes das empresas fornecedoras, gerentes gerais e setoriais de diversas áreas da Petrobras e convidados.

Empresas vencedoras em cada categoria Pequenas Compras – 1º lugar: Sermap Comércio e Serviços Ltda.; 2º lugar: Diagonal Comércio e Serviços Ltda.;3º lugar: Indústria e Comércio Leal Ltda.

Médias Compras – 1º lugar: Decatron Automação e Tecnologia de Informação Ltda.; 2º lugar: Liebherr Brasil

Guindastes e Máquinas Operatrizes Ltda.; 3º lugar: Gea do Brasil Intercambiadores Ltda.

Grandes Compras – 1º lugar: Cogumelo Indústria e Comércio Ltda.; 2º lugar: Weg Equipamentos Elétricos S.A.; 3º lugar: Aselco Indústria, Comércio, Importação e Exportação de Instrumentação Ltda.

Contratos Globais de Longa Duração – 1º lugar: Gold Suprimentos de Informática Ltda.; 2º lugar: Sotreq S.A.; 3º lugar: Rolls Royce Brasil Ltda.

Rodízio de Fornecedores – 1º lugar: Frank Mohn do Brasil Ltda.; 2º lugar: Siemens Ltda.; 3º lugar: Intersea Ambiental Comércio e Serviços Ltda.

Pequenos Contratos – 1º lugar: Conaut Controles Automáticos Ltda.; 2º lugar: Transportadora Norte Fluminense de Macaé Ltda.; 3º lugar: Seepil Serviços e Equipamentos Especiais para a Indústria A.P Ltda.

Médios Contratos – 1º lugar: VGK Engenharia e Comércio Ltda.; 2º lugar: Irmãos Passaura S.A.; 3º lugar: Edcontrol Serviços de Petróleo e Manutenção de Equipamentos Ltda.

Grandes Contratos – 1º lugar: Orion Serviços Marítimos Ltda.; 2º lugar: Schahin Engenharia S.A.; 3º lugar: Tecnitas do Brasil Assessoria Técnica e Peritagens Ltda.

Newsletter TN Petróleo 8

Diariamente, na tela do seu computador, as informações do setor naval e offshore. Assine em www.tnpetroleo.com.br TN Petróleo 81

Extração inteligente em terra Atenta às demandas do setor, a Fresadora Sant’ana, especializada em engrenagens industriais, informou que pretende lançar em 2012 uma unidade de bombeamento inteligente para extração de petróleo em terra, a ser controlada via satélite. O primeiro protótipo deve ser concluído em 2012 ou no início de 2013.

Na área de petróleo e gás desde 2000, a empresa começou a realizar um trabalho com a Petrobras na área de redutores, fornecendo alguns equipamentos; mais tarde, passou a fornecer peças de reposição, inclusive para redutores importados para UBs entre outros.

Devido a uma demanda da estatal, a empresa paulista desenvolveu melhorias no equipamento de BCP (cabeçote para acionamento de bombas progressivas), que extrai o petróleo em terra.

Segundo o gerente de vendas da empresa, o engenheiro Ricardo Pereira, o projeto era desenvolver BCPs mais otimizados, seguros e de maior qualidade. “O desafio foi tirar das BCPs as mangueiras de lubrificação externas que tinham e o sistema de lubrificação para evitar roubos e vazamentos de óleo, melhorar a segurança evitando as quebras de polias e hastes por reversão, obter um controle total da operação, eliminando os tempos de paradas para manutenção.mudamos também o sistema de freio hidráulico para o freio dinâmico, para se ter uma frenagem sem atrito e calor mesmo sem energia. Tivemos que mudar também o freio hidráulico para o freio dinâmico, para se ter uma frenagem sem atrito”, afirma.

Pereira ressalta ainda que o equipamento possui sistema de

Bioenergy recebe investimentos de R$ 58 milhões

controle eletrônico via satélite e a nova evolução dele possui baixo ruído e proporciona alto nível de controle, segurança e versatilidade na extração.

Pereira afirma ainda que a companhia trabalha com engrenamento para projeto, fabricação e reforma de redutores e multiplicadores de velocidade, equipamentos de transmissão em geral, de pequeno e grande porte principalmente na extração de petróleo. “Somos muito bem estruturados para atender a área de manutenção de redutores.

Temos especialidade em confeccionar engrenagens especiais e robustas, tipo espinha de peixe, duplo arco circular e com dois ângulos de pressão para fabricação ou recuperação de redutores para extração de petróleo”, comenta ele.

Atualmente a Fresadora Sant’ana vem ampliando seu espaço na área de extração de petróleo, com o fornecimento de caixas de transmissão para perfuração onshore, chave hidráulica e top-drive.

O Darby Overseas Investments, divisão de Private Equity da Franklin Templeton Investments, anunciou em dezembro um investimento de R$ 58 milhões na Bioenergy, uma das principais geradoras de energia eólica do país. O investimento destina-se à implantação de novos parques eólicos no Brasil. O setor de energia eólica é um dos alvos do Darby no Brasil, devido a sua importância e às perspectivas de crescimento.

A Bioenergy possui projetos em diversas fases de desenvolvimento e operação que, somados, têm capacidade de mais de 1 gigawatts de geração.

Desse total, quase 200 MW já foram contratados nos leilões do governo e no mercado livre. Este ano entram em operação dois novos parques eólicos da companhia no Rio Grande do Norte – Aratuá 1 e Miassaba 2 –, com capacidade de 14,4 MW cada um.

O de Miassaba 2, cuja produção foi arrematada pela Cemig, é o primeiro parque eólico exclusivamente dedicado ao mercado livre no Brasil.

“Estamos entre os pioneiros na geração eólica no Brasil, com investimentos de R$ 1,7 bilhão em projetos só no Rio Grande do Norte. Contar com um parceiro como o fundo do Darby é de extrema importância para darmos prosseguimento aos nossos planos de expansão”, afirma o presidente da Bioenergy, Sérgio Marques.

Este ano, a companhia assinou um contrato com a General Eletric (GE) para o fornecimento de 304 turbinas. Além disso, anunciou que vai investir R$ 2 bilhões em projetos no Maranhão.

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hot news

Grupo EBX e IBM querem formar parceria estratégica O Grupo EBX e a IBM anunciam planos de estabelecer parceria para apoiar as estratégias de crescimento das duas corporações. Esta parceria estratégica vai abranger grande variedade de iniciativas empresariais para atender os setores de recursos naturais e de infraestrutura.

Entre as possíveis áreas de colaboração no âmbito da parceria estratégica estão a avaliação e implementação de soluções específicas para a indústria, desenvolvimento conjunto de pesquisa e desenvolvimento relacionado à propriedade intelectual, novas oportunidades de negócios por meio da SIX Automação S/A (subsidiária do Grupo EBX, com foco em automação industrial), bem como infraestrutura e serviços de TI para o Grupo EBX.

Eike Batista, presidente do Grupo EBX, afirmou que ao buscar essa parceria com a IBM, o Grupo EBX dá mais um passo muito importante em sua busca incessante pela eficiência e competitividade, usando o estado da arte da tecnologia e soluções inovadoras para os seus negócios.

“Estamos muito satisfeitos com essa associação com a IBM para apoiar o crescimento de nossas empresas e continuar trazendo inovação e tecnologia de ponta para o Brasil.”

Ricardo Pelegrini, presidente da IBM Brasil, complementou que “esta parceria demonstra o compromisso da IBM com o Brasil e com a nossa

agenda de soluções inteligentes. Ela Irá contribuir para adicionar valor e inovação às nossas empresas, contribuindo para o crescimento econômico e o desenvolvimento de indústrias.”

As partes pretendem celebrar acordos definitivos no que diz respeito às áreas a serem abrangidas nessa parceria estratégica, tão logo as negociações e as atividades de due diligence sejam concluídas e todas as aprovações societárias e regulatórias obtidas.

Fluke comemora crescimento de 43% no Brasil e, pela primeira vez, recebeu apoio efetivo para expandir e conquistar novos negócios, principalmente nas verticais com maior potencial de crescimento, como alimentos, mineração, automotivo, papel e celulose.

A Fluke pertence à área de produtos e soluções de testes e medição da holding Danaher – empresa americana com mais de 47 mil associados e um faturamento da ordem de 16 bilhões de dólares. Os complexos fabris da Fluke Corporation estão situados nos Estados Unidos, Reino

Unido e Holanda. As subsidiárias de vendas e serviços situam-se na Europa, América do Norte, América do Sul, Ásia e Austrália.

Para 2012, a Fluke espera um crescimento expressivo, ainda maior do que o registrado este ano.

“O que sustenta o mercado é a própria demanda, que tem alavancado o mercado industrial. A intenção da Fluke é crescer com esse mercado aproveitando que o Brasil responde à altura aos nossos investimentos”, finaliza Guiraldo.

Braskem e PetroPerú assinam acordo

ta Humberto Campodónico, presidente da PetroPerú.

“Esta iniciativa da Braskem está em linha com sua visão estratégica de se tornar uma das empresas líderes na indústria química mundial até 2020, por meio da combinação de crescimento no mercado doméstico, alternativas de acesso a matérias-primas competitivas e busca de oportunidades de internacionalização para o acesso a novos mercados, especialmente no eixo da América”, afirma Sergio Thiesen, diretor de Negócios Internacionais para América do Sul da Braskem.

O aumento do market share e a penetração em novos mercados foram os fatores que contribuíram para o crescimento de 43% da Fluke, líder global em tecnologia portátil de teste e medição eletrônica, em 2011.

De acordo com René Guiraldo, gerente nacional de Vendas da Fluke, o Brasil foi a menina dos olhos da corporação em 2011

A Braskem, maior produtora de resinas termoplásticas das Américas, e a Petróleos Del Perú (PetroPerú), empresa estatal dedicada ao transporte, refino e comercialização de combustíveis e outros derivados do petróleo, se uniram e assinaram, no final de novembro do ano passado, um Memorando de Entendimento, para análise técnica e econômica da viabilidade de um projeto petroquímico no Peru.

O objetivo das duas empresas é estudar a viabilidade da implementação de 10

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unidades para a produção integrada de 1,2 milhão de toneladas/ano de eteno e polietilenos, utilizando o etano proveniente das reservas de gás natural da região de Las Malvinas.

“Com a realização desta parceria, traremos mais desenvolvimento econômico e social ao nosso país. O projeto terá como grande vantagem sua localização estratégica na costa do Pacífico e a capacidade para atender tanto ao mercado peruano como aos de outros países da região andina”, ressal-

Transpetro lança navio José Alencar

Com 183 metros de comprimento e capacidade para transportar 56 milhões de litros de combustíveis, o José Alencar é o último da série de quatro navios de produtos encomendados pelo Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef) ao Estaleiro Mauá.

O primeiro, Celso Furtado, foi entregue à Transpetro no dia 25 de novembro e já está em operação. As outras duas embarcações, Sérgio Buarque de Holanda e Rômulo Almeida, estão em fase de acabamentos.

Logo após o lançamento da embarcação foi realizado o batimento de quilha do primeiro navio da série de quatro Panamax encomendados pelo Promef. Com 228 metros

Foto: Agência Petrobras

A Transpetro e o Estaleiro Mauá lançaram no último dia 12 de dezembro, o navio de produtos José Alencar, batizado em homenagem ao ex-vice-presidente da República, falecido em 2010. O navio foi transferido ao cais do estaleiro, onde passará por acabamentos finais antes da entrega à companhia para o início das operações.

de comprimento e capacidade para 72,9 mil toneladas de porte bruto, os navios Panamax serão usados para o transporte de petróleo ou derivados escuros. A série de quatro Panamax foi contratada ao Estaleiro Ilha SA

Ficha técnica Tipo: produtos Porte bruto: 48.300 t Comprimento total: 183 m Boca: 32,20 m Calado: 12,80 m Pontal: 18,60 m Velocidade: 14,6 nós Transporta: produtos claros (gasolina e diesel)

(Eisa), que construirá as embarcações no Mauá. O Brasil tem hoje a quarta maior carteira de encomendas de petroleiros do mundo e ocupa a quinta posição no ranking das encomendas de navios em geral.

BNDES aprova R$ 1,8 bi para parques eólicos no RN O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou no dia 18 de dezembro o crédito de R$ 1,8 bilhão para a instalação de 26 parques eólicos no Rio Grande do Norte.

O crédito do banco corresponde a cerca de 70% do investimento total estimado para os projetos, que é de R$ 2,6 bilhões, mas o BNDES terá participações diferentes no custo total de cada um dos quatro empreendimentos.

Para os dez parques eólicos da União dos Ventos, nos municípios de Pedra Grande e São Miguel, com potência instalada de 169,6 megawatts e sistema de transmissão associado, serão financiados 73,8% do investimento total de R$ 754,6 milhões, divididos pelas dez sociedades de propósito específico criadas para cada um dos parques.

Foto: Divulgação

Os recursos serão aplicados em quatro projetos distintos, que somarão 628,8 megawatts em potência instalada.

No projeto de São Bento do Norte, o Grupo Galvão receberá financiamento equivalente a 70,27% do investimento total de R$ 401 milhões previstos para quatro parques eólicos, que integram o Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) com previsão de 94 megawatts de potência instalada.

O Complexo Eólico Asa Branca, da Contour Global do Brasil, terá

75% do investimento de R$ 600 milhões financiados pelo banco para a instalação de cinco parques que somam 160 megawatts em potência instalada.

Já o grupo Desa Eólicas vai receber financiamento de 67% do total de R$ 818 milhões que serão investidos em sete parques eólicos no projeto instalado nos municípios de João Câmara e Parazinho. Os parques somarão 205,2 megawatts em potência instalada.

Com a aprovação desse pacote de financiamentos para energia eólica, o BNDES fechará o ano com um salto de 275% nas aprovações de sua carteira para o setor, somando R$ 3,3 bilhões este ano.

Em 2010, esse montante foi de R$ 1,2 bilhão.

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indicadores tn

AON cresce 40% no setor de óleo&gás em função de fusões e aquisições A AON está fechando 2011 com um cenário bastante promissor na área de seguros e consultoria para a indústria de petróleo e derivados: crescimento de 40%, com expectativa de manter o mesmo patamar em 2012, em decorrência de fusões e aquisições previstas para esse setor.

“A Petrobras estima investir 220 bilhões até 2014-15 e como é a única operadora do pré-sal no país, moldará o mercado. Serão necessárias novas unidades de perfuração e, portanto, novas fusões devem surgir como alternativa para as empresas se tornarem mais competitivas e munidas de expertises nesse segmento”, comenta Newton Queiróz, diretor de Óleo e Gás da AON, única empresa no Brasil com departamento específico para atender esse mercado.

Queiroz também explica que há dois tipos de seguros nesse campo: de produto e de segmento. O de produtos inclui o risco de petróleo que visa apólices relacionadas a poços, plataformas e construção de petroleiros. É esse seguro que cobre um acidente de vazamento de óleo decorrente de perfuração de petróleo. Para vazamento proveniente de embarcações há outro seguro específico. “Um desastre ecológico, dependendo de suas consequências, não pode ser coberto 100% porque implica muitos anos em que a própria natureza levará para recuperar a área afetada. O seguro cobre os gastos aplicáveis para controlar e estabilizar a situação”, complementa.

O seguro de segmento inclui os serviços prestados por empresas da indústria de óleo e gás, como, por exemplo, o transporte de combustível. Esse seguro cobre ainda o transporte e a remoção de funcionários de áreas de perfuração mais distantes da costa. É necessário planejar um seguro para socorrer funcionários por ocasião de algum acidente ou mesmo para garantir seu transporte em segurança até as plataformas. Segundo Queiroz, esse tipo de seguro está em franca expansão no Brasil – cresceu mais de

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100% em 2011 – justamente por causa do crescimento do setor.

Embora o Golfo do México ainda concentre o maior número de prêmios colocados pela AON no exterior, os riscos são altos e diversos em função da política local e dos furacões que derrubam todas as construções voltadas para a exploração de petróleo. Os furacões correspondem a risco iminente. Por isso, a grande aposta é nas costas brasileiras e africanas que, inclusive, acredita-se terem as mesmas características físicas em função de, no passado remoto, terem feito parte de um único continente. “O Brasil é nossa maior expectativa futura, seguido pela África, onde também já estamos operando. Acreditamos serem os mercados mais prósperos nos próximos anos”, conclui o especialista.

Líder mundial em gestão de riscos, corretagem de seguros, resseguros e consultoria em capital humano, a AON está presente em 120 países, tem 500 escritórios e 59 mil colaboradores. É formada pela AON Risk Solutions (Riscos e Seguros), AON Hewitt (Consultoria em Capital Humano e Gestão de Benefícios) e pela AON Benfield (Resseguros). No Brasil, a empresa conta com mais de 900 funcionários e 11 escritórios nas principais cidades do país.

Fusões e aquisições em Petróleo e Gás têm aumento no terceiro trimestre deste ano O setor de Petróleo e Gás no Brasil realizou 11 fusões e aquisições (F&A) de julho a setembro. O segmento apresentou forte recuperação comparado com o mesmo período do ano passado, quando foram feitas apenas cinco. O maior número de transações (quatro), nos três últimos meses de 2011, foi realizado por brasileiras. Desde 1994, o setor acumula 244 negociações, de acordo com pesquisa da KPMG. Foram realizadas na área de petróleo e gás três transações domésticas; duas operações de empresa estrangeira adquirindo, de brasileiros, outra brasileira estabelecida

no país; e duas de empresa brasileira adquirindo, de estrangeiros, outra empresa de capital estrangeiro, também estabelecida no Brasil.

De acordo com Paulo Guillherme Coimbra, sócio da KPMG no Brasil, as negociações de F&A no setor foram a maneira encontrada pelas empresas entrantes no mercado de se manterem firmes neste segmento. “Elas são consideradas uma parceira estratégica para a consolidação do setor, que está bastante aquecido. O que comprova a euforia dos investidores na área, ainda motivados pela expectativa de crescimento das reservas brasileiras do pré-sal e os investimentos associados à exploração dessas reservas, envolvendo principalmente a cadeia de fornecedores de equipamentos e prestadores de serviços da indústria. A expectativa é de aquecimento e consolidação contínua”, explicou.

Para Coimbra, o principal interesse de aquisições pelas empresas brasileiras e pelas estrangeiras está no mercado local. “Esse movimento tem impulsionado a aquisição das empresas brasileiras por ambos e, de certa forma, desestimulado os estrangeiros a se desfazerem de seus negócios no Brasil”, acrescenta o executivo.

Petrobras incorpora três subsidiárias na área de energia O conselho de administração da Petrobras aprovou em novembro a incorporação de suas subsidiárias integrais Termorio, Usina Termelétrica de Juiz de Fora e Fafen Energia. O objetivo é, segundo a companhia, simplificar a estrutura societária da estatal, diminuir custos e capturar sinergias.

A proposta ainda será avaliada pelos acionistas em assembleia.

Vale lembrar que, por se tratar de incorporação de subsidiárias integrais, não haverá aumento de capital na Petrobras, nem emissão de novas ações. As ações representativas do capital social das três empresas serão extintas.

Opep reduz previsão para demanda mundial em 2012 A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) reduziu sua previsão para a demanda de petróleo mundial em 2012 em cerca de 100 mil barris por dia.

O resultado foi divulgado no último relatório mensal da instituição.

Tel.: 4004 2503

Produção de países-membros da Opep e não membros – novembro/09 a outubro/11

89 31

88

30 87

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Set 11

Out 11

Jul 11

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Jun 11

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Fev 11

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Out 10

próximos anos, o que contribui para a ampliação da oferta de petróleo mundial no médio prazo. A agência projeta crescimento de 900 mil barris por dia entre 2010

Nov 10

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Foto: Banco de Imagens Keystone

Segundo o documento, a demanda mundial de petróleo deverá ficar em 88,9 milhões de barris por dia, contra os 89,01 previstos anteriormente. Para 2011, a organização petroleira quase não alterou suas previsões. A demanda total deverá ficar em 87,8 mbd para o ano, contra 87,81 mbd na previsão feita no mês passado, o que representa 0,86 mbd a mais em relação a 2010.

Em 2012, a oferta de petróleo dos países que não são membros da Opep deverá aumentar em 0,7 mb/d em relação a 2011, cerca de 0,1 mb/d menor que a avaliação anterior.

A maior parte do aumento virá dos Estados Unidos, Brasil, Canadá, Colômbia e Rússia.

Apesar da desaceleração das economias avançadas, a avaliação da instituição é de que os mercados emergentes devem apresentar crescimento robusto em 2012.

Já a Agência Internacional de Energia (AIE) espera que o consumo de petróleo em 2011 seja de 160 mil barris diários, inferior ao da previsão anterior, de 89 milhões de barris diários, e de 200 mil barris diários a menos que o previsto para 2012, o que representa um consumo de 90,3 milhões de barris.

A demanda, no entanto, terá alta na comparação com os anos anteriores, a 89 milhões de barris em 2011, quantidade 0,8% maior do que em 2010, e a 90,3 milhões de barris em 2012, crescimento de 1,4% em relação a 2011.

A AIE prevê significativa expansão da produção no pré-sal brasileiro nos

e 2016 para os campos de Guará, Lula, Parque das Baleias e Baleia Azul, o que dá suporte para a estimativa de crescimento da produção no Brasil de um milhão de barris por dia no período.

Esse número ajuda a compor as expectativas da AIE para o avanço da oferta global de petróleo nos países que não fazem parte da Opep. Entre 2010 e 2016, a entidade prevê um aumento total de 3,4 milhões de barris por dia, ou cerca de 500 mil por ano, na produção desses países. O crescimento deve ser liderado pelos Estados Unidos, com cerca de 1,8 milhão de barris por dia sendo incorporados ao mercado. Já a produção no Mar do Norte deve declinar.

A agência acredita que a produção nacional ficará entre 2,1 milhões e 2,2 milhões de barris por dia nos próximos meses. Para 2012, é esperado aumento de 140 mil barris por dia.

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indicadores tn

Mercado de combustíveis deve crescer 2,8% em 2011 O Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e Lubrificantes (Sindicom) divulgou em dezembro os números do mercado de combustíveis no Brasil em 2011 e os desafios do setor para os próximos anos. O crescimento estimado da indústria para 2011 foi de 2,8%, com um volume de 110,4 bilhões de litros. Os destaques ficaram por conta da gasolina e do óleo diesel.

Volume comercializado em 2011: 110 bilhões de litros* Óleo combustível

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6,4% 3,4%

9,8%

32,0%

46,7% Óleo diesel

Produto Share Sindicom Diesel .................... 83,6% Gasolina ................ 74,5% Etanol Gasolinas hidratado .............. 59,7% Faturamento no ano: R$ 240 bilhões Tributos: R$ 73 bilhões Federais: R$ 26 bilhões Estaduais: 47 bilhões

1,8% GNV

garantido. “Somente teremos aumento de oferta com investimentos, por isso, só veremos uma melhora no cenário a partir de 2014”, afirmou.

Quem também vem perdendo mercado é o óleo combustível, muito usado nas usinas termelétricas e que está sendo substituído pelo gás natural. Para Alísio Vaz, esse é um declínio natural. O produto teve uma queda de 24,5% em relação ao ano passado.

Sobre o diesel S50, de baixo teor de enxofre, que será adotado em todo o país a partir de janeiro de 2012, Alísio Vaz disse que em janeiro já estarão adaptados e prontos para abastecimento, aproximadamente 1.200 postos. Até o fim do ano, a rede com S50 chegará a três mil postos.

Além disso, o presidente do Sindicom lembrou que o Arla 32, solução de ureia necessária nos catalisadores dos novos

Motores da Cummins vão equipar embarcações do pré-sal A empresa Cummins fornecerá 20 grupos geradores que usarão o motor QSK 60 para cinco embarcações PSV (Platform Supply Vessel) que serão utilizadas pela Petrobras nas operações do pré-sal. Os equipamentos começam a ser entregues em meados de 2012, e atendem às normas vigentes IMO Tier II e trazem potência de 1.825 kw.

Etanol hidratado

Querosenes

Os geradores gerenciarão toda a energia necessária para a embarcação, incluindo propulsão, sistema de posicionamento dinâmico, painéis, entre outros. De acordo com Waldemar Marchetti, gerente exe-

*2011 vs 2010 - crescimento de 2,8% Foto: Agência Petrobras

O cenário total dos combustíveis no país no ano tem o óleo diesel com 46,7% de participação, seguido pelas gasolinas (32%), etanol (9,8%), querosenes (6,4%), óleo combustível (3,4%) e o GNV (1,8%) Em 2011, a gasolina teve aumento de participação de 18,3% com relação aos dados do ano passado. O crescimento é ainda maior levando-se em conta apenas as empresas do Sindicom, com acréscimo de 19% no período 2010-2011. Já o óleo diesel teve um saldo positivo de 4,6%.

Outro produto que teve destaque no cenário de combustíveis foi o Querosene de Aviação (QAV) que cresceu 13,6% em 2011, apoiado principalmente ao aumento na demanda do mercado de aviação no país, que vem crescendo muito nos últimos anos e a expectativa é para um aumento ainda maior, com eventos como Copa do Mundo e Olimpíadas.

Já o etanol vem perdendo mercado nos últimos dois anos, com queda de 28,4% no setor. Segundo os dados, a produção de etanol hidratado vem caindo constantemente e não está acompanhando o crescimento da frota de veículos flex fabricados no Brasil. Este ano, em dezembro, foi a primeira vez que o etanol não foi mais vantajoso que a gasolina em nenhum estado do país.

Para o presidente do Sindicom, Alísio Vaz, o etanol é o grande desafio do mercado de combustíveis em 2012. Segundo ele, apesar do fraco desempenho, o atendimento de álcool ao consumidor está

motores Euro 5, terá uma evolução com o decorrer do tempo, na medida em que começará a ser vendido em galões de 20 litros, mas depois, estará disponível a granel em bombas específicas nos postos de combustível. cutivo de Negócios da Cummins Marine para América Latina, as embarcações offshore devem iniciar suas operações no primeiro trimestre de 2013 e serão construídas para prestar suporte às plataformas, com o transporte de equipamento, por exemplo. “Serão embarcações multipropósito, ou seja, atendem a qualquer tipo de carga, incluindo tanque de lama, água potável, alimentos, entre outros”, diz Marchetti.

Foto: Divulgação Usiminas

Brasil se destaca pelo consumo de aço

Pesquisa revela que países emergentes serão os principais responsáveis pelo aumento no consumo mundial de aço.

Mesmo com os abalos da crise financeira e com o desaceleramento da atividade econômica no mundo, países emergentes ganham destaque na produção e consumo de aço no planeta. Enquanto os países desenvolvidos ainda estarão no próximo ano com 15% abaixo do desempenho registrado em 2007, as economias em expansão, que formam o grupo dos Brics (Brasil, Índia, China, Rússia e África do Sul) estarão com o montante 44% superior.

Essa é uma recente pesquisa do Comitê de Estudos Econômicos da World Steel Association (WSA), divulgada em Paris, na França, durante congresso do setor. A WSA reúne 170 fabricantes de aço, que produzem 85% do total consumido no mundo. E, de acordo com o comitê, em 2012, os países emergentes e em desenvolvimento vão responder por 73% da demanda mundial de aço, ante a participação de 61% em 2007.

A pesquisa também revela a boa situação da América Latina, com grande peso do Brasil. A região tem perspectiva otimista: sai de uma alta de 4,7% em 2011, para 9,8% em 2012. Com isso, atingiria, conforme a WSA, consumo recorde de 52,4 milhões de toneladas. Esse volume é 28% acima do patamar de 2007, ano anterior ao impacto da crise global.

Com os eventos mundiais que ocorrerão nos próximos anos no Brasil, como a Copa do Mundo e das Olimpíadas de 2016, a perspectiva das empresas de indústrias de aço é ainda maior no crescimento da produção, venda e consumo, principalmente em se tratando das cidades-sedes que receberão a Copa do Mundo de 2014.

Aço bruto cresce 6,5% no acumulado do ano O Instituto Aço Brasil (IABr) anunciou que a produção brasileira de aço bruto cresceu 3,7% em novembro em relação ao mesmo mês de 2010, somando 2,7 milhões de toneladas. No acumulado do ano, a produção nacional de aço aumentou 6,5% (32,5 milhões de toneladas).

Já a produção de laminados em novembro (1,9 milhão de toneladas) diminuiu 5,0% na comparação com novembro do ano passado. Entre janeiro e novembro, foram produzidos 23,3 milhões de toneladas de laminados. A retração alcançou 1,8% sobre igual período de 2010.

O IABr informou ainda que as vendas internas totalizaram 1,7 milhão de toneladas, mostrando expansão de 11,6% em novembro. No período de janeiro a novembro, elas subiram 2,9%, com 19,9 milhões de toneladas.

Em relação às exportações, o aumento registrado no ano foi 25,6% em volume (9,9 milhões de toneladas) e 53,1% em valor (US$ 7,7 bilhões), quando comparados ao mesmo período anterior. As importações somaram 3,4 milhões de toneladas nos 11 meses de 2011. O volume ficou 37,3% abaixo do de igual período de 2010.

Safra de cana: “desastre total” Diante de uma safra considerada desastrosa por técnicos do setor, o presidente da União da Indústria da Cana-de-Açúcar (Unica), Marcos Jank, disse que é preciso dar competitividade ao etanol brasileiro. A medida mais importante, para o representante dos usineiros, é a deso-

neração tributária do etanol, em especial do Programa de Integração Social (PIS) e Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (Cofins). Hoje, as usinas pagam 9,25% de PIS/Confins.

“Estamos estimando que, em 2020, vamos produzir 1,2 bilhão de toneladas de cana e 40% dessa cana vão para a produção de etanol. E a grande questão é a competitividade. O mais importante é a redução dos tributos que são cobrados sobre o etanol”, disse Jank.

Segundo ele, o etanol deveria ter o mesmo tratamento da gasolina, beneficiada pela redução da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (Cide). “Entendemos que o etanol tem que passar pelo mesmo processo. Hoje, a tributação que incide sobre a gasolina está na faixa de 35% do preço de bomba e a do etanol, em 31%. Achamos que deveria também haver redução sobre o etanol para torná-lo mais competitivo.”

De acordo com o presidente da Unica, os estados também poderiam reduzir o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), assim como ocorreu em São Paulo, que baixou de 25% para 12,5% a alíquota do imposto.

O diretor técnico da Unica, Antonio de Padua Rodrigues, estima que a safra de cana deve ultrapassar 490 milhões de toneladas. Para o mercado de etanol, ele estimou que as exportações devem ficar entre 1,65 e 1,7 bilhão de litros.

Até 2020, a expectativa dos usineiros é dobrar a produção, de 555 milhões de toneladas para 1,2 bilhão de toneladas. Para atingir esse resultado, o executivo calcula que serão necessárias 120 novas usinas. “Precisamos produzir muito mais cana para atender a todos os mercados que a gente tem e, para isso, precisamos de políticas públicas e privadas também”, completou.

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indicadores tn

Aporte de capital de R$ 70 milhões do fundo do Modal para Brastec Uma das principais fabricantes nacionais de Engenharia e Equipamentos para indústria de óleo e gás, a Brastec Technologies fechou um acordo com o Banco Modal e receberá um aporte de R$ 70 milhões.

Os recursos são do fundo de participações (private equity, no jargão de mercado), e darão ao banco uma fatia minoritária no capital da empresa.

Nos últimos cinco anos, com o crescimento da indústria, a companhia apresentou elevação média anual de 40% nas receitas.

Capitalizada, a expectativa de faturamento em 2011 é de R$ 70 milhões, com pretensões de dobrar esta cifra já em 2012.

Para o fundador da Brastec, Fabio Romano, com o novo sócio a empresa pretende se tornar uma plataforma de consolidação, com aquisições de concorrentes tanto no país como

no exterior. O executivo também vê potencial para “conglomeração” no segmento, com a compra de companhias que tenham atuações em áreas próximas. “Se o projeto se concretizar, provavelmente precisaremos de fontes adicionais de recursos”, afirma, acrescentando que a abertura de capital com uma oferta de ações na bolsa não está nos planos.

Os recursos do aporte de capital também serão usados para intensificar os investimentos em pesquisa para atender à demanda do pré-sal. “A tecnologia para a extração de petróleo e gás ainda não está pronta”, ressalta Romano. A Brastec pretende desenvolver os equipamentos em conjunto com os clientes, que são as empresas que prestam serviços para as petrolíferas, em linha com a exigência de conteúdo nacional prevista no marco regulatório do setor.

A estimativa é de que apenas a Petrobras responda por metade da demanda mundial de tubos flexíveis, por onde passam o óleo e o gás extraídos das bacias petrolíferas. Romano destaca, porém, que as receitas da empresa não dependem exclusivamente da estatal.

As negociações para o aporte de capital levaram aproximadamente um ano. O investimento na Brastec é o segundo do fundo do Modal, destinado à compra de participações em empresas do setor de óleo e gás. Com R$ 500 milhões em recursos, o private equity – que tem como principais cotistas o BNDES e os fundos de pensão Petros, Funcef e Fundação CEEE – também investiu na Enesa Engenharia.

A ideia é de que o fundo faça entre cinco e oito investimentos, segundo John Michael Streithorst, sócio e responsável pela área de private equity do Modal. Desde o ano passado, os gestores do fundo avaliaram quase 1,2 mil companhias, dentro de um universo total de aproximadamente 5,5 mil.

“As empresas nacionais vão se ver frente a um grande desafio para atender à demanda esperada para o pré-sal”, avalia.

O Leilão de Energia A-5/2011, realizado no dia 20 de dezembro contratou 42 projetos de geração de eletricidade, com capacidade instalada total de 1.211,5 megawatts (MW). O preço médio ao final do certame foi de R$ 102,18/MWh, alcançando um deságio médio de 8,77%. O Leilão atendeu a 100% da demanda das concessionárias de distribuição, que contrataram a energia negociada. Os 42 projetos serão instalados nos estados da Bahia, Ceará, Goiás, Maranhão, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul, Santa Catarina e São Paulo, e demandarão investimentos da ordem de R$ 4,3 bilhões.

Assim como nos últimos leilões de geração realizados pelo Governo Federal, a fonte eólica foi o grande destaque desta licitação, com 39 projetos negociados somando 976,5 MW. Este montante equivale a 81% da potência total negociada no leilão. A usina hidrelétrica de São Roque, em Santa Catarina, foi arrematada pela empresa Desenvix ao preço de R$ 91,20/MWh - deságio de aproximadamente 35% em relação ao preço inicial de R$ 123/MWh. Na avaliação do presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Mauricio Tolmasquim, o leilão foi muito bem-sucedido, na

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Foto: Divulgação Furnas

Leilão de energia para 2016 contrata 1.211,5 MW de 42 projetos de geração

medida em que toda a demanda foi atendida integralmente por fontes renováveis.

Segundo ele, este fato contribuirá para a manutenção do alto percentual (cerca de 90%) de renovabilidade da matriz elétrica brasileira. Tolmasquim também destacou o forte deságio obtido na disputa pela hidrelétrica de São Roque, fazendo com que o preço

final de venda se aproximasse ao das usinas de grande porte da região Norte. “É importante destacar que a contratação de usinas eólicas e hidrelétricas é muito interessante para o país, já que se trata de duas fontes renováveis e complementares entre si”, observou Tolmasquim. Ele frisou ainda que, de todo o montante de energia transacionado nos três leilões de geração realizados em 2011, apenas dois projetos (termelétricos a gás natural, vendidos no Leilão A-3) não utilizam fontes renováveis como combustível.

Frases “Esse ajuste reflete a desaceleração do crescimento nos países da OCDE (Organização de Cooperação e Desenvolvimento Econômico) que repercutirá na China e na Índia e terá impacto no consumo de petróleo do próximo ano. As atividades manufatureiras e o comércio serão afetados mundialmente”, Relatório mensal da Organização de Países Exportadores de Petróleo (Opep), sobre a queda no consumo em 2012. OPEP, 13/12/2011.

“Estamos vendo luz no fim do túnel na questão europeia. É um longo túnel, mas pode ser uma luz importante”, Guido Mantega, ministro da Fazenda, afirmando que o Brasil está disposto a contribuir com mais recursos ao Fundo Monetário Internacional (FMI), mas somente depois de os países europeus se comprometerem com o aporte de recursos. G1, 08/12/2011.

Com o sua obra vai mais longe

“No presente, nós não temos problemas. Em 2011, já levantamos US$ 18 bilhões. Nas últimas duas semanas, levantamos 1,85 bilhão de euros no mercado europeu e 700 milhões de libras no Reino Unido... Acabo de chegar de Doha, onde me reuni com todas as grandes empresas de petróleo do mundo, e o apetite é gigantesco”, José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras, afirmando que a crise financeira não impactou a captação da estatal. Valor, 13/12/2011.

“A crise não chegou ainda, não vamos misturar as coisas... Foi errado ter subido os juros, foi errado ter se preocupado com a demanda”, Paulo Skaf, presidente da Fiesp (Federação das Indústrias de São Paulo), afirmando que a estagnação do PIB no 3º trimestre é resultado exclusivamente dessas medidas e que a economia brasileira “marcou passo” em 2011. Folha de S. Paulo, 14/12/2011.

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural – 05/2011 a 10/2011 Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil

Maio Jun Jul Ago Set Out Bacia de Campos 1.650,3 1.694,9 1.612,3 1.615,5 1.654,1 1.655,09 Outras (offshore) 146,1 141,2 142,1 133,0 131,6 131,7 Total offshore 1.796,4 1.836,2 1.754,4 1.748,5 1.785,7 1.787,6 Total onshore 206,9 210,6 214,0 214,3 216,5 213,8 Total Brasil 2.003,2 2.046,8 1.968,4 1.962,8 2.002,2 2.001,4 Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil

Bacia de Campos Outras (offshore) Total offshore Total onshore Total Brasil

Maio Jun Jul Ago Set Out 22.885,5 22.687,9 21.382,5 21.653,0 21.842,4 22.079,6 17,878,9 18.388,3 19.295,9 19.486,7 17.876,6 18.978,3 40.764,5 41.076,3 40.678,4 41.140,1 39.718,9 41.058,0 16.134,4 16.240,6 16.034,2 15.946,5 16.057,1 15.848,8 56.898,8 57.316,9 56.712,6 57.086,6 55.776,0 56.906,8

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

Exterior

Maio 131,7

Jun 133,1

Jul 141,1

Ago 132,1

Set 139,7

Out 146,3

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

Exterior

Maio Jun Jul Ago Set Out 15.897,8 17.171,9 17.298,6 17.231,0 16.804,6 17.214,5

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

Brasil+Exterior

Maio Jun Jul Ago Set Out 2.586,3 2.641,5 2.568,0 2.555,3 2.591,6 2.606,9

AndAimes • elevAdores • escorAmentos

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

Fonte: Petrobras

Locação, vendas e serviços.

TN Petróleo 81 17 www.mecan.com.br

entrevista exclusiva

Aquisições

dão suporte à expansão no Brasil por Rodrigo Miguez

Sem números públicos (mas em milhões de reais), os investimentos do grupo francês Technip, que atua desde 1976 no Brasil, visam o desenvolvimento de novas tecnologias para a exploração de petróleo no présal. “Continuaremos acreditando e investindo no Brasil”, afirma José Jorge de Araújo.

Em entrevista exclusiva à TN Petróleo, ele fala das aquisições recentes que vão garantir maior sinergia entre as empresas do grupo, sobre as expectativas em relação ao mercado brasileiro, no qual a Technip pretende aumentar sua presença nas áreas onshore e offshore.

O executivo evita fazer maiores comentários sobre a licitação de navios de gás natural, feita pela Petrobras, que serão usados no escoamento da produção deste insumo no pré-sal da Bacia de Santos, da qual participou em consórcio com as parceiras japonesas Modec e JGC. “As expectativas são grandes”, é a curta resposta.

TN Petróleo – A Technip adquiriu recentemente a Global Industries, por US$ 1 bilhão. Quais foram os ganhos da empresa com o negócio?

José de Araújo – Este processo gera sinergia para o segmento de negócios subsea, um dos três ramos de negócio da Technip, que agora poderá oferecer aos clientes uma solução de projetos integrados, também em águas rasas, do tipo S-Lay, com recursos próprios. Essa aquisição representa uma complementaridade importante.

Há planos de novas aquisições?

Acabamos de adquirir o controle da Cybernétix, empresa que tem know-how na área de equipamentos operados remotamente e robótica em geral, bem como transmissão de dados. Integrando esse conhecimento com o da Technip, estaremos oferecendo prontamente ao mercado soluções de monitoramento e integridade de ativos offshore e subsea.

Falando de Brasil, o que representou para a empresa a inauguração, em Vitória, da nova linha de produção de tubos flexíveis?

A nova linha ali instalada é capaz de atender o pré-sal, porém com uma limitação de capacidade, que será eliminada com a nova fábrica.

Como está o andamento do projeto da segunda fábrica de tubos da empresa? Quanto será investido?

A nova fábrica será instalada no Porto de Açu, no município de São João da Barra (RJ), e vai gerar cerca de 600 empregos diretos. O início

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TN Petróleo 81

José Jorge de Araújo, presidente da Technip no Brasil

Fotos: Ricardo Almeida

A aquisição da Global gera sinergia para o segmento subsea, um dos três ramos de negócio da Technip, que agora poderá oferecer aos clientes uma solução de projetos integrados, também em águas rasas.

da operação está previsto para setembro de 2013. Já temos o leiaute e iniciamos o projeto básico.

Também adquirimos o equipamento, com o prazo de entrega mais longo, para garantir o cumprimento do cronograma.

A empresa vai investir R$ 80 milhões na expansão e desenvol-

vimento do Porto de Angra. Como estão as obras e quais os benefícios desse investimento?

O Terminal Portuário de Angra dos Reis está sendo modernizado para melhorar o nível de serviços a ser prestado, conforme o contrato de concessão com a Docas. O benefício se reverte em uma rentabilidade, ainda que

pequena, além de garantir uma pequena área dedicada à logística dos projetos de instalação de dutos submarinos. Além disso, já foi firmado o contrato de prestação de serviços para uma base de fluidos.

A Technip tem planos de instalação de uma fábrica em Santos, TN Petróleo 81

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entrevista exclusiva tecnológica. Apenas uma pequena parte da produção das nossas fábricas é de linhas comuns.

pela proximidade com os principais blocos do pré-sal?

Não. Temos outros planos para a região que ainda dependem de aprovações internas para serem divulgados.

A companhia já participou da construção de plataformas da Petrobras como P-51, P-52 e P-56.

Já existem contratos firmados para outras unidades?

Sim, já estamos executando o projeto de engenharia de detalhamento dos FPSOs P-58 e P-62, que serão instalados nos campos de Baleia Azul e Roncador, respectivamente, ambos na Bacia de Campos.

Quais as novidades da empresa em relação a contratos fechados?

A novidade foi a assinatura do contrato com a Daewoo, em novembro, em parceria com a Odebrecht Óleo e Gás, para a construção de duas embarcações do tipo PLSV (pipe laying service vessel) com capacidade de 550 toneladas de tensão no lançamento e instalação de linhas submarinas. É um investimento da ordem de US$ 600 milhões.

Também estão em construção seis LHs (Line Handler), navios de manuseio de espias, cada um 20

TN Petróleo 81

Em 2012, mobilizaremos dois dos maiores barcos da frota da Technip, o Deep Blue e o Deep Pioneer, para instalar as linhas da Fase 2 do bloco BC-10, na Bacia de Campos para a Shell.

Com eles, um terço de toda a nossa frota estará operando no Brasil em 2012.

com contrato de oito anos com a Petrobras. Em 2012, mobilizaremos dois dos maiores barcos da frota da Technip, o Deep Blue e o Deep Pioneer, para instalar as linhas da Fase 2 do bloco BC-10, na Bacia de Campos para a Shell. Com eles, um terço de toda a nossa frota estará operando no Brasil em 2012.

Como é o trabalho desenvolvido no Centro de Engenharia da Technip no Rio de Janeiro?

Temos uma equipe de 130 profissionais, entre engenheiros e técnicos, projetando as linhas flexíveis e seus acessórios na nossa sede, no bairro da Glória.

Estes profissionais recebem as demandas e os projetos da Petrobras e iniciam os cálculos e dimensionamentos das futuras linhas que serão fabricadas em Vitória. A Technip está dedicada a fornecer produtos que se posicionem no topo da cadeia

Vocês pensam em construir um centro de Pesquisa e Desenvolvimento no Brasil?

Pouca gente sabe, mas em Jucu, próximo a Vitória, temos um Centro de Pesquisa e Desenvolvimento para os produtos dedicados ao pré-sal. São cerca de 60 profissionais, entre engenheiros e técnicos, envolvidos no desenvolvimento do design, elaboração de procedimentos e testes, além da qualificação dos produtos, linhas e acessórios, para águas ultraprofundas e ambientes extremamente agressivos. A Genesis, empresa coirmã, que opera de forma independente, já está se instalando no Brasil para também participar nos processos de P&D.

Quais as novas tecnologias que a empresa está desenvolvendo para a exploração em águas ultraprofundas?

Estamos desenvolvendo as linhas com monitoramento contínuo, chamadas de inteligentes, bem como linhas que suportam altas pressões e que sejam capazes de resistir a uma corrosão altíssima. Para se ter uma ideia, as linhas estão sendo projetadas para simular uma vida útil de 300 anos. Ou seja, uma vida útil de 30 anos com um fator de segurança de dez vezes. Isso nunca foi feito antes!

E quanto aos IPBs, tubo flexível com sistema de aquecimento elétrico destinado a elevar a temperatura do fluido interno, aumentando o fluxo de óleo?

Em 2012 vamos entregar os primeiros IPBs (Integrated Production Bundles) para o Campo

Aquisições dão suporte à expansão no Brasil

de Papa-terra para a Petrobras.

Trata-se de tecnologia exclusiva da Technip. Este produto possui um isolamento térmico ativo, ou seja, um sistema de aquecimento ao longo da linha, que garante o fluxo do óleo pesado, gerando ganhos enormes no processo do óleo, já na plataforma.

De quanto será o investimento total da Technip no Brasil nos próximos anos?

Continuaremos acreditando e investindo no Brasil. E vamos investir também na contratação de pessoal, aumentando nossa força de trabalho de cerca de quatro mil colaboradores para seis mil ao longo dos próximos quatro anos. Também iremos incrementar nossa presença nas áreas onshore e offshore.

Portfólio da Technip no Brasil PLATAFORMAS E Embarcações – A Technip tem no seu portfólio a participação na construção das plataformas P-51, P-52 e P-56, além do projeto de engenharia de detalhamento dos FPSOs P-58 e P-62.

Para instalação de dutos submarinos, a empresa possui os barcos Skandi Vitória e o Skandi Niterói e também o navio Sunrise 2000, um dos mais sofisticados navios de lançamento de flexíveis e umbilicais em águas profundas do mundo.

Estrutura – A Technip possui no Brasil uma importante estrutura logística e de equipamentos para dar suporte às suas atividades no país. Em Vitória, no Espírito Santo, está

localizada a fábrica de tubos flexíveis da empresa, onde são feitos tubos, umbilicais, ISU ® (Umbilicais de Serviço Integrado), aplicações estáticas (linhas flexíveis) e dinâmicas (risers), e também estruturas DRAPS (Drilling, Refining and Onshore Applications).

A empresa também administra o Porto de Angra dos Reis, no Rio de Janeiro, que serve como importante centro logístico para a movimentação de cargas e apoio a projetos offshore. Além disso, a companhia possui uma base em Macaé, também no Rio de Janeiro, para o gerenciamento das operações com Veículos de Operação Remota (ROVs), embarcações de apoio e logística de materiais e de pessoal.

Nesta edição.

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Foto: Divulgação Baker Hughes

especial: drilling

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Drilling:

mercado aquecido

Q

ue o mercado de drilling está aquecido, ninguém tem dúvida. Não somente por conta das gigantescas descobertas de petróleo e gás no pré-sal e também de novas reservas no pós-sal (em mar e terra firme), que têm atraído novos investidores para o país, como também pela necessidade de obter retorno para os investimentos feitos nos últimos anos.

Pesa ainda o fato de que sem leilões de novas áreas desde 2008 e com prazos que estão se esgotando para blocos adquiridos em licitações anteriores, as companhias de petróleo, grandes e pequenas, estão tentando garantir a continuidade de suas operações no país.

Esse aquecimento está visível nos relatórios mensais de perfuração de poços da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e

Foto: Divulgação Baker Hughes

O incremento das atividades exploratórias em terra firme e no mar, aliado ao aumento da produção – inclusive com a perfuração de novos poços para ampliar o fator de recuperação –, aquece o setor de drilling. As principais empresas fornecedoras de bens e serviços de perfuração estão tendo que se esforçar para atender à demanda por soluções e equipamentos de ponta que assegurem às petroleiras atingir suas metas: agregar reservas e monetizar rapidamente suas descobertas para garantir o retorno de seus investimentos, dentro dos mais rígidos padrões de segurança e proteção do meio ambiente. por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

Biocombustíveis (ANP). Um dos mais atualizados relatórios do banco de dados da agência, esses registros refletem a aceleração da atividade nos últimos anos.

Devido aos números crescentes e do tempo de perfuração de

um poço, que varia de local para local, dependendo das condições da área (principalmente em campos offshore), é difícil mensurar quantos poços novos foram feitos no último ano. Mas basta aferir os relatórios dos últimos três meses para perceber que há sondas perfurando em várias bacias onshore e offshore.

Essas atividades vêm aumentando tanto em tradicionais áreas produtoras, como as bacias do Espírito Santo, Campos, Potiguar e Recôncavo, como também na de Santos, a mais disputada desde o advento do pré-sal, assim como nas bacias terrestres do Solimões, Amazonas e Parnaíba, onde estão atuando as mais jovens petroleiras brasileiras, como HRT e OGX. Esta última também acelerou suas operações na bacia de Campos, onde pretende produzir o primeiro óleo nos próximos seis meses.

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especial: drilling

Foto: Agência Petrobras

Perfuração onshore na bacia de Solimões (AM) para a Petrobras

Para se ter uma ideia de como esses números são grandiosos, de acordo com os relatórios da ANP, somente em 20 dias do último mês do ano, dezembro, dos mais de 200 poços listados mais de 70 foram concluídos em bacias terrestres e marítimas, nas mais diversas profundidades. O restante são 24

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poços que estavam em fase de avaliação ou perfuração.

Do total de poços listados, mais da metade está sendo perfurada ou foi concluída em áreas offshore por petroleiras como Petrobras, OGX, a norueguesa Statoil, a anglo-holandesa Shell, as norte-americanas Chevron e Anadarko, a inglesa

BP Energy, e a indiana ONGC, que entrou no Brasil há pouco mais de um ano, após trocar ativos com a Petrobras.

Dos mais de 110 poços que estavam sendo perfurados, em avaliação ou foram concluídos entre 1º e 20 de dezembro do ano passado na costa brasileira, mais de 50 estão na bacia de Campos e um pouco mais de 30, na de Santos (incluindo os campos de Franco, Tupi Nordeste, entre outros).

Os números mostram que a atividade de perfuração em poços onshore (terra) também continua crescendo, principalmente nas bacias de Recôncavo, Potiguar, Sergipe e Parnaíba – onde a OGX fez uma espetacular descoberta de gás natural, que ainda está sendo mensurada pela petroleira, depois de Eike Batista ter afirmado tratar-se de “meia Bolívia”.

Somente no Recôncavo, o relatório indicava cerca de 30 poços em perfuração ou concluídos em áreas terrestres, enquanto em Sergipe havia 24 perfurações em andamento em terra firme e três em campos offshore. A OGX estava perfurando mais quatro poços na bacia de Parnaíba, enquanto a empresa capixaba Vipetro comandava a perfuração de nada menos que 14 poços em blocos terrestres do Espírito Santo, onde a Petrobras também desenvolve trabalhos similares.

Expertise consolidada Esses números observados em apenas 20 dias de dezembro não deixam dúvidas: a atividade de drilling está superaquecida. Resta saber se as empresas prestadoras de serviços vão dar conta de toda a demanda. Demanda que vai de áreas extremas na Amazônia brasileira, onde Petrobras e HRT

mercado aquecido

continuam perfurando poços em busca de reservas ou de otimizar a produção (no caso da estatal brasileira) nas águas profundas, em busca do petróleo leve e gás natural escondidos sob a camada do pré-sal.

E se as companhias estrangeiras, como Halliburton, Transocean, Baker Hughes, Ocean Rig e outras, estão em plena atividade para conquistar encomendas desse mercado emergente que cresce a despeito da crise no resto do mundo, as brasileiras não ficam atrás: entraram nessa disputa para valer. É o caso da Odebrecht Óleo e Gás (OOG), que atua desde a concepção de engenharia, gerenciamento de projetos e prestação de serviços integrados, até a operação de plataformas de perfuração e produção offshore. Criada em 2006, com o objetivo de prover soluções integradas e customizadas para a indústria de petróleo upstream no mercado nacional e internacional, a empresa brasileira oferece serviços de afretamento e operação de sondas de perfuração offshore para águas profundas.

Tradicional prestador de serviços para a indústria de petróleo brasileira desde a década de 1950, a Odebrecht foi, em 1979, a primeira empresa privada nacional a realizar perfuração offshore no Brasil. Na década de 1990, expandiu sua atuação para o exterior, incluindo o Mar do Norte, com foco na prestação de serviços e operação de FPSO para novos clientes.

Qualificação profissional Para Roberto Ramos, presidente da OOG, no curto prazo o principal desafio que a empresa tem enfrentado na exploração do petróleo é a mobilização de pessoas comprometidas e qualificadas para operação das unidades. “No médio e longo prazo a formação da nova geração que substituirá a geração atual, já é sênior, em virtude da indústria ter ficado uma geração sem investir na formação de jovens”, complementa.

A empresa possui unidades que operam (perfuração, completação, workover e produção offshore) em águas ultraprofundas de até 3.000 m de lâmina d’água e uma tripulação qualifi-

cada e experiente. A frota dispõe de sistemas de posicionamento dinâmico com tripla redundância, sistemas de tratamento de fluido de perfuração, proteção contra danos ambientais atendendo aos requisitos locais e internacionais, equipamentos de manuseio de cargas que permitem operações mais seguras.

Segundo o presidente da OOG, a organização trabalha em parceria com os clientes e prestadores de serviços em busca de soluções conjuntas e customizadas para os desafios da perfuração e completação de poços em águas ultraprofundas. “Para a área de perfuração offshore, por exemplo, contamos com uma frota toda construída com tripla redundância e torres de atividades paralelas. Já em subsea, os PLSVs em construção pela JV com a Technip terão 550 toneladas e estarão aptos a atender a nossos clientes nos desafios do pré-sal brasileiro”, comenta Roberto Ramos.

O executivo pontua que as principais demandas do pré-sal nas áreas em que a empresa atua, são: afretamento e operação de plataformas de perfuração

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especial: drilling offshore para águas ultraprofundas, afretamento e operação de plataformas de produção (FPSO), afretamento e operação de embarcações do tipo PLSV, além da tradicional montagem e manutenção de plataformas.

Outro “carro-chefe” da OOG são os serviços de manutenção e modificação de unidades offshore. A empresa conta com uma base de apoio logístico em Macaé, no Rio de Janeiro, para atender à bacia de Campos, localizada a sete quilômetros do porto e a 15 quilômetros do aeroporto da cidade.

Novas aquisições Em agosto de 2011, a OOG adquiriu a sonda de perfuração semissubmersível Stena Tay da empresa Stena Drilling. De acordo com Ramos, o objetivo dessa aquisição foi atender ao cliente nos contratos de afreta-

mento e prestação de serviços da unidade Delba IV, que acabou não sendo construída devido à falta de slots em estaleiros pelo mundo, além da ocorrência da crise financeira mundial.

“A OOG enxergou uma oportunidade na aquisição de uma unidade já existente e que atendesse aos requisitos do cliente. As adequações finais da ODN Tay IV (como se chamará a antiga Stena Tay) estão sendo realizadas no Estaleiro Astican, na Espanha. A chegada da unidade está prevista para o primeiro semestre de 2012”, informa.

Além disso, a empresa também comprou o FPSO Cidade de Itajaí, que será a primeira unidade de produção que a OOG operará no Brasil. Segundo Ramos, a OOG já opera um FPSO no Mar do Norte desde 1997, para a ConocoPhillips, em parceria com

a Maersk FPSOs. A experiência impulsionou a companhia rumo ao objetivo de tornar-se operadora desse tipo de unidade também para o mercado brasileiro. A previsão de início de operação do FPSO Cidade de Itajaí é no 2º semestre de 2012.

Em novembro do ano passado, a Gávea Investimentos, um dos principais gestores de recursos no mercado financeiro brasileiro e gestora de um patrimônio privado de mais de US$ 7,2 bilhões, adquiriu 5% do capital total da Odebrecht Óleo e Gás (OOG), com direito a nomear um representante no conselho de administração.

Ramos conta que a aquisição de maneira geral não mudou em nada a essência e os valores da empresa, mas consolidou-a rumo ao crescimento previsto em seu Plano de Negócios 2011-2013.

NORBE VI: Plataforma semissubmersível com capacidade para perfurar em lâmina d’água de até 2.400 m. Primeira plataforma da nova frota da OOG a iniciar operações, está operando no Campo de Roncador – Bacia de Campos.

NORBE VIII: Navio de perfuração com capacidade para perfurar em lâmina d’água de até 3.000 m. Segunda unidade da nova frota de perfuração da OOG a chegar ao Brasil, a Norbe VIII iniciou sua operação no poço 4-RJS-647 CERNAMBI, em lamina d’água de 2.260 m. Campos de Roncador - Bacia de Campos.

NORBE IX: Navio de perfuração com capacidade para perfurar em lâmina d’água de até 3.000 m. Alocada no poço 1-RJS-664, no estado do Rio de Janeiro, próximo às cidades de Cabo Frio e Macaé, a NORBE IX já alcançou 2.301 m de profundidade. Campo de Roncador – Bacia de Campos.

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Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

Plataformas de perfuração da OOG:

Plataforma de perfuração Norbe VI da OOG

Frota de última geração Inovando ao construir plataformas com tecnologia de última geração, garantindo maior eficiência e qualidade, e excelência em segurança, saúde e meio ambiente, a OOG trabalha hoje com uma frota de plataformas de perfuração altamente qualificadas que desenvolvem projetos importantes em todo o país. A empresa também oferece serviços de afretamento e operação de sondas de perfuração offshore para águas profundas.

Uma das unidades da empresa que merece destaque é a Norbe VI, plataforma semissubmersível de última geração, capaz de operar em lâmina d’água de até 2.400 m. A plataforma, que iniciou sua operação em águas brasileiras em 2011, celebra a retomada da atuação da Odebrecht em perfuração offshore.

Entretanto, o presidente da OOG conta que a Norbe VI enfrentou, em sua chegada, alguns problemas em parte de seus equipamentos principais, por motivos diversos. “Os equipamentos, apesar de serem de primeira linha, tiveram uma performance um pouco abaixo da esperada. Nossa equipe investigou as falhas e reportou os resultados aos fabricantes, que têm nos apoiado”, salientou. A Norbe VI dá sequência a uma série de plataformas com o mesmo nome, que fizeram parte da Organização Odebrecht por

Modelo 1

Modelo 2

Foto: Divulgação OOG

mercado aquecido

Plataforma de perfuração Stena Tay operando para a OOG meio da Odebrecht Perfurações Ltda., a OPL. Também em 2011, iniciaram suas operações no Brasil as unidades Norbe VIII e Norbe IX, duas sondas de perfuração capazes de perfurar em lâmina d’água de até 3.000 m. “A Norbe VIII começou a operar em agosto de 2011 e atualmente está completando o poço 4-RJS-647, e a Norbe IX começou operação em novembro e está perfurando o poço 1-RJS664”, ressalta Ramos.

E mais, a Odebrecht Óleo e Gás irá operar dois navios semissubmersíveis: ODN Delba III e ODN Tay IV, e dois novos

etal

ênix

navios-sondas, que estão em fase de construção: ODN I e ODN II. Como as Norbe VIII e Norbe IX, essas unidades também são capazes de perfurar em lâmina d’água de até 3.000 m.

“As unidades ODN I e ODN II estão em fase final de construção e comissionamento, devendo chegar ao Brasil em março e maio de 2012, respectivamente. Ainda não foram definidos os campos de operação das mesmas, cabendo ao cliente essa decisão”, afirmou o presidente da OOG.

Soluções sob medida Outra parceira tradicional das petroleiras é a norte-americana

Metal Fênix TN Petróleo 81

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Centro Tecnológico da Baker Hughes na Ilha do Fundão

Foto: Divulgação Baker Hughes

especial: drilling

Parcerias estratégicas Baker Hughes, que desenvolve soluções tanto para perfuração quanto para a exploração de petróleo. Na área de exploração os destaques da empresa ficam por conta dos equipamentos que fazem parte da coluna de perfuração, como broca, sistema rotary steerable (utilizado na sondagem de poços), motores de fundo, sistema de aquisição em tempo real da dinâmica de perfuração, perfis elétricos, entre outros equipamentos.

Além disso, a Baker fornece fluidos de perfuração que podem garantir a otimização e a segurança da operação, além de perfis elétricos a cabo, utilizados após a perfuração. Eles são responsáveis pela geração de dados requeridos pela geologia e geofísica de poço. Outra solução da empresa são as válvulas de isolamento de formação VHIF, modelo Orbit que viabilizam a instalação da árvore de natal em poços subsea via cabo, eliminando a necessidade de utilização de sondas.

Segundo Saul Plavnik, diretor de Operações para Perfuração e Avaliação da Baker Hughes, os principais desafios que a companhia tem enfrentado estão no desenvolvimento de equipamentos e sistemas de alta tecnologia para produção e controle, com uma relação custo-benefício que viabilize 28

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a produção de forma contínua e econômica para as aplicações em águas profundas.

“Os processos geológicos são marcantes e modificam a estrutura original das rochas sedimentares.

Brocas de perfuração de alta tecnologia adequadas a equipamentos que possam perfurar em ambientes de altíssima temperatura, são também exemplos de desafios”.

A empresa está desenvolvendo novas tecnologias para serem utilizadas na região do pré-sal. Entre esses novos equipamentos estão brocas de perfuração, sistemas de perfuração, fluidos de perfuração, de aquisição de dados em tempo real, dados a cabo entre outros.

A empresa também desenvolveu soluções no Centro de Tecnologia da companhia nos Estados Unidos em parceria com a Petrobras para o cenário de produção em águas profundas no Brasil.

“Com a construção do Centro de Tecnologia no Brasil, essas soluções poderão ser desenvolvidas localmente”, afirmou Saul, lembrando da unidade inaugurada em outubro no Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

A dinamarquesa Maersk Oil tem se firmado como uma das principais parceiras das empresas nacionais na exploração de petróleo no país. A empresa tem adotado a estratégia de associações com companhias brasileiras do setor. Ela é sócia, com 30% de participação, da Petrobras (40% e operadora) e da Vale (30%) nos blocos BM-S-66 e BM-S-67 da bacia de Santos.

Já da OGX, a dinamarquesa é sócia no bloco BM-S-29 (operadora com 35%), também na bacia de Santos, e nos blocos BM-C-37 e BM-C-38 na bacia de Campos (50% e operadora). Em 2011, a sonda Blackford Dolphin, da Maersk, iniciou as atividades de perfuração para a OGX, no BMC-37, que fica a aproximadamente 80 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 130 m.

Outra companhia que tem sondas de perfuração operando no país é a Ocean Rig. As sondas Ocean Rig Mykonos e Ocean Rig Corcovado, foram afretadas este ano pela Petrobras pelo período de três anos ao custo de US$ 550 milhões cada unidade e irão atuar no bloco BM-S-11, na bacia de Santos. A contratação foi feita para perfuração de 3.000 m e a previsão é que as unidades comecem a operar em fevereiro e abril de 2012, respectivamente.

Além das duas sondas, a empresa apresentou proposta na licitação da

mercado aquecido

Perfuração de poços: atividade nos últimos três meses

Perfurando offshore Petrobras: Santos 17; Potiguar (RN) 2; Espírito Santo 2; Campos 29; Sergipe 3; Barreirinha (MA) 1; Foz do Amazonas (PA/MA) 1. Total: 58 Total geral: 113 OGX: Santos 1; Campos 4 Statoil Brasil: Campos 4; Camamu 1 Shell: Santos 1 Repsol: Campos 1 Chevron Frade: Campos 3 BP Energy: Campos 1 Anadarko: Campos 1

Petrobras para contratar serviços de afretamento de 21 sondas de perfuração marítima a serem construídas no país. A Ocean Rig apresentou proposta independente para construir e afretar cinco sondas à Petrobras por taxa média, trazida a valor presente, equivalente a US$ 584 mil por unidade por dia. A companhia tem acordo com os estaleiros do grupo Synergy, para construir as sondas. Se ficar com a encomenda, a Ocean Rig começaria construindo as unidades nos

ConcluÍdo onshore Petrobras: Sergipe 26; Recôncavo (BA) 29; Potiguar (RN) 17; Solimões (AM) 4; Espírito Santo 2; Alagoas 1; São Francisco (MG) 1. Total: 80 OGX Maranhão: Parnaíba 4 Vipetro: Espirito Santo 14 Petra Energia: São Francisco (MG) 3 HRT O&G: Solimões (AM) 2 ConcluÍdo offshore Petrobras: Campos 19; Santos 14; Espírito Santo 2; Barreirinhas (PA/AM) 1. Total: 36 OGX: Campos 7; Santos 2 Statoil Brasil: Camamu 1 Queiroz Galvão: Jequitinhonha 1 Fonte: ANP, relatório dos últimos três meses de 2011

estaleiros Mauá e Ilha S.A. (EISA), do grupo Synergy, no Rio. Porém, a Sete Brasil também está na briga pelas sondas da estatal. A companhia apresentou duas propostas em parceria com vários operadores de plataformas: uma para construir 15 navios-sonda. Para as sondas, a proposta da Sete foi de taxa média diária, trazida a valor presente, de US$ 619 mil. As unidades seriam construídas

Foto: Divulgação OOG

Perfurando onshore Petrobras: Sergipe 12; Espírito Santo 4; Recôncavo (BA) 12; Potiguar (RN) 27; Solimões (AM) 4; São Francisco (MG) 1. Total: 60 OGX: Parnaíba 2

Plataforma de perfuração Norbe IX operando para a OOG

nos estaleiros da Odebrecht, na Bahia; de Jurong, no Espírito Santo; e da Engevix, no Rio Grande do Sul. Com a demanda crescendo mais e mais, mesmo sem novos leilões, o mercado aposta que, nos próximos anos, as brocas vão continuar a perfurar o subsolo em busca de mais e mais hidrocarbonetos, seja em terra ou no mar. Afinal, para avançar em novas fronteiras e agregar e fazer produzir as gigantescas reservas que vêm sendo encontradas nos últimos anos, é necessário, antes de tudo, perfurar novos e mais e mais poços.

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retrospectiva 2011

ano de pré-sal

e renováveis

março

T

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junho

fevereiro

ambém foi um ano importante para o Parque Tecnológico do Rio, situado na Ilha do Fundão, pois foi concluída a última etapa da licitação para ocupação de seu terreno.

Ao todo, 12 grandes companhias, a maioria do setor de petróleo e gás, vão instalar seus centros de pesquisa no local, o que representa mais de R$ 500 milhões em investimentos.

Para a indústria naval o ano também foi significativo. Realizaram-se três batismos de navios (Skandi Pe-

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Foto: Agência Petrobras

Foto: Lenine Serejo

Janeiro

abril

regrino e dois VLCCs da Vale); três lançamentos de embarcações ao mar (os navios Rômulo Almeida, José de Alencar, quinto navio do Promef e o Sea Brasil, primeiro Green Vessel do país); foi entregue ainda à Transpetro o Celso Furtado, primeiro navio do Promef; o estaleiro Eisa começou a construir o primeiro dos quatro navios Panamax encomendados pelo Promef; o estaleiro Superpesa começou a construir o primeiro dos três navios do tipo bunker também encomendados pelo Promef; e foram anunciadas a construção de mais

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

maio

Foto: Joana Coimbra

Foto: Divulgação Suzlon

2011

Foto: Divulgação Queiroz Galvão

por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

14 navios (seis do Programa EBN2 e oito navios petroleiros do Promef) e a Petrobras assinou contratos para afretamento de seis navios Panamax do Programa EBN2.

Janeiro Petrobras realiza nova descoberta no pré-sal – 2011 começou com a Petrobras realizando uma nova descoberta de petróleo de boa qualidade nos reservatórios do pré-sal no bloco BM-S-9, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, com a perfuração do poço 3-BRSA-861-SPS (3-SPS-74).

Foto: Divulgação All

setembro

agosto Informalmente denominado ‘Carioca Nordeste’, o poço está localizado em águas onde a profundidade é de 2.151 m e a 275 km do litoral do estado de São Paulo, na área de avaliação do poço Carioca – 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50).

Análises preliminares comprovaram a extensão da acumulação que contém petróleo de alta qualidade (26º API), em reservatório de 200 m, superior ao resultado do poço pioneiro perfurado na área.

O bloco BM-S-9 é formado por duas áreas de avaliação: uma, do

Foto: Agência Petrobras

novembro

dezembro

outubro poço 1-BRSA-594-SPS (1-SPS55), informalmente denominado ‘Guará’ e outra do poço 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50), deno minado ‘Carioca’, onde se localiza o poço descobridor.

Terceira maior do mundo – A Petrobras alcançou em janeiro o posto de terceira maior empresa de energia do mundo no ranking PFC Energy 50, que lista as maiores empresas mundiais de energia em valor de mercado. A companhia tem valor de US$ 228,9 bilhões e está à frente

Foto: Ricardo Almeida

juLho

Foto: Divulgação HRT

Foto: Divulgação OGX

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

O ano de 2011 foi marcado por diversas descobertas na região do pré-sal da Bacia de Santos, confirmando as expectativas da potencialidade da área. As energias renováveis, em especial a eólica, que com a realização dos leilões se tornou uma fonte energética tão viável quanto a proveniente das usinas hidrelétricas, foi outra área que também teve bastante destaque.

de Shell e Chevron, que ocupam a quarta e quinta posições.

Desde que o ranking foi lançado, em 1999, a Petrobras passou de 27º lugar para a terceira colocação. Segundo a consultoria, o valor de mercado da companhia, que era de US$ 13,5 bilhões naquele ano, cresceu a uma taxa composta de 27% ao ano.

Suzlon fecha contrato de 218 MW no Brasil – A Suzlon Energia Eólica do Brasil, divisão brasileira da Suzlon Energy, terceira maior fabricante de aerogeradores do mundo, recebeu

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Foto: Divulgação Aker Solutions

retrospectiva 2011

Manifold para o campo de Jubarte fabricado para Aker Solutions em Curitiba

uma encomenda da Martifer Renováveis Geração de Energia e Participações para implantar, operar e manter um projeto de 218 MW nos estados do Ceará e Rio Grande do Norte. O projeto será composto por 104 unidades dos aerogeradores S88 (2.1 MW de potência), capazes de produzir eletricidade suficiente para abastecer mais de 160 mil famílias.

De acordo com o cronograma, o projeto será comissionado em fases até junho de 2012, e espera-se que compense mais de 425 toneladas de CO², anualmente. A adição de 218 MW irá aumentar a presença da Suzlon no Brasil para um total cumulativo de 600 MW instalados, mais da metade da capacidade eólica instalada no Brasil.

Aker leva manifold que será instalado no campo de Jubarte – A Aker Solutions transportou no fim de janeiro o maior equipamento utilizado para escoamento da produção de gás natural já fabricado no Brasil.

O Pipeline End Manifold (Plem) é uma estrutura de grande porte, que serve para interligar diversos campos produtores de gás natural, localizados no fundo do mar. O Plem será instalado na Bacia do Espírito Santo, no campo de Jubarte, a uma profundidade de 1.193 m, e distante 85 km do litoral sul do estado.

O escoamento da produção do gás retirado do fundo do mar será feito por meio de gasodutos submarinos, que o levarão até o continente 32

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na Unidade de Tratamento de Gás (UTG) localizada em Anchieta, no sul do estado capixaba.

Fevereiro Cameron adquire a Vescon Equipamentos Industriais – A Cameron firmou em fevereiro acordo de aquisição da Vescon Equipamentos Industriais, empresa com mais de 40 anos de experiência na fabricação de cabeças de poço e sistemas de árvores de natal onshore, e válvulas API 6A & 6D. A aquisição da Vescon faz parte da estratégica da empresa para o seu portfólio de produtos e serviços, e se encaixa naturalmente na divisão de Sistemas de Superfície da Cameron, em um momento em que a empresa está investindo no mercado brasileiro.

OGX recebe árvore de natal molhada para fase da produção – A empresa recebeu a primeira árvore de natal molhada (ANM) de produção, o primeiro equipamento deste tipo encomendado por uma empresa privada nacional – foi fabricado pela GE Oil & Gas. O equipamento irá permitir a produção de poços submarinos da OGX. A ANM foi instalada no poço OGX-26HP, no prospecto de Waimea, na Bacia de Campos, como parte da primeira fase de produção da companhia.

Skandi Peregrino é batizado no Rio de Janeiro – Construído pelo estaleiro

STX Vietnam Offshore e arrendado à Norskan Offshore pela Statoil Brasil, o navio Skandi Peregrino foi batizado no Píer Mauá (RJ).

De modelo AHTS-AH 08, o barco vai operar no campo de Peregrino, no bloco BM-C-7, na Bacia de Campos. A embarcação é equipada para manuseio de âncoras e operações de reboque e de transporte e descarga de equipamentos, plataformas de produção e similares, além de stand by e de resgate de 120 pessoas.

E também serve como um navio de recuperação de petróleo.

O Skandi Peregrino foi o último barco de um total de quatro que faltava para completar a frota da Statoil.

Eisa inicia construção de mais quatro navios do Promef – O estaleiro Eisa começou a construir no mês de fevereiro o primeiro dos quatro navios Panamax encomendados pelo Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef). O início das obras celebrou a estreia do estaleiro no Promef, que já mobiliza os estaleiros Mauá e Atlântico Sul, e prevê a compra de 49 embarcações.

No Eisa, serão construídos quatro navios do tipo Panamax, com 228 m de comprimento e capacidade para transportar 550 mil barris de petróleo. Desde 1997, o estaleiro, um dos mais antigos do país, não construía um navio para o Sistema Petrobras.

Os dois primeiros navios encomendados ao Eisa serão lançados ao mar em 2012 e os demais, em 2013.

Petrobras e Cameron assinam memorando de entendimentos para cooperação tecnológica – A Petrobras e a Cameron assinaram um Memorando de Entendimentos para cooperação tecnológica em projetos de pesquisa e desenvolvimento voltados para a área de equipamentos submarinos.

A assinatura do acordo é uma das etapas para a construção pela Cameron de um centro de tecnologia no campus da Unicamp, em Campinas (SP). Atualmente, a Cameron já conta com três plantas industriais no Brasil, localizadas em Jacareí,

ano de pré-sal e renováveis

Março Queiroz Galvão Óleo e Gás recebe a Alpha Star – O mês de março começou com a notícia do recebimento pela Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG) da Alpha Star, sua recém-construída plataforma semissubmersível de posicionamento dinâmico para águas ultraprofundas, e a assinatura de um contrato de US$ 575 milhões com um grupo de bancos liderado pelo Banco Santander e o Citibank, para financiar a construção da plataforma.

A plataforma, que foi entregue pela Keppel Fels com quatro meses de antecedência, está contratada por um período de seis anos com opção de renovação por mais seis.

A Alpha Star tem capacidade para operar em lâmina d’água de até 2.700 m e capacidade de perfuração de poços até 9.000 m.

Suas especificações operacionais incluem dez grupos de geradores a diesel e oito thrusters, quatro bombas de lama de 2.200 HP e um pacote de perfuração de ponta projetado para operações em alto-mar, com um compensador de movimento de capacidade de um milhão de libras. A unidade pode acomodar até 130 pessoas.

Poço de extensão confirma óleo de boa qualidade em Iara – A Petrobras concluiu a perfuração do poço exploratório de extensão 3-BRSA-891A-RJS (3-RJS-682A), localizado na área do Plano de Avaliação de Iara, no pré-sal da Bacia de Santos. Em profundidade de água de 2.279 m, o poço está localizado a cerca de 230 km da costa do Rio de Janeiro e a 8 km do poço pioneiro descobridor.

O resultado da perfuração do poço confirmou a boa qualidade do óleo no reservatório (28º API) e reforçou o potencial de óleo leve e gás natural recuperável daquela jazida.

A estimativa da Petrobras é de que o volume recuperável esteja entre três e quatro bilhões de barris de óleo equivalente.

O Plano de Avaliação de Iara está localizado numa área remanescente do bloco BM-S-11, onde recentemente foi declarada a comercialidade do campo gigante Cernambi e do campo supergigante Lula.

Abril Descoberta em Albacora – A Petrobras descobriu, no fim de abril, uma nova acumulação de óleo no pré-sal da Bacia de Campos, com o poço 6-AB-119D-RJS, perfurado no campo de Albacora, a 107 km da costa e a apenas 3,2 km da plataforma de produção P-31.

Perfurado em profundidade de água de 380 m, atingiu a profundidade total de 4.835 m, constatando uma coluna de óleo de 241 m, dos quais 104 m são dos reservatórios carbonáticos da Formação Macabu, com porosidade em torno de 10%.

Estimativas preliminares de volume indicam, para essa nova acumulação, potencial de volume economicamente recuperável da ordem de 350 milhões de barris de óleo.

Medidas de razão gás/óleo (RGO) realizadas em amostras registraram valores entre 60 e 240 m3/m3, indicando tratar-se de óleo leve.

Petrobras inicia produção do TLD de Lula Nordeste – A Petrobras iniciou o Teste de Longa Duração (TLD) na

linha do tempo JANEIRO Dia 5 – Anunciado que o semiárido baiano terá nove usinas eólicas com financiamento do BNDES. Açotubo inaugura filial em Sertãozinho.

10 – Produção de petróleo no Alasca é interrompida após vazamento.

12 – HRT e BR Distribuidora assinam contrato. Petrobras bate recordes de vendas de gasolina e QAV. 13 – Assinado contrato para construção de novas unidades na Refap.

Foto: Bia Cardoso

Taubaté (SP) e Macaé (RJ). Além da construção do centro de tecnologia, também está previsto aumento da infraestrutura de testes na planta de Jacareí, com a instalação de uma câmara hiperbárica e uma série de testes de alta pressão, para execução de ensaios e qualificação de equipamentos submarinos.

O reforço da infraestrutura de pesquisa e desenvolvimento da Cameron no estado de São Paulo está alinhado à estratégia da Petrobras de atrair para o Brasil centros tecnológicos de importantes fornecedores da indústria de petróleo e gás.

Nessas duas obras serão investidos US$ 30 milhões. Além disso, a Cameron irá expandir as plantas de Macaé e Taubaté, o que irá representar um valor de quase US$ 200 milhões de recursos aplicados.

17 – Sotreq assina contrato com a Petrobras para geração principal de plataformas.

27 – Ibama libera canteiro de obras de Belo Monte. Odebrecht Óleo e Gás conquista dois novos contratos com Statoil e Maersk.

31 – Petrobras assina Convênio de Cooperação com a Prefeitura de São Gonçalo para infraestrutura do Comperj.

FEVEREIRO 03 – Barril de petróleo supera o valor de US$ 103 em Londres.

14 – Cosan e Shell anunciam a Raízen, empresa para produção de etanol.

Assinado contrato para implantação da Unidade de Coque da Refinaria Abreu e Lima.

17 – Leilão de biodiesel da ANP tem deságio médio superior a 15%.

22 – OGX anuncia primeira descoberta de hidrocarbonetos no poço MRK-5.

25 – Brasileira HRT compra grupo canadense por R$ 1,3 bilhão.

Petrobras inicia mais um teste de longa duração no pré-sal.

28 – Petrobras anuncia implantação de Terminal de Regaseificação da Bahia.

TN Petróleo 81

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retrospectiva 2011 Foto: Divulgação HRT

cada navio bunker terá capacidade para armazenar até 4.000 m3 de óleo combustível e/ou óleo diesel.

Ao todo, serão utilizadas 3,6 mil toneladas de aço para a construção dos três navios. As duas primeiras embarcações serão lançadas ao mar em 2012 e a última, em 2013. O contrato com o estaleiro é de R$ 110,5 milhões e, ao longo das obras, serão gerados 500 empregos diretos e dois mil indiretos.

HRT dá início à operação de perfuração do seu primeiro poço exploratório na bacia do Solimões no Amazonas

área nordeste do Campo de Lula, no antigo bloco exploratório BM-S-11, no pré-sal da Bacia de Santos, a cerca de 300 km da costa do Rio de Janeiro.

O TLD está sendo realizado no FPSO BW Cidade de São Vicente, ancorado na profundidade de 2.120 m. A produção deverá ficar em torno de 14 mil barris de petróleo por dia.

As informações obtidas no TLD de Lula Nordeste subsidiarão os estudos para o desenvolvimento do projeto do segundo sistema definitivo de produção a ser instalado no campo de Lula, chamado de Piloto de Lula Nordeste, através do FPSO Cidade de Paraty.

Bunkers do Promef começam a ser construídos – O primeiro dos três

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TN Petróleo 81

navios do tipo bunker encomendados pelo Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef) começou a ser construído pelo estaleiro Superpesa, do Rio de Janeiro. O início das obras, celebrado com o corte da primeira chapa de aço, representa a estreia do Superpesa no Promef, que já mobiliza os estaleiros Ilha S/A (Eisa), Atlântico Sul (EAS) e Mauá, e prevê a encomenda de 49 embarcações.

Os navios encomendados ao Superpesa terão como função abastecer outras embarcações e, por isso, são projetados com dispositivos para aumentar a capacidade de manobra e atracação lateral. Com 91,85 m de comprimento e calado de 4,5 m,

HRT perfura no Solimões – A HRT O&G deu início à perfuração do seu primeiro poço exploratório, a locação HRT-170-1-AM, codificada pela ANP como 1-HRT-1-AM. Situada na porção nordeste do Bloco SOL-T-170, na Bacia do Solimões, a referida locação visa testar o ápice de uma estrutura anticlinal de direção leste-oeste, anteriormente perfurada pelo poço 1-NSM-1-AM (Norte de São Mateus), onde foi constatada a produção de óleo e gás natural.

Tomando por base os resultados de poços anteriores, a HRT espera neste poço a ocorrência de óleo em dois reservatórios: 1) os arenitos da Formação Juruá Inferior (Carbonífero); e 2) os arenitos da Formação Uerê (Devoniano), à semelhança do que ocorreu no poço 1-BRSA-769 (Igarapé Chibata), descoberta da Petrobras, a 19 km da locação.

Este primeiro poço está localizado no município de Tefé, estado do Amazonas e está sendo perfurado pela sonda TUS-115, da Tuscany, com previsão de profundidade final em torno de 3.400 m.

A HRT possui 55% de participação em 21 blocos exploratórios na Bacia do Solimões, ocupando uma área de cerca de 48,5 mil km², onde foram mapeados e certificados 52 prospectos e 11 descobertas com recursos contingentes.

A data escolhida para o início da perfuração do primeiro poço da HRT na Bacia do Solimões – 21 de abril – simboliza o início de uma campanha exploratória transformadora para a busca da consolidação da Região Amazônica como um grande polo produtor de óleo

ano de pré-sal e renováveis

onshore e cinco offshore, e tem participação em um FPSO. Dois navios-sonda e um FPSO em que possui participação, estão em construção, todos já contratados.

Além disso, a empresa aguarda a chegada de outra plataforma offshore, a Alpha Star, que será operada pela Petrobras e já está navegando para o Brasil.

Maio OTC é realizada em Houston (EUA) – Superando o recorde de participação de empresas com 2.500 expositores, é realizada em Houston, a Offshore Technology Conference (OTC). Os impactos para o desenvolvimento offshore em águas profundas no Golfo do México após o acidente no campo de Macondo foi destaque nas apresentações.

A OTC 2011 reuniu cerca de 2.500 expositores de mais de 110 países. A estimativa de visitantes foi de 60 mil.

Durante a feira foram apresentados 300 papers técnicos pelas empresas participantes. Questões relacionadas à avaliação de risco, segurança da perfuração, desenvolvimento energético e respostas para vazamentos no desenvolvimento de futuros projetos de óleo e gás foram os temas abordados nas sessões técnicas.

Presente mais uma vez ao evento, a delegação brasileira, composta por cerca de 1.500 integrantes, foi a terceira maior ali presente, atrás apenas do Reino Unido e China. Em 2010, foram 1.270 e, em 2009, 883 participantes. O Pavilhão Brasil contou com 33 empresas expositoras, sendo que 18 delas participam pelo terceiro ano consecutivo.

Por mais um ano, a apresentação da Petrobras sobre o desenvolvimento da produção no pré-sal brasileiro e perspectivas para o futuro dos projetos na área foi uma das mais concorridas, com cerca de 500 espectadores.

Aker Solutions ganha contrato de fornecimento de sistemas de offloading – A Aker Solutions ganhou dois contratos similares, que juntos valem

MARÇO 04 – Petrobras recebe licença do Ibama para produção e escoamento no Campo do Mexilhão.

14 – Repsol vende mais 3,83% da YPF por 639 milhões de dólares. BG Brasil anuncia investimentos de US$ 30 bilhões no Brasil.

16 – Plano de expansão da Shell no Brasil destaca etanol e petróleo.

18 – Petrobras e UFSC inauguram laboratórios de pesquisa em gás natural.

25 – Transpetro recebe propostas para construção de oito navios de produtos. Petrobras realiza 12° leilão de gás natural.

ABRIL 05 – Petrobras vai usar gás do présal como combustível e matéria-prima no Comperj.

06 – ABB vai fornecer US$ 34 milhões em serviços e equipamentos para modernizar rede da Chesf.

12 – Poço Extensão de Guará comprova alta produtividade no pré-sal.

Foto: Divulgação Statoil

e gás no Brasil, onde cerca de 130 poços serão perfurados até 2015.

A Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG) informou a chegada de três novas sondas terrestres helitransportáveis provenientes da China. A sonda QG-V, contratada pela Petrobras, e as outras duas unidades – QG-VIII e QG-IX –, contratadas pela HRT, devem entrar em operação em maio de 2011.

Juntas, elas demandaram da QGOG investimentos de US$ 51 milhões.

Capacitadas para perfurar poços de até 4.500 m, as novas sondas, fabricadas pela empresa chinesa HongHua (fabricante de outras duas sondas terrestres convencionais entregues em 2008, a QG-VI e QVII), têm como diferencial em seu projeto a possibilidade de serem desmontadas em módulos de até 2.500 kg, permitindo o transporte por helicópteros para operarem em regiões remotas.

Outro diferencial das novas sondas é que elas estão equipadas com recursos tecnológicos de última geração, o que aumenta a segurança e a eficiência das operações.

“Com seis sondas onshore em operação, a chegada das novas sondas aumenta em 50% nossa atividade terrestre e amplia a liderança da QGOG entre as empresas brasileiras de prestação de serviços de perfuração de poços terrestres de petróleo e gás”, avalia Leduvy Gouvea, diretor geral da Queiroz Galvão Óleo e Gás.

Já o diretor de operações, Luiz Alberto Andrés destaca o trabalho de excelência realizado neste projeto.

“No momento em que o mercado sinalizou a necessidade de sondas helitransportáveis para operar em regiões remotas da Amazônia, não havia nenhum fabricante no mundo que tivesse desenvolvido um equipamento com estas características.

Foi preciso desenvolver um projeto específico para as sondas terrestres QG-V, QG-VIII e QG-IX, que se mostrou um desafio para a QGOG e para o nosso parceiro, a fabricante chinesa HongHua.” A QGOG opera atualmente seis sondas de perfuração

14 – Statoil anuncia descoberta de petróleo perto do Campo de Peregrino. OGX encontra hidrocarbonetos na Bacia de Campos.

20 – Petrobras volta a operar no Campo de Dom João, em São Francisco do Conde, na Bahia.

MAIO 09 – OGX tem prejuízo de R$ 33 milhões no primeiro trimestre.

EPE cadastra oferta de 23.332 MW para leilões de energia de Reserva e A-3.

TN Petróleo 81

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retrospectiva 2011 Foto: Rodrigo Azevedo, Agência Petrobras

para transporte de produtos escuros, como petróleo.

O EBN trata do afretamento, no período de 15 anos, de navios a serem construídos por empresas brasileiras, em estaleiros estabelecidos no Brasil. No EBN1 foram afretados 19 navios e na segunda etapa do projeto foram 20 embarcações.

O programa é parte integrante de um conjunto de iniciativas da Petrobras para estimular a construção naval no Brasil e os 39 navios serão construídos em estaleiros brasileiros, no período de 2011 a 2017.

Batismo da P-56 que irá operar no Campo de Marlim Sul na Bacia de Campos

quase 21,7 milhões de dólares, com a CQG Oil & Gas Contractors Inc. e com CCI Oil & Gas Contractors Inc., para fornecimento de sistemas de offloading de Pusnes (TM) para dois FPSOs no mercado brasileiro. O sistema de offloading será instalado nas FPSOs P-58 e P-62, que serão convertidas e construídas para a Petrobras. A empresa também vai fornecer sistemas de atracação para as FPSOs. Contrato para dutos – O grupo dinamarquês NKT Flexibles assinou acordo com a Petrobras para fornecimento de tubulações flexíveis no valor de US$ 1,86 bilhão para o período de 2012 a 2015. O acordo compreende o fornecimento de até 694 km de tubos flexíveis para uso marítimo.

Durante a primeira parte do período os tubos serão fabricados na fábrica 36

TN Petróleo 81

da NKT Flexibles em Kalundborg, na Dinamarca.

Porém, a companhia irá começar a construção de uma fábrica no Brasil com conclusão prevista para 2013.

A fábrica será um investimento de cerca de R$ 306 milhões e terá uma capacidade anual de 250 km de tubos e servirá, principalmente, para abastecimento da Petrobras.

Petrobras assina contratos para afretamento de seis navios Panamax – A Petrobras assinou com a empresa Hidrovia South American Logistics os últimos seis contratos do Programa EBN2 (Empresas Brasileiras de Navegação). A contratação refere-se ao afretamento de seis navios da classe Panamax, de 63.500 toneladas de porte bruto cada, sendo cinco para movimentação de produtos claros, como gasolina e diesel, e um

Junho P-56 – Projetada para operar no módulo 3 do Campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, a Petrobras batizou a plataforma semissubmersível P-56, no estaleiro BrasFels, em Angra dos Reis (RJ). Com capacidade de processar 100 mil barris de petróleo e comprimir seis milhões de m³ de gás por dia, a P-56 teve investimentos de cerca de US$ 1,5 bilhão em sua construção.

A nova unidade foi toda construída no Brasil, incluindo seu casco, de forma modular, com 72,9% de conteúdo nacional, um recorde.

Clonada das plataformas P-51 e P-52, a P-56 é composta pelo deckbox (base do convés), casco e módulos.

A P-56 ficará ancorada a 120 km da costa, a uma profundidade de 1.670 m, interligada a 21 poços, dos quais dez serão produtores de petróleo e 11 injetores de água.

Seu pico de produção deve ser no primeiro trimestre do ano que vem.

Hoje, a produção de Marlim Sul é de 240 mil barris, mas com a entrada em operação da nova plataforma, esse número irá aumentar para 300 mil barris.

Parque Tecnológico da UFRJ – As multinacionais Siemens, BG E&P Brasil e EMC Computer Systems Brasil venceram a concorrência, e confirmaram que serão as últimas empresas a ocuparem os terrenos restantes para construção de centros de pesquisa e desenvolvimento no Par-

ano de pré-sal e renováveis

Programa Progredir – Para estimular a sua cadeia de fornecedores, a Petrobras lançou oficialmente no mês de junho, o Programa Progredir, que viabiliza de forma ágil e padronizada a oferta de crédito em volume e condições competitivas para todas as empresas que integram a cadeia de fornecedores da companhia. A estimativa é que o custo de captação dos fornecedores caia, em média, 20%.

A iniciativa, desenvolvida em parceria com os seis maiores bancos do país – Caixa, Banco do Brasil, Bradesco, Itaú, HSBC e Santander – e com o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), conta com o apoio da indústria e de suas entidades de classe.

Uma das vantagens do programa é a agilidade na liberação dos recursos, que dependendo do valor solicitado pela empresa, pode se dar em até 72 horas. Outro benefício será a possibilidade de a empresa escolher, entre as propostas recebidas por parte das instituições financeiras, a que melhor lhe convém em termos de custos, de prazo e condições gerais.

Os fornecedores interessados no crédito via Progredir poderão financiar até 50% do valor dos contratos dentro da cadeia produtiva de petróleo e gás, em ambiente de total sigilo da operação.

A fase piloto do programa, que é complementar a outras ações da Petrobras voltadas para o fortalecimento de sua cadeia produtiva, foi implantada em setembro de 2010.

Nesta primeira etapa, 15 empresas obtiveram financiamento junto aos bancos por meio da iniciativa, com volume total de R$ 137 milhões.

HRT lança o Barril Verde – A petroleira brasileira HRT lançou o projeto Barril Verde em parceria com a Fundação Amazonas Sustentável (FAS) – a cada barril produzido pela empresa na Bacia do Solimões (AM) será doado R$ 1 para a conservação da floresta e a melhoria da qualidade de vida de seus moradores. Até 2015, a HRT estará produzindo 50 mil barris por dia na região e ainda pretende instalar um parque tecnológico em Manaus em 2013.

A parceria entre a HRT e a FAS está dividida em dois componentes.

Primeiro, a HRT investirá R$ 4 milhões na Reserva de Desenvolvimento Sustentável (RDS) Uacari (município de Carauari), em dois aportes de 50% (2011 e 2012). Estes recursos serão investidos no Programa Bolsa Floresta e nos seus programas de apoio, voltados especialmente para a produção sustentável, educação e saúde das populações extrativistas da RDS do Uacari.

Como parte do segundo componente dessa parceria, a HRT integralizará uma cota de R$ 20 milhões, em parcelas, até 2013. Os recursos desta contribuição da HRT serão investidos no Fundo Permanente da FAS. A importância possibilitará o crescimento do Programa Bolsa Floresta para próximo de oito mil famílias.

Descoberta no Golfo do México – A Petrobras realizou duas importantes descobertas de petróleo e uma descoberta de gás em águas ultraprofundas

17 – Gigante chinesa XCMG promete investir US$ 200 milhões para erguer fábrica no Brasil.

18 – HRT anuncia a chegada de quatro sondas de perfuração de poços exploratórios na Bacia do Solimões.

JUNHO 03 – Altus assina contrato para automação das plataformas P-58 e P-62.

06 – HRT amplia atuação na Bacia do Solimões e fecha parceria com a FAZ. 10 – Odebrecht Óleo e Gás adquire sonda de perfuração semissubmersível e fecha acordo para FPSO. 13 – Alstom assina contrato para fornecimento e manutenção de três parques eólicos no Brasil.

15 – MPX adquire 660 MW em projetos do Grupo Bertin.

22 – BG Brasil firma parceria com CNPq para bolsas de estudo no exterior.

28 – Petrobras inicia Teste de Longa Duração (TLD) de Aruanã na Bacia de Campos.

JULHO 4 – PetroChina forma joint venture na área de petróleo. Petrobras Biocombustível adquire 50% de usina Foto: Stéferson Faria / Agência Petrobras

que Tecnológico do Rio, no campus da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), na Ilha do Fundão.

O projeto terá ainda a participação da Baker Hughes, FMC Technologies, Usiminas, Tenaris Confab, Halliburton e Schlumberger. Além das três empresas aprovadas, a multinacional V&M do Brasil também participou da licitação.

O Parque Tecnológico foi inaugurado em 2003 com o objetivo de estimular a interação entre a universidade – seus alunos e corpo acadêmico – e empresas que fazem da inovação o seu cotidiano. São 350.000 m2, destinados a abrigar empresas de setores intensivos em diferentes áreas de conhecimento. Com a instalação de centros de tecnologia de importantes multinacionais, o Parque do Rio se confirma como um polo desenvolvedor de tecnologias voltadas, principalmente, para os desafios do pré-sal.

de biodiesel no Rio Grande do Sul. 5 – QGEP faz farm-in com a Shell em bloco na Bacia de Santos.

14 – Brasil e Nicarágua firmam parcerias nas áreas de desenvolvimento sustentável e bionergia.

15 – Petrobras Biocombustível completa três anos com capacidade de produção dez vezes maior. Florival

TN Petróleo 81

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retrospectiva 2011

Foto: Banco de imagem TN Petróleo

formas FPSO, gerenciamento de projetos e controle de areia.

Realização da sexta edição da Brasil Offshore em Macaé

na área de Hadrian, na concessão Keathley Canyon, na porção norte-americana do Golfo do México. Com estimativa de volume recuperável superior a 700 milhões de barris de óleo equivalente, essa é uma das maiores descobertas realizadas na região na última década.

As descobertas de Hadrian estão localizadas a cerca de 400 km a sudoeste de Nova Orleans, em uma profundidade de cerca de 2.100 m.

Avaliações preliminares acenam para a existência de um importante conjunto de descobertas de hidrocarbonetos ali.

A descoberta ocorreu com a perfuração do poço KC 919#3, no bloco KC 919, e confirmou uma acumulação de petróleo com mais de 144 m de espessura de reservatório. Em atividades anteriores de perfuração já havia sido descoberto petróleo nos blocos KC 919 e KC 918 – Hadrian Norte –, e gás nos blocos KC 963 e KC 964 – Hadrian Sul. Em Hadrian Norte, foram encontrados petróleo de alta qualidade e gás associado nos reservatórios, com mais de 167 m de espessura de acumulação de petróleo e uma pequena quantidade de gás, com potencial de volumes maiores. Em Hadrian Sul, foram descobertos cerca de 61 m de acumulação de gás natural.

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TN Petróleo 81

Brasil Offshore – A sexta edição da Brasil Offshore, terceira maior feira mundial da indústria offshore, encerrou com números recordes. O evento reuniu cerca de 40 países e contou com 700 expositores nacionais e internacionais, dos quais 282 participaram pela primeira vez. Estrearam no evento Polônia, Áustria, Dinamarca, Espanha, Austrália, Bélgica, Canadá e Irlanda.

Já França e Alemanha duplicaram a quantidade de empresas que trouxeram, em comparação com 2009.

A tecnologia para exploração do pré-sal foi um dos principais temas trabalhados por expositores e palestrantes. Serviços e produtos foram amplamente apresentados, e a perspectiva é de que os desdobramentos da Feira colaborem ainda mais para a expansão do setor.

A Conferência da Brasil Offshore teve 93 trabalhos apresentados, de 15 países. O encontro foi organizado pela SPE (Society of Petroleum Engineers) e IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis). Cerca de 50% dos trabalhos foram voltados para tecnologia de construção de poços, área que demanda maior investimento quando se trata de pré-sal. Outros assuntos também abordados na conferência foram reservatório, escoamento e processamento submarino, plata-

Energia solar no Rio de Janeiro – A Usina Termelétrica Norte Fluminense, empresa do grupo Electricité de France (EDF), maior gerador de energia elétrica do mundo, inaugurou em Macaé (RJ) a primeira usina de energia solar do estado do Rio de Janeiro. A unidade, construída no mesmo local em que a empresa opera uma usina termelétrica a gás natural, é composta por 1.800 placas fotovoltaicas e a energia produzida irá suprir toda a demanda administrativa da planta.

Com uma potência instalada de 320kWp, a capacidade de geração anual da unidade fotovoltaica corresponde, em escala de consumo, ao abastecimento de quase 300 residências.

Descoberta no pré-sal da Bacia de Campos – Um consórcio formado pela Petrobras e pelas empresas Repsol Sinopec e Statoil descobriram um novo reservatório em águas ultraprofundas na Bacia de Campos. Segundo nota divulgada pela estatal brasileira, essa é considerada a principal descoberta na camada pré-sal de Campos.

Conhecido como Gávea, o poço exploratório está localizado a 190 km da costa do Rio de Janeiro e tem uma profundidade total de 6.851 m.

O óleo, que foi encontrado em dois níveis diferentes, é considerado de boa qualidade pela Petrobras.

Transpetro lança quarto navio do Promef – Logo no último dia do mês, a Transpetro lançou ao mar no Estaleiro Mauá, em Niterói, o quarto navio do Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef). O navio de produtos foi batizado de Rômulo Almeida e será usado para o transporte de derivados claros de petróleo, como gasolina e diesel.

Com 183 m de comprimento e 48,3 mil toneladas de porte bruto, o Rômulo Almeida será usado para o transporte de derivados claros de

ano de pré-sal e renováveis

Produção de petróleo de empresas privadas aumentou 9,5% em junho– A marca atingida foi de 200 mil barris por dia (bbl/d). O volume, alcançado pela primeira vez, teve como maior contribuição a produção de outras empresas que não a Petrobras. Shell, Chevron, Statoil e BP Energy produziram, juntas, em torno de 197 mil bbl/d dos 200 mil barris bbl/d. Comparando-se os cerca de 200 mil bbl/d dos campos não operados pela Petrobras em junho de 2011 com a produção de maio também deste ano, que ficou em torno de 183 mil bbl/d, houve um aumento de quase 9,5%.

Julho Consumo de energia cresce apenas 3,6% no primeiro semestre – O consumo nacional de energia elétrica na rede totalizou 212.951 gigawatts-hora (GWh) no primeiro semestre de 2011, significando crescimento de 3,6% sobre o mesmo período de 2010. O aumento do consumo foi generalizado em todas as categorias de consumidores.

O consumo industrial aumentou 3% no semestre, abaixo das expectativas, enquanto a demanda residencial no país superou 56 mil GWh – aumento de 4,1% em relação a 2010.

O setor de comércio foi o que puxou o aumento do consumo na rede elétrica brasileira, registrando 36.981 GWh, aumento equivalente a 5,7% em relação a 2010.

OGX anuncia descobertas e MPX ampliação da capacidade – Logo no primeiro dia do mês, a OGX anunciou a descoberta de indícios de hidrocarbonetos no poço OGX47, batizado de Maceió, localizado no bloco BM-S-59, em águas rasas da Bacia de Santos. A descoberta está localizada a 2,9 km de distância da acumulação de Natal,

identificada pelo poço OGX-11.

A sonda Ocean Quest realizou as atividades de perfuração nesta locação.

Ademais, a empresa informou no mesmo mês indícios de gás em mais um poço na bacia do Parnaíba, região onde atua em parceria com a MPX, do mesmo grupo, e na qual anunciaram em 2010 reservas de 15 trilhões de pés cúbicos de gás natural. A descoberta ocorreu no bloco PN-T-68, no poço 3OGX46DMA em terra.

Para aproveitar o reservatório, a MPX anunciou que pretende duplicar seu projeto de térmicas ao longo da bacia, adicionando capacidade para mais 1.859 megawatts e totalizando agora 3.772 megawatts licenciados. A companhia já obteve licença prévia da Secretaria Estadual de Meio Ambiente do Maranhão (Sema) para o empreendimento.

Os blocos na bacia do Parnaíba, no interior do Maranhão, têm ainda a parceria da Petra, que possui 30% do ativo, com a OGX Maranhão ficando com o restante.

Na ocasião, a OGX também informou que concluiu a perfuração do poço horizontal 9-OGX-39HP-RJS (Pipeline Horizontal) e, por meio de um teste de formação, identificou condições de reservatório muito boas.

O poço está localizado no bloco BMC-41, na Bacia de Campos.

Acidente da Exxon – Pelo menos mil barris de petróleo vazaram no rio Yellowstone, no estado americano de Montana, após a ruptura de um encanamento explorado pela empresa Exxonmobil sob a superfície.

A ruptura ocorreu na primeira noite do mês perto da cidade de Laurel e impulsionou o petróleo a quase 130 km de distância, forçando as autoridades locais a evacuar a população próxima às margens do rio.

A Exxon, que descobriu o desastre logo pela manhã, assegurou horas mais tarde que o encanamento tinha sido lacrado.

Siemens anuncia centro de pesquisa no Rio de Janeiro – Siemens anun-

Carvalho e Helder Queiroz tomam posse no Rio de Janeiro como diretores da ANP. 18 – Wilson, Sons batiza o PSV Cormoran, 12ª embarcação de sua frota de apoio marítimo em operação de longo prazo com a Petrobras.

21 – HRT África anuncia acordo de compra de ações com a Vienna Investments.

26 – Brix inicia as operações da plataforma eletrônica de negociação de energia elétrica.

27 – Braskem compra Dow Chemical por US$ 323 milhões. Brasil e China desenvolvem cooperação na área de energia renovável.

Foto: Banco de Imagens Keystone

petróleo, como gasolina e diesel.

A embarcação terá um índice de nacionalização de 72%, acima do patamar mínimo estabelecido para o Promef, que é de 65%.

28 – BNDES aprova financiamento para oito parques eólicos no Rio Grande do Sul.

AGOSTO

2 – HRT adiciona a seu portfólio 815 milhões de boe.

3 – CPFL Renováveis anuncia primeira termelétrica a biomassa no Paraná.

8 – EPE habilita 321 projetos somando 14 mil MW nos leilões de energia para 2014.

10 – Acidente em refinaria da Petrobras na Argentina mata um funcionário.

11 – HRT inicia perfuração na locação 1-HRT-194/01-AM. 15 – Pedidos de financiamentos na Finep para projetos de produção de etanol superam R$ 1 bilhão.

16 – Brix supera a marca de cem negociações.

31 – Governador lança Programa Rio Capital da Energia.

Setembro 2 – UTE Bio Formosa entra em operação comercial. Petrobras

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retrospectiva 2011

Foto: Agência Petrobras

gás natural, apresentou seu plano de atividades a ser implementado pela empresa para a produção de equipamentos navais de produção de petróleo e gás na Unidade de Construção Naval (UCN) do Açu até 2015, tendo em vista o início das atividades de construção da UCN. O planejamento da OSX engloba: a obra de construção do maior estaleiro das Américas, em parceria com a sócia e líder mundial Hyundai Heavy Industries, em São João da Barra (RJ); o atendimento da demanda de equipamentos de produção de petróleo e gás da OGX, e o atendimento a potenciais demandas adicionais de novos clientes no país.

Aumento da produção de gás natural foi de 8% em julho

ciou que irá instalar um dos mais avançados centros de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) voltados para o setor de óleo e gás no mundo. O empreendimento será instalado no Parque Tecnológico da UFRJ e inaugurado no fim de 2012. A empresa vai investir US$ 50 milhões no projeto.

HRT conclui sísmica 3D na Namíbia – A HRT anuncia a conclusão do programa de aquisição sísmica 3D em 5.278 km² nos blocos offshore 2112B e 2212A da HRT na bacia de Walvis.

Este programa antecipou muito o compromisso exploratório de 200 km² de sísmica 3D, previsto antes para junho de 2013, nos blocos nos quais a HRT detém 100% de participação exploratória. O programa é o maior já realizado no offshore da Namíbia e cobre mais de 45% da área.

Petrobras – Julho foi um mês importante para a estatal, que comunicou que o poço 9-RJS-660, no campo de Lula, registrou o maior volume de produção da companhia para o mês de maio, alcançando uma produção média de 28.436 barris de óleo por dia (bpd). O poço é o primeiro a produzir comercialmente no pré-sal da Bacia de Santos.

A companhia anunciou ainda novas descobertas de petróleo e gás na

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Bacia do Espírito Santo, na área de concessão BM-ES-23, bloco ES-M525. O local fica a 115 km da costa do Espírito Santo, em profundidade de água de cerca de 1.900 m.

E, quase no final do mês, a Petrobras aprovou seu Plano de Negócios 2011-2015, que conta com investimentos de US$ 224 bilhões até 2015 – US$ 700 milhões a mais que o plano anterior. O grande destaque mais uma vez foi a área de E&P que ganhou 57% (US$ 127,5 bilhões) dos recursos (contra 53% no plano anterior).

13° leilão de gás natural: deságio médio atinge 51% – A Petrobras vendeu 8,1 milhões de m³/d de gás natural em leilão eletrônico realizado no final de julho, para fornecimento no período de agosto a novembro de 2011.

O volume foi 4% superior às vendas no último leilão, realizado no dia 25 de março do mesmo ano. Todas as 17 companhias distribuidoras de gás participaram e fizeram lances, convergindo para um preço 51% menor do que o preço médio dos contratos de longo prazo de gás nacional.

OSX anuncia plano de execução 2011-2015 – A OSX, empresa do Grupo EBX dedicada ao setor de equipamentos e serviços para a indústria offshore de petróleo e

Alta nos combustíveis pressiona inflação oficial em julho – Embora o Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), que mede a inflação oficial no país, tenha ficado praticamente estável de junho para julho (de 0,15% para 0,16%), o perfil do resultado teve diferenças significativas entre os dois meses. De acordo com a coordenadora de Índices de Preços do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), Eulina Nunes dos Santos, em julho, a taxa foi pressionada, principalmente, pela alta nos combustíveis, cujos preços subiram, em média, 0,47% no mês, depois de caírem 4,25% em junho. O litro da gasolina, que havia registrado queda de 3,94% um mês antes, teve alta de 0,15% no período.

Produção de gás no Brasil aumentou 8% em julho – A produção de gás natural da Petrobras, no Brasil, em julho, foi de 56 milhões 713.000 m³ por dia. Esse volume indica um aumento de 8% em relação ao mesmo mês de 2010. Se comparado a junho de 2011, o patamar foi mantido nos mesmos níveis.

Produção de petróleo cresce em relação a julho de 2010 – A produção de pe-

ano de pré-sal e renováveis

Fusões e aquisições no setor de Petróleo e Gás recuam 66% no primeiro semestre – As transações no setor de Petróleo e Gás no Brasil tiveram uma queda no primeiro semestre deste ano em relação ao mesmo período do ano passado, de acordo com a Pesquisa de Fusões e Aquisições da KPMG no Brasil. Em 2010, no primeiro semestre, foram realizados 21 negócios na área, enquanto que, de janeiro a junho de 2011, foram apenas sete, recuo de 66,7% no período.

Agosto Teste confirma continuidade da acumulação de Guará – A Petrobras concluiu a perfuração do segundo poço de extensão da área de Guará, o 3-SPS-82A (3-BRSA-923A-SPS), localizado no pré-sal da Bacia de Santos. De acordo com a estatal, as análises preliminares comprovaram as boas condições de reservatório e sua continuidade lateral.

Petrobras adquire a Gas Brasiliano – A Petrobras anunciou a aquisição, através de sua subsidiária Petrobras Gás S/A (Gaspetro), da totalidade das ações da Gas Brasiliano Distribuidora S/A (GBD) com a ENI International B.V. O valor do negócio foi de US$ 250 milhões, sujeito a ajustes em função do valor do capital de giro da empresa na data da liquidação da operação.

BR faz acordo com a DVBR e aumenta participação no mercado – A Petrobras Distribuidora (BR) assina acordo com a rede de postos independente Derivados do Brasil S/A (DVBR), por meio do qual passará a ser sua fornecedora pelos próximos dez anos.

A rede comercializou em 2010 uma

média mensal de 28,5 milhões de litros de combustível, incluindo 1,4 milhão de m³ de gás natural, o que proporcionará à BR um aumento de 1,5% em sua participação no mercado paulista e 0,5% no mercado brasileiro de distribuição.

Governo lança nova política industrial para aumentar competitividade de produtos nacionais – A presidenta da República, Dilma Rousseff, lança em Brasília o Plano Brasil Maior. Com o slogan Inovar para Competir. Competir para Crescer, o plano é a nova política industrial, tecnológica, de serviços e de comércio exterior do governo federal. Ele foi idealizado para o período 2011-2014 e tem o objetivo de aumentar a competitividade dos produtos nacionais a partir do incentivo à inovação e à agregação de valor.

ALL começa o transporte de biodiesel – Com novos terminais, a empresa passa a transportar o combustível verde entre Rio Grande do Sul e Paraná e entre Mato Grosso e São Paulo. Apenas entre o Rio Grande do Sul e Paraná, o mercado potencial é de 25 milhões de litros por mês. Já no Mato Grosso, a produção anual é de cerca de 600 milhões de litros de B100, produto 100% biodiesel. Isto soma um mercado captável de 1,4 bilhão de litros, podendo chegar a 2 bilhões de litros em 2013 no entorno da ferrovia.

P-56 começa a produzir no campo de Marlim Sul – A Petrobras coloca em operação a plataforma semissubmersível P-56, no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos (RJ). A unidade iniciou a produção por meio do poço 7-MLS-163HPRJS, que tem potencial de cerca de 16.000 barris por dia. Instalada em lâmina d’água de 1.670 m, a plataforma está projetada para processar até 100 mil barris de petróleo por dia quando atingir a capacidade máxima, prevista para o primeiro trimestre de 2012. Além de óleo pesado, de 18º API, a P-56 terá capacidade para processar e tratar

contrata estruturas de interligação do Comperj.

6 – OSX contrata base de apoio logístico do Grupo G-Comex Óleo & Gás.

8 – OGX recebe Licença Prévia para Teste de Longa Duração e Waimea na Bacia de Campos.

12 – Alemanha anuncia fechamento de todas as usinas nucleares até 2022.

13 – Queiroz Galvão Óleo e Gás coloca quatro sondas em operação.

Foto: Divulgação / Itaipu Binacional

tróleo no Brasil em julho de 2011 foi de aproximadamente 2,077 MMbbl/ dia (milhões barris por dia) e a de gás natural, de 67 MMm³/dia (milhões de m³ por dia). Houve aumento de cerca de 1,0% na produção de petróleo se comparada com o mesmo mês em 2010 e redução de quase 2,8% em relação a junho.

14 – Falha em Itaipu provoca apagão no Paraguai.

15 – HRT adquire quatro sondas de perfuração para exploração na Bacia do Solimões.

21 – Maior núcleo de capacitação em TI do país é inaugurado no RJ. OGX assina contrato com GE Oil & Gas Brasil para fornecimento de equipamentos. HRT comunica indícios de hidrocarbonetos no poço 1-HRT-1AM na Bacia Sedimentar do Solimões.

23 – Vale batiza dois novos navios VLOC. 26 – Vazamento de gás carbônico (CO2) na plataforma P-35.

28 – EPE: Leilão de energia para 2016 tem 377 projetos inscritos. Os parques eólicos apresentaram o maior número de empreendimentos, com 78,5% do total cadastrado.

30 – Programa Progredir supera 100 operações e meio bilhão em financiamentos.

Outubro 4 – BNDES aprova financiamento para construção de cinco parques eólicos no interior da Bahia.

5 – GE instala o primeiro aerogerador no país em parque da Dobreve Energia (Desa). Vazamento de petróleo de navio na Nova Zelândia.

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retrospectiva 2011 to de 3,5% quando comparada com agosto do ano passado. Com esses resultados, a produção acumulada em 2011 totalizou 23,9 milhões de toneladas de aço bruto e 17 milhões de toneladas de laminados, o que significou aumento de 7,8% e queda de 3,1%, respectivamente, sobre o mesmo período de 2010.

Foto: Agência Petrobras

Queima de gás natural diminuiu mais de 26,3% – A ANP anunciou que a queima de gás natural nos campos do país caiu 26,3% em agosto deste ano, em comparação ao mesmo período do ano passado. Quando comparado a julho a redução foi 12,3%.

Governo reduz percentual de etanol na gasolina de 25% para 20%

até 6 milhões de m³ por dia de gás natural.

Leilão de Energia A-3 comercializa 2.744 MW – O Leilão de Energia A-3 de 2011, voltado para o atendimento ao mercado consumidor brasileiro em 2014, resultou na comercialização de 2.744,6 megawatts (MW) de nova capacidade ao sistema elétrico brasileiro, que será gerada pelas 51 usinas. Do total contratado, 62% são oriundos de fontes renováveis (hídrica, eólica e biomassa) e 38% de fonte fóssil (gás natural).

Após o resultado positivo do leilão de energia A-3, o projeto original da hidrelétrica Jirau, no rio Madeira, Rondônia, terá sua capacidade ampliada de 44 para 50 unidades. Esta expansão resultará no aumento da capacidade instalada total de 3.300 MW para 3.750 MW. O total de energia assegurada subirá para 2.184 MW, dos quais 73% já foram vendidos para distribuidoras, em contratos de longo prazo. O restante da energia será vendido no mercado livre, principalmente para clientes industriais.

Governo reduz percentual de etanol que é misturado à gasolina – Fica decidido que a partir do dia 1º de outubro de 2011 o percentual de álcool anidro que é misturado à gasolina vai cair 42

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de 25% para 20%. De acordo com o ministro de Minas e Energia, Edson Lobão, a medida foi uma precaução por causa da incerteza sobre a futura safra de cana-de-açúcar.

23º Leilão de Biodiesel movimenta R$ 1,6 bilhão – A ANP concluiu o 23º Leilão de Biodiesel, no qual foram negociados 700 milhões de litros a serem comercializados durante o quarto trimestre de 2011. O volume médio de recursos financeiros envolvidos no leilão foi de R$ 1,6 bilhão, superando o 22º leilão em 4,43%.

Consumo de energia elétrica no país cresce 4,1% – O consumo nacional de energia elétrica na rede em agosto somou 36.112 gigawatts-hora (GWh), 4,1% acima do registrado em igual mês de 2010. De acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), houve crescimento em todas as classes de consumo, sobressaindo a comercial (8,0%) e a residencial (4,8%).

Produção brasileira de aço bruto cresce 1,4% – A produção brasileira de aço bruto em agosto de 2011 foi de 3 milhões de toneladas, representando aumento de 1,4% quando comparada com o mesmo mês em 2010. Em relação aos laminados, a produção de agosto, de 2,1 milhões de toneladas, apresentou crescimen-

Setembro EMGS assina contrato de US$ 90 milhões com a Petrobras – A Electromagnetic Geoservices (EMGS) assinou com a Petrobras um contrato para realização de uma série de levantamentos eletromagnéticos em bacias maduras e áreas de novas fronteiras offshore no Brasil. A campanha de aquisição de dados será realizada pelo navio BOA Galatea e deverá durar um ano.

OGX Maranhão adquire participação em bloco terrestre da Bacia do Parnaíba – A OGX Maranhão, empresa formada pela OGX e pela MPX, adquiriu 50% de participação no bloco exploratório terrestre PN-T-102 na bacia do Parnaíba, interior do Maranhão. Com essa concessão adicional, a companhia passa a deter participação em oito blocos exploratórios terrestres na bacia do Parnaíba com área total superior a 24.500 km². As atividades no bloco, com o levantamento de dados sísmicos, começaram nas semanas seguintes.

Statoil reduz participação na bacia de Camamu-Almada – A norueguesa Statoil transferiu 10% e 15%, respectivamente, de suas licenças de exploração nos Blocos BM-CAL-7 e BM-CAL-10 para a empresa canadense Gran Tierra Energy. Ambas as licenças estão localizadas na bacia de Camamu-Almada, no litoral da Bahia.

Barra Energia adquire participações no Bloco BS-4 em águas profundas – A Barra

ano de pré-sal e renováveis

Technip compra 100% da Global Industries – A Technip anuncia a aquisição de 100% das ações da americana Global Industries, em uma operação avaliada em US$ 1,073 bilhão.

A Global Industries é especializada no lançamento de dutos submarinos, engenharia, administração de projetos e serviços de suporte offshore.

A francesa espera uma economia de US$ 30 milhões anuais a partir de 2013 em função dos ganhos operacionais da aquisição. No mesmo ano, a empresa espera um aumento de 5% a 7% nos ganhos por ação da empresa. O negócio deverá ser consumado no início de 2012.

Gasoduto Lula-Mexilhão começa a operar na Bacia de Santos – O gasoduto Lula-Mexilhão, Consórcio do Bloco BMS-11 que tem a Petrobras como operadora, entrou em operação no dia 16. Com 216 km de extensão e capacidade para escoar até 10 milhões de m³ por dia, o gasoduto transportará o gás produzido pelo polo pré-sal da Bacia de Santos, ligando a plataforma Cidade de Angra dos Reis, localizada no campo de Lula, à plataforma de Mexilhão.

Rio Pipeline 2011 – A edição 2011 da Rio Pipeline foi encerrada com a participação de 1.300 profissionais de 27 países, que mostraram seus trabalhos na área de dutos para o setor de óleo e gás. Ao todo, passaram pelos 150 estandes das empresas expositoras e pelas palestras, mais de duas mil pessoas durante os três dias de duração do evento.

Os dutos submarinos foram o grande destaque este ano.

O trabalho vencedor do principal prêmio da Rio Pipeline, o Calgary Award, foi ‘3D ultrasound tomography: eliminating TOFD and phased arrays’, de Cesar Buque, Xavier Deleye e Niels Portzgen, da empresa Applus RTD Group. Além do Calgary Award, foram entregues menções honrosas para trabalhos técnicos apresentados na feira. Ao todo foram apresentados 342 trabalhos técnicos de 16 temas diferentes.

Já a Liderroll foi a vencedora do Global Pipeline Awards 2011, concedido pela American Society of Mechanical Engineers (Asme). O prêmio foi para os roletes motrizes geração II, carro-chefe da empresa, na categoria Pipeline System Division, e é considerado o mais importante do mundo para a área de dutos.

Produção cai em sete dos 14 locais pesquisados em setembro – A produção industrial caiu em sete dos 14 locais pesquisados pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) na passagem de agosto para setembro.

De acordo com dados da Pesquisa Industrial Mensal Produção Física – Regional, a queda mais acentuada foi registrada no Paraná (-13,5%), após acumular expansão de 20,4% nos últimos quatro meses.

Outubro Petrobras concede partes de blocos na Tanzânia à Shell – A Petrobras informou que efetuou a cessão de participação (farm-out agreement) de 50% dos direitos dos blocos 5 e 6 na Tanzânia para a Shell Deepwater Tanzania BV. Os blocos estão localizados na região offshore da Tanzânia (oceano Índico), com profundidade de água variando entre 600 m e 3.000 m.

OTC Brasil – A primeira edição da Offshore Technology Conference no Brasil (OTC Brasil) superou a expectativa dos organizadores, recebendo mais de dez mil visitantes em três dias de evento. O evento ofereceu um forte programa técnico com ênfase na segurança, nos desafios do pré-sal e

10 – AkzoNobel anuncia investimento de U$ 20 milhões em fábricas no Brasil e nos EUA. 11 – Casco da P-58 atraca em Rio Grande.

18 – Paraguai recebe do Brasil US$ 36 milhões de compensação pelo uso de energia de Itaipu. Petrobras assina termo de compromisso ambiental do Comperj e de ajustamento de conduta da Reduc.

21 – LLX assina contrato com NKTF para unidade no Superporto do Açu.

Foto: Agência Petrobras

Energia do Brasil Petróleo e Gás Ltda firma dois acordos independentes para adquirir uma participação total de 30% no bloco BS-4 das empresas Chevron Brasil Atlanta e Oliva Exploração e Produção Ltda (20%) e da Shell Brasil Petróleo Ltda (10%). O bloco está localizado a 185 km da costa, a sudeste da cidade do Rio de Janeiro. A área engloba os Campos de Atlanta e Oliva, portadores de óleo pesado em reservatórios do Eoceno (pós-sal) a cerca de 2.400 m de profundidade.

Novembro 1 – Petrobras reduz preço do gás natural nacional. Petrobras e UFMG inauguram laboratórios para desenvolvimento de combustíveis.

4 – Novas sondas para o pré-sal são batizadas na Coreia do Sul. 18 – Technip anuncia fábrica de flexíveis no Rio de Janeiro para segundo semestre de 2013. Tenaris inaugura Universidade Corporativa no Brasil.

25 – Primeiro navio do Promef é entregue à Transpetro.

30 – Rolls-Royce fecha contratos de até US$ 650 milhões para equipar plataformas da Petrobras.

Dezembro 2 – Haroldo Lima é homenageado antes de entregar o cargo na ANP. 9 – Petrobras e Unisinos inauguram complexo de Micropaleontologia.

13 – Fornecedores de Belo Monte terão linha de crédito especial do BNDES. TN Petróleo 81

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Foto: Agência Petrobras

retrospectiva 2011 visando superar desafios comuns às duas companhias.

O acordo abrange, inicialmente, as áreas de construção de poços e otimização da produção, e terá vigência de três anos. Durante esse período, as duas companhias deverão investir juntas perto de R$ 60 milhões no desenvolvimento de soluções tecnológicas voltadas para essas áreas.

Biodiesel: Usina de Candeias bate recorde com a produção de 13,86 milhões de litros em novembro

tecnologias inovadoras. Sessões técnicas focaram o desenvolvimento não só de tecnologias, mas de recursos humanos. Mais de 400 empresas, de 23 países participaram da feira do evento, 90 empresas brasileiras participaram mostrando apoio e interesse da região.

Gávea Investimentos adquire 5% da Odebrecht Óleo e Gás – A Gávea Investimentos, um dos principais gestores de recursos no mercado financeiro brasileiro e gestora de um patrimônio privado de mais de US$ 7,2 bilhões, adquire 5% do capital total da Odebrecht Óleo e Gás (OOG). A Odebrecht fica com 81,43% do capital social.

Shell comercializará petróleo de Waimea – A OGX anuncia a pouco contrato de comercialização com a Shell para as duas primeiras cargas referentes à produção de petróleo da acumulação de Waimea, no bloco BM-C-41, em águas rasas da Bacia de Campos.

Foi negociado um volume total de 1,2 milhão de barris, que será embarcado em dois lotes de 600 mil barris cada, para os quais a Shell tem intenção de processar em uma de suas refinarias. O óleo de Waimea, de 20° API, será produzido pelo FPSO OSX-1, através do Teste de Longa Duração do poço OGX-26HP na Bacia de Campos.

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Parque Tecnológico do Rio – A norte-americana Baker Hughes, que fornece equipamentos, serviços e softwares para a indústria de petróleo e gás, inaugurou no dia 7, no Parque Tecnológico do Rio, seu primeiro centro de pesquisa no país com o objetivo desenvolver tecnologias adequadas aos desafios relacionados ao pré-sal e dar suporte ao desenvolvimento de tecnologia avançada para E&P offshore no Brasil.

No mesmo dia, a V&M do Brasil anunciou que também integrará o Parque Tecnológico através da criação da empresa Vallourec Research Rio de Janeiro (VRRJ), que terá como foco principal a realização de pesquisas sobre o pré-sal, além da criação de projetos voltados para o desenvolvimento do uso de tubos e produtos tubulares com fins estruturais, automobilísticos, de transportes e robótica. Também irá otimizar o modelo energético e tecnologia ambiental. O empreendimento tem previsão para iniciar as operações no segundo semestre de 2012.

O prédio já entrou em construção no mesmo mês.

Petrobras assina acordo tecnológico com a BG Brasil – A Petrobras e a BG Brasil assinaram no dia 10 um acordo de cooperação tecnológica (ACT) para desenvolvimento conjunto de importantes tecnologias,

Produção de petróleo e gás da Petrobras cresce 3,3% – A produção média de petróleo e gás natural, no Brasil e no exterior, da Petrobras, em outubro, foi de 2.606.919 barris de óleo equivalente por dia (boed). Esse volume ficou 2,9% acima do volume registrado no mesmo mês de 2010 e ligeiramente superior ao volume total extraído em setembro deste ano (2.591.624 boed).

Novembro Petrobras realiza novas descobertas – A Petrobras confirmou a presença de petróleo durante a perfuração de mais um poço na área de Carioca, localizada no Bloco BM-S-9. O novo poço, informalmente conhecido como ‘Abaré’, está localizado a 35 km ao sul do poço descobridor Carioca e a 293 km do litoral do estado de São Paulo.

No pós-sal, a Petrobras anunciou nova acumulação de gás no Espírito Santo. A descoberta fica localizada a 135 km da cidade de Vitória, na Concessão BM-ES-21 (Bloco ESM-414). A Petrobras é a operadora do consórcio para a exploração da concessão (88,1%) em parceria com a empresa Repsol-Sinopec (11,9%).

O consórcio dará continuidade às atividades no bloco, e pretende submeter à ANP uma proposta de Plano de Avaliação para delimitar a acumulação da descoberta.

No Golfo do México, a estatal também anunciou uma nova descoberta de petróleo, localizada na extremidade sudoeste da área de concessão Walker Ridge, em águas profundas na porção norte-americana do Golfo do México. A Statoil é a

ano de pré-sal e renováveis

operadora, com participação de 35% no bloco. A Petrobras América Inc. detém 35%, enquanto a Ecopetrol America e a OOGC detêm participações de 20% e 10%, respectivamente.

No final do mês, a estatal comprovou a presença de petróleo no poço 4-VD-18-RJS (4-BRSA-994-RJS), localizado na Bacia de Campos, na área conhecida como Complexo de Marlim. O poço, informalmente conhecido como ‘Tucura’, está situado entre os campos de produção de Voador e Marlim, a uma profundidade de 523 m e a 98 km da costa do estado.

E anunciou ainda mais uma nova descoberta de petróleo: na perfuração do poço 4-BRSA-946C-SPS, denominado ‘Biguá’. O poço está localizado no bloco BM-S-8, em águas ultraprofundas do pré-sal da Bacia de Santos, a 270 km de distância da costa do estado de São Paulo. Novos estudos serão realizados para melhor avaliação da extensão dessa descoberta.

HRT confirma descoberta de hidrocarbonetos na Bacia Sedimentar do Solimões – A HRT encaminhou à ANP, Notificação de Descoberta de óleo e gás no poço 1-HRT-4-AM. Foram detectados na Formação Juruá dois intervalos portadores de gás, com espessura líquida de 11,1 m e cinco intervalos portadores de óleo, com espessura líquida de 41,2 m, ambos, com boa porosidade.

Repsol YPF realiza a maior descoberta de petróleo da sua história – A Repsol YPF confirma a maior descoberta de petróleo da sua história, com os primeiros resultados exploratórios da sua participação em um dos maiores reservatórios de hidrocarbonetos não convencionais do mundo, denominado Vaca Muerta, na província argentina de Neuquén.

A companhia confirmou um volume de recursos recuperáveis de 927 milhões de barris equivalentes de petróleo de hidrocarbonetos não convencionais, dos quais 741 milhões de barris correspondem a petróleo bruto de alta qualidade (40-45º API) e o resto a gás, em uma superfície de

428 km2 na área Loma La Lata Norte, na província de Neuquén.

Primeiro poço na Cessão Onerosa confirma potencial da área de Franco – A descoberta foi comprovada por meio de amostragens de petróleo de boa qualidade (28º API) obtidas em teste a cabo. As amostras foram colhidas a partir de 5.460 m, em reservatórios de rochas carbonáticas de espessuras similares às registradas no poço descobridor. O poço ainda está em fase de perfuração com o objetivo de atingir a base dos reservatórios com óleo.

Primeiro Green Vessel do Brasil é lançado ao mar – No dia 11, o Estaleiro STX OSV Niterói, lança ao mar o primeiro Green Vessel do país, embarcação de apoio tipo PSV09 CD Sea Brasil, encomendada pelo armador Deep Sea Supply. A embarcação foi concebida dentro dos mais avançados conceitos de sustentabilidade e proteção do meio ambiente. É o primeiro de uma série de três embarcações semelhantes.

Vazamento de óleo em Frade – A Chevron Brasil suspende produção no campo de Frade, na Bacia de Campos. A companhia fechou o poço que estava sendo perfurado na região onde foi identificado um vazamento de óleo. A estimativa é que o volume vazado esteja entre 400 e 650 barris.

Dezembro Petrobras inicia a instalação do Gasoduto Sul-Norte Capixaba – O projeto ampliará a infraestrutura de escoamento de gás natural, garantindo as condições para incremento da produção de óleo e gás na região do Parque das Baleias, no litoral sul do estado do Espírito Santo. Através do gasoduto, o gás proveniente das novas unidades que produzirão nos campos do pré-sal e pós-sal, localizados no litoral sul do Espírito Santo (FPSO Cidade de Anchieta e P-58), será transportado até a Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas (UTGC), em Linhares (ES).

Usina de Candeias bate recorde de produção de biodiesel – Com a capacidade ampliada para 217,2 milhões de litros por ano, a Usina de Biodiesel de Candeias (BA) bateu seu recorde de produção mensal em novembro, produzindo 13,86 milhões de litros de biodiesel. O recorde diário também foi superado no dia 26 de novembro, quando a usina produziu 570 mil litros do biocombustível.

Petrobras anuncia que diesel S-50 terá ampliação no fornecimento em 2012 – A estatal informou que vai aumentar o fornecimento do diesel S-50, com menor teor de enxofre, a partir de janeiro de 2012, quando passará a ser distribuído por todo o território nacional. A partir da data, o combustível poderá ser encontrado em 900 postos da Petrobras.

20º WPC – Qatar sedia o 20º Congresso Mundial de Petróleo e Exposição (WPC 20). O encontro contou com cerca de cinco mil delegações.

Odebrecht Óleo e Gás, SSP Offshore e Interoil assinam acordo para comercialização de hubs – As empresas firmaram um memorando de entendimento para buscar conjuntamente a comercialização de um modelo exclusivo de transporte de passageiros intermodal em unidades do pré-sal. O documento direcionará a constituição de uma joint venture em fevereiro de 2012.

Produção na Bacia de Santos ultrapassa 200 mil barris diários – A marca foi alcançada dois dias após o início da operação do poço RJS686, ligado ao FPSO Cidade de Angra dos Reis – projeto Piloto de Lula. Nesse volume, estão incluídos 144,1 mil barris de óleo e condensado, além de 9,8 milhões de m³ de gás natural (que equivalem a uma produção de 61,6 mil barris de óleo equivalente).

Quinto navio do Promef – Lançado no Estaleiro Mauá o navio de produtos José Alencar.

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indústria naval

Frota em expa por Maria Fernanda Romero

A indústria naval brasileira tem dado mostras de que, de fato, está retomando suas atividades. Só em novembro, a movimentação foi grande neste sentido. As perspectivas para o setor crescem não apenas pelas demandas do aquecimento do mercado de óleo e gás e das oportunidades do pré-sal, mas também da exigência de conteúdo local.

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Foto: Agência Petrobras

nsão

E

m nova fase de expansão, a indústria da construção naval teve um desempenho positivo em 2011: o Brasil tem hoje a quarta maior carteira de encomendas de petroleiros do mundo e ocupa a quinta posição no ranking de encomendas de navios em geral.

Foi a indústria de petróleo e gás que conseguiu manter aquecida a demanda do setor naval, que atingiu o estágio de consolidação com diversos lançamentos ao mar de navios, entregas de embarcações e chegadas de unidades que vão passar por conversão.

A agenda de eventos reflete esse aquecimento. No dia 11 de novembro, o STX OSV Niterói, antigo estaleiro Promar, lançou ao mar o barco de apoio Sea Brasil, encomendado pela Deep Sea Supply Navegação Marítima, empresa brasileira de capital norueguês.

A embarcação é do tipo PSV 09 CD, utilizada para dar suporte a plataformas, e foi construído com o apoio do estado carioca e do governo federal, além de financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM). Este é o 28° navio produzido pela STX OSV Niterói no Brasil.

Na ocasião também foi realizado o batimento de quilha do casco PRO-30 Skandi Paraty, encomendado pela DOF. Trata-se da embarcação de número 30 na linha de produção da STX, que será utilizado em atividades de reboque, suprimentos e manuseio de âncoras do tipo AHTS. O grupo coreano STX também está investindo na unidade de Pernambuco e, segundo se comenta, diante das encomendas de que dispõe, passou a ser o principal cliente da Rionave – empresa que ocupa a área do antigo estaleiro Caneco, na Zona Norte carioca.

Parte dos cascos encomendados ao STX OSV são fabricados na Rionave.

Já no dia 24 de novembro foi a vez de o estaleiro Aliança entregar o CBO Atlântico à Companhia Brasileira de Offshore (CBO) em evento realizado no Centro Cultural da Marinha, no Rio. Trata-se de um navio de apoio marítimo do tipo PSV (Platform Supply Vessel),

para suprimento a plataformas de produção de petróleo em alto-mar.

Será o 19º navio da frota da CBO e vai operar para a Petrobras.

A unidade teve como madrinha a Sra. Ana Carla Abreu, esposa do presidente da Cedae, Wagner Victer, que foi secretário estadual de Energia, Indústria Naval e Petróleo de 1999 a 2007, com destacada participação na recuperação da indústria da construção naval brasileira.

O presidente da CBO e do Estaleiro Aliança, Luiz Maurício Portela, informou que o CBO Atlântico foi construído no Estaleiro Aliança, em Niterói, com financiamento do Fundo de Marinha Mercante (FMM), do Ministério dos Transportes, concedido pelo BNDES, e incentivos dos governos federal e estadual.

A empresa disse ainda que está construindo no mesmo local mais cinco novos navios de apoio marítimo e que opera no segmento de navegação de apoio marítimo, no suprimento às plataformas, na atividade de reboque de plataformas e manuseio de âncoras, flotel, na proteção ambiental com embarcações de recolhimento de óleo e em operações com ROV (Veículo Submarino de Operação Remota).

Nova geração O CBO Atlântico faz parte de uma série de seis navios de apoio marítimo que incorpora inovações tecnológicas a partir do formato do casco X-Bow, da projetista norueguesa Ulstein. O formato da proa propicia melhor comportamento em mar agitado, melhorando o desempenho no apoio marítimo a plataformas de petróleo em campos a mais de 200 km da costa, onde se localiza a nova fronteira de produção de petróleo offshore do pré-sal.

A nova série de embarcações da CBO tem sistema híbrido de transporte de carga, uma exigência da TN Petróleo 81

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Foto: Divulgação

Foto: Divulgação

indústria naval

com redundância para maior segurança das operações e sistemas de comunicação de dados e de voz de última geração, via satélite.

Primeiro do Promef A Transpetro, que no ano passado, comemorou o lançamento ao mar do navio de produtos Celso Furtado, em novembro finalmente recebeu a embarcação, em solenidade realizada no Estaleiro Mauá, que contou com presença da presidente da República, Dilma Rousseff. É a primeira embarcação do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) a entrar efetivamente em operação. Com 183 m de comprimento e capacidade para o transporte de 56 mil m 3 de combustíveis, o Celso Foto: Agência Petrobras

Petrobras, que permite o transporte de drill cuttings, material retirado durante operações de perfuração no solo submarino.

Essa série de navios será dotada de sistema de propulsão diesel-elétrico, uma solução aprovada no mercado mundial. Este sistema dá maior flexibilidade no uso do conjunto de motores, principalmente nas aplicações que exigem muitas manobras como é o caso do suprimento a plataformas de petróleo.

Esse atributo também é necessário no lançamento e monitoramento de veículos submarinos de operação remota (ROV/Remote Operated Vehicle), nas tarefas de instalações submarinas, inspeção ou mapeamento de redes subaquáticas. Os novos navios terão sistemas de posicionamento dinâmico

Furtado é, também, o primeiro navio entregue por um estaleiro brasileiro ao Sistema Petrobras desde 1997.

Com a encomenda de 49 embarcações, o Promef garantiu as bases para o ressurgimento da indústria naval brasileira, permitindo a abertura de novos estaleiros e a modernização dos existentes. O Brasil tem hoje a quarta maior carteira de encomendas de petroleiros do mundo e ocupa a quinta posição no ranking de encomendas de navios em geral. O setor, que chegou a ter menos de dois mil trabalhadores na virada do século, emprega hoje quase 60 mil pessoas.

Durante a cerimônia de entrega do Celso Furtado, o presidente da Transpetro, Sérgio Machado, anuncaracterísticas técnicas do celso furtado Navio destinado ao transporte de produtos claros derivados de petróleo (diesel, gasolina, querosene de aviação, nafta, óleo lubrificante) Comprimento: 190 m Boca moldada: 32,2 m Calado de projeto máximo: 12,5 m Capacidade: 48.000 tbd, equivalente a 54.000 m³

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Foto: Divulgação

ciou que foi acertada com a direção do Estaleiro Mauá, em Niterói, a construção de mais oito navios petroleiros. “Faltam detalhes para a assinatura do contrato”, disse o executivo durante discurso.

A presidenta Dilma Rousseff, que participou da solenidade, afirmou que o Brasil não vai exportar empregos. “Estamos conseguindo garantir emprego e não vamos permitir que se exporte emprego.

Não vamos permitir porque nosso compromisso é com a grandeza do nosso país e, para um país ser grande, seu povo tem que ter acesso ao emprego.”

Foto: Divulgação

frota em expansão

PSV 09 CD STX OSV Niterói

“Esta cerimônia faz parte de uma luta, que vocês ajudaram muito a travar, mesmo antes de estarem empregados no estaleiro, ou antes de estarem sendo beneficiados pelo fato de, no Brasil, termos emprego”, acrescentou a presidenta, que fez questão de lembrar a crise que

PSV CBO Atlântico

a indústria naval brasileira enfrentou ao longo de décadas. “Quando o presidente Lula chegou ao governo, a indústria naval estava paralisada”, lembrou ela.

No dia 29 de novembro, chegou ao Rio de Janeiro o navio comprado pela Petrobras para a conversão do casco da plataforma FPSO P-74 (plataforma que produz, armazena e transfere petróleo). Será a primeira destinada aos campos da cessão onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos. O FPSO será instalado na área de Franco e deverá ter capacidade para processar 150 mil barris de petróleo por dia.

O navio, um petroleiro do tipo VLCC (Very Large Crude Carrier), partiu da Indonésia no dia 24 de outubro. Sem escalas e por propulsão própria, passou pelo sul da África e cruzou o Atlântico até a cidade do Rio de Janeiro. A embarcação, já renomeada de “Petrobras 74”, ficará atracada no porto do Rio, onde serão realizadas avaliações prévias. A previsão de início da obra de conversão do casco é junho de 2012.

A conversão do casco será realizada no Estaleiro Inhaúma, arrendado pela Petrobras. Localizado no bairro do Caju (RJ), ele está sendo totalmente revitalizado para atender a esta e a outras demandas da Companhia.

Durante a conversão, destacam-se obras como o reforço estrutural do casco, a ampliação, reforma e adaptação das acomodações, a substituição de instalações, equipamentos e utilidades, a adaptação do sistema de ancoragem, entre outras. A Petrobras estima que as atividades de conversão do casco da P-74 devem gerar cerca de 2.500 empregos diretos no pico da obra.

Além da P-74, outros três navios destinados à conversão de cascos para unidades da cessão onerosa virão da Malásia e receberão os nomes de P-75, P-76 e P-77. As obras de conversão destes cascos também serão realizadas no Estaleiro Inhaúma.

Essas embarcações também são do tipo VLCC e devem chegar ao Brasil entre 2012 e 2013.

Foto: Agência Petrobras

Primeiro casco da cessão onerosa chega ao Brasil

A Petrobras está conduzindo a licitação para a obra de conversão dos cascos e prevê a assinatura deste contrato ainda no primeiro semestre de 2012.

Para a construção dos módulos da planta de produção e processamento de petróleo e gás, bem como a integração destes, a Companhia deverá iniciar outra licitação no primeiro semestre de 2012.

As obras para a construção das plataformas da cessão onerosa terão alto índice de conteúdo nacional. A conversão dos cascos, mais a construção dos módulos e integração destas unidades, deverão gerar no Brasil, cerca de 11.400 empregos diretos.

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Foto: ANP

frade

tolerância zero por Karolyna Gomes

O

vazamento aconteceu durante a perfuração do poço 9-FR-50DP-RJS do campo de Frade, na referida bacia, a 130 km de Macaé, em lâmina d’água de cerca de 3.700 pés (1.128 m). A mancha de óleo, que chegou a alcançar 163 km² de extensão, foi localizada por funcionários da Petrobras no dia 8 de novembro e anunciada à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), pela operadora do campo, no dia 9. Uma semana após o acidente, nem a Chevron nem a ANP, que é a responsável pelas supervisões necessárias para a exploração, sabiam sobre a quantidade de óleo vazada, ou o quanto ainda estava vazando.

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De acordo com um relatório da Marinha, de 8 de novembro até 9 de dezembro, vazaram cerca de 2.900 barris de petróleo, o equivalente de 327 mil a 432 mil litros.

Por parte da Chevron houve imprecisão no cumprimento das etapas de exploração, falta de tecnologia para monitoramento e ausência de transparência nas informações.

A empresa não dispunha, por exemplo, de uma embarcação do tipo ROV Support Vessel, que opera o Remotely Operated Vehicle (ROV), robô que permite a observação remota do fundo do mar, e identificaria com precisão as coordenadas do vazamento. A tecno-

1.200 metros

Em processo acelerado de exploração no pré-sal, que já vem produzindo há mais de um ano por meio de TLDs, a indústria petrolífera acabou por cometer falhas em uma área que já era bem conhecida: o pós-sal da Bacia de Campos.

O derramamento de óleo provocado pela empresa norte-americana Chevron em novembro de 2011 chamou a atenção para as fragilidades que ainda ocorrem na área de prevenção e ação emergencial. Ineficiência tanto por parte da empresa exploradora, quanto pelos órgãos reguladores. E indica que nesse setor, tolerância para falhas deve ser zero.

Perfuração

130 metros

Fissura Cerca de 300 metros de largura

Petróleo

logia foi cedida pela Petrobras.

Irregularmente, as imagens que mostravam o vazamento foram editadas. A decisão foi tomada, de acordo com o presidente da Chevron Brasil, George Buck, para facilitar o envio de informações à Agência.

Por parte dos órgãos reguladores houve falta de fiscalização e organização para evitar o acidente, ou mesmo para agir de forma eficaz em uma situação emergencial. A ANP nunca vistoriou este poço. E no momento em que precisou chegar até a plataforma de exploração SEDCO 706, a Coordenadoria de Segurança Operacional da Agência não tinha transporte para ir até o local. Foi o helicóptero da Chevron que levou o grupo. De acordo com informações apuradas, é normal que as empresas façam o transporte dos funcionários da ANP e do Ibama, que não possuem infraestrutura para chegar até as plataformas.

Depois de muitas suposições sobre as causas do acidente, a mais plausível é a que aponta a ausência de uma das sapatas de cimento – o que evitaria que o petróleo sob pressão do reservatório atingido pela broca penetrasse nas camadas superiores da rocha e subisse para o oceano.

O Estudo de Impacto Ambiental (EIA), apresentado pela Chevron à ANP, previa duas sapatas. A primeira foi construída a cerca de 1.800 m de profundidade (567 m abaixo do solo marinho).

A segunda, deveria estar situada a algumas centenas de metros abaixo para sustentar a coluna de tubos de 9 5/8 polegadas e vedar o espaço entre estes tubos e a perfuração de 12 1/4 polegadas. Mas não foi construída.

A Delegacia de Meio Ambiente e Patrimônio Histórico

da Polícia Federal investiga se a empresa estaria tentando chegar até o pré-sal. De acordo com o ex-presidente da Associação Brasileira dos Geólogos de Petróleo, Nilo Azambuja, isto não seria irregular. Como a Chevron tem concessão para exploração da área, ela poderia perfurar quantos metros quisesse. Contudo, o plano de perfuração deveria ter sido apresentado à ANP com 20 dias de antecedência, informando os detalhes de profundidade.

Punições O Ibama multou a Chevron em R$ 50 milhões por dano ambiental grave, com base na Lei do Óleo. Além desta punição, o órgão avalia a eventual aplicação de mais duas multas: uma no valor de R$ 10 milhões – referente ao suposto descumprimento do licenciamento; e outra no valor de R$ 50 milhões – pela poluição ambiental.

A ANP anunciou mais duas multas no valor de R$ 50 milhões cada. Uma, por falha na prestação de informações, e outra, pela falta de equipamento essencial para a implementação do Plano de Emergência Individual (PEI) – entre eles uma máquina que deveria ser usada na contenção, mas estava nos Estados Unidos e chegou apenas no dia 22 de novembro à Bacia de Campos.

No dia 23 de novembro, a ANP suspendeu as atividades de perfuração da Chevron no Frade até que sejam identificadas as causas e os responsáveis pelo vazamento, e restabelecidas as condições de segurança no local.

No dia 3 de dezembro, o Instituto Estadual do Ambiente (Inea) exigiu que a companhia financiasse uma auditoria ambiental em todas as suas instalações no Rio de Janeiro. Também

Histórico Arrematado na Rodada Zero dos leilões da ANP, que teve os vencedores anunciados em junho de 1999, Frade ficou com os consórcios liderados por Chevron, Devon, EnCana e Shell.

Atualmente, a composição acionária é dividida por Chevron, que possui 51,7%; Petrobras, com 30% e Frade Japão Petróleo com 18,3%.

Frade é o oitavo maior produtor do país individualmente. Com os trabalhos iniciados em junho de 2009, o campo produziu 74,768 mil barris de óleo e 899,35 mil metros cúbicos de gás em setembro de 2011.

Projeto Frade 12 poços produtores horizontais 7 poços injetores de água Localização: Bacia de Campos, 370 km a nordeste do Rio de Janeiro Profundidade: 1.128 m LDA Parceiros: Chevron (51,74%), Petrobras (30%) e Frade Japão Petróleo Limitada (FJPL), com 18,26%.

Reservas recuperáveis: 200 milhões a 300 milhões de barris de petróleo Produção diária: 70 mil bpd FPSO Frade Construção: SBM para arrendamento à Chevron Convertido de um VLCC (Very Large Crude Carrier) Comprimento: 337 m Boca: 54,5 m Calado: 28 m Líquidos (BLPD) - 150.000 Óleo (BOPD) - 100.000 Gás (MMSCFD) - 36 Elevação com gás (MMSCFD) - 87 Água produzida (BWPD) - 130.000 Injeção de água (BWPD) - 150.000 Gravidade API - 19-22

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frade

Segundo o relatório da Marinha, de 8 de novembro até 9 de dezembro, vazaram cerca de 2.900 barris de petróleo, o equivalente de 327 mil a 432 mil litros. A mancha de óleo chegou a alcançar 163 km² de extensão.

Bacia de Campos

determinou que a companhia assegure aos órgãos públicos de fiscalização recursos e instrumentos de monitoramento de suas atividades de extração de petróleo na Bacia de Campos, ao longo de dois anos.

De acordo com o secretário estadual do Ambiente, Carlos Minc, a Chevron será obrigada a apresentar relatório de auditoria ambiental referente ao PEI de cada uma das suas unidades, em terra ou no mar.

O custo aproximado da auditoria é de R$ 5 milhões.

Competências As atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em águas brasileiras são acompanhadas pela ANP, Marinha do Brasil e Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), de acordo com suas competências legais.

ANP - responsável pela aprovação e a supervisão das atividades de pesquisa, perfuração, produção, tratamento, armazenamento e movimentação de óleo e gás, além do processamento dos hidrocarbonetos produzidos.

Marinha do Brasil - responsável pela aprovação e supervisão das embarca-

ções – navios de apoio e plataformas, tanto de perfuração como de produção.

Dispõe de sistema de monitoramento do tráfego marítimo, que permite a visualização, em tempo real, de todas as plataformas e embarcações que atuam no setor de óleo e gás.

Ibama - responsável pelo licenciamento ambiental das atividades, o que inclui a definição dos requisitos para a concessão das licenças. Entre esses requisitos destaca-se o Plano de Emergência Individual, que deve ser apresentado por cada concessionário. São também atribuições do órgão o controle ambiental e a fiscalização das plataformas e suas unidades de apoio.

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eventos

otimismo na indústria naval brasileira por Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

A quarta edição da Niterói Naval Offshore (NNO) superou todas as expectativas de seus organizadores ao receber 16.500 visitantes, que percorreram os 7.200 m2 do espaço, conferindo as palestras e visitando os estandes das 118 empresas expositoras. A Rodada de Negócios gerou R$ 100 milhões.

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Fotos: Ricardo Almeida

A

té a última edição, em 2009, o evento era conhecido como Niterói Fenashore, mas com a nova organização, do Instituto de Tecnologia Aplicada a Energia e Sustentabilidade Socioambiental (Itaesa), em parceria com a Prefeitura de Niterói, o encontro passou a se chamar Niterói Naval Offshore.

Sob o novo nome, teve resultados positivos de público e expositores, além de uma rodada de negócios de R$ 100 milhões, que reflete as perspectivas promissoras para a indústria naval brasileira.

“Ficamos muito satisfeitos com os objetivos atingidos e acreditamos

que no próximo evento, em 2012, ampliaremos os resultados”, afirmou Pedro Thadeu Silva, presidente do Itaesa.

Este ano, o encontro teve um Networking Empresarial com a participação de 34 empresas, promovido no último dia do evento. “Estes empresários iniciaram um processo de desenvolvimento comercial entre si, que poderá ser desenvolvido no decorrer dos próximos meses com excelentes resultados de negócios”, afirmou Carlos Gaspar, diretor do Itaesa.

A sustentabilidade socioambiental também teve destaque no

evento. No estande do Itaesa, entidades não governamentais com iniciativas na área apresentaram seus trabalhos em palestras e minicursos, pelos quais passaram 2.300 visitantes.

O secretário municipal de Ciência e Tecnologia e presidente do comitê organizador da feira, José Raymundo Martins Romêo, comemorou o bom retorno e comentou o fato de o evento ser anual a partir deste ano. Na ocasião, Martins Romêo indicou o crescimento do potencial da cidade de Niterói no que se refere ao setor como sede de eventos de grande porte como a NNO, e comentou também a recente inauguração do Parque Tecnológico da Vida.

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eventos

Lançado pelo Instituto Vital Brazil, Pesagro-Rio, Universidade Federal Fluminense (UFF) e Secretaria de Ciência e Tecnologia de Niterói, no dia 19 de outubro, o objetivo do Parque Tecnológico é dar melhores oportunidades a empresas recém-criadas, que passaram por período de incubação nestas instituições.

Segundo Romêo, o Parque Tecnológico da Vida sediará empresas de base tecnológica e suas atividades de pesquisa, produção e central de utilidades voltadas para questões básicas relacionadas à vida: meio ambiente, água, terra, alimento e energia renovável, entre outras atividades. “O público-alvo se constituirá de laboratórios de pesquisa; incubadoras e empresas incubadas; micro, pequenas e médias empresas de base tecnológica; profissionais e técnicos pesquisadores”, esclareceu, informando ainda que o parque tem como objetivos gerar produtos e serviços inovadores em sua área de atuação e promover o desenvolvimento econômico e social do estado.

Sobre a indústria naval brasileira, o secretário apontou que os navios brasileiros são construídos 60% no país e os outros 40% são importados do exterior. Para ele, isto tem que mudar, pois temos que desenvolver essa fatia ao máximo aqui no Brasil. “Isto é um desafio 56

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para as universidades, instituições de pesquisa, mas ainda mais para a indústria de navipeças e petroquímica, que tem papel essencial para atender essas demandas”, afirmou.

Falta de mão de obra e mais inovação no setor Na cerimônia de abertura da NNO, o desafio da formação de profissionais e a necessidade de inovação do setor foram os principais tópicos levantados pelos participantes da mesa, que contou com a presença das principais autoridades do município e representantes da indústria naval do país.

Em sua apresentação, Martins Romêo, ressaltou que a NNO iria mobilizar, além do mercado naval, o segmento de inovação tecnológica que iria atender as demandas do setor. “Queremos estabelecer pontes com a sociedade, estreitar laços entre todas as áreas pertinentes, pois será interessante para as escolas técnicas e universidades iniciarem elos de ligação com os expositores”, disse.

Para o presidente da Itaesa, o evento é uma resposta às oportunidades que surgiram com as contínuas demandas de exploração de petróleo, com destaque para o pré-sal.

Ainda na cerimônia de abertura, o reitor da Universidade Fe-

deral Fluminense (UFF), Roberto Salles, destacou a importância das universidades no desenvolvimento do país, principalmente na área de ciência e tecnologia.

E Sérgio Machado, presidente da Transpetro, indicou que a maior dificuldade hoje do mercado ainda é a formação de profissionais.

Entretanto, de acordo com ele, o Brasil tem demanda para garantir a produção da área naval por muitos anos mais. “Devemos investir na formação e no treinamento de pessoal, assim como na qualificação de profissionais para cargos de alto nível.” O executivo disse ainda que Niterói tem de se destacar não só pelos estaleiros mas também pela sua cadeia produtiva e a indústria de navipeças.

Na ocasião, o presidente do Sinaval (Sindicato Nacional da Indústria de Construção e Reparação Naval e Offshore), Ariov a l d o Ro c h a , afirmou que hoje a indústria naval de Niterói gera perto de 20 mil empregos diretos e que este número deve aumentar até o final deste ano.

Já o secretário estadual de Desenvolvimento Regional, Felipe Peixoto, informou que estão sendo feitos estudos para o projeto de dragagem do entorno da Ilha da Conceição, atualmente deficitário, pois restringe o acesso e a circulação das embarcações aos estaleiros em Niterói.

Cobertura Niterói Naval Offshore - NNO 2011

Formação profissional Esse foi o foco das discussões do segundo dia de conferência da NNO, que destacou o desafio de formar jovens para a crescente demanda do setor naval.

Foto: Agência Petrobras

A

brindo as palestras, o secretário de Ciência e Tecnologia de Niterói e moderador da mesa, José Raymundo Martins Ro mêo, definiu a questão sobre formação como “uma grande cruzada nacional”.

Também participaram da mesa, Joacir Pedro, presidente do Fórum dos Trabalhado res da Construção Naval e Offshore; Guilber Dummans, consultor do Prominp; e Miguel Luiz Ferreira, da UFF. Joacir esclareceu como uma política governamental de apoio é essencial para o crescimento do setor e exemplificou com o projeto que possibilitou o início do Programa de Modernização da Frota (Promef), da Petrobras, em parceria com os trabalhadores. Fez um breve panorama da história do segmento naval e offshore e alertou quanto à necessidade de se investir no conteúdo local.

“Um país com quase 8.000 km de extensão não pode ficar sem frota própria. Para cada empre-

go direto, temos três ou quatro indiretos gerados. É essencial pensar nisso”, disse.

Guilber Dummas apresentou o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp) para o fortalecimento da indústria nacional. Ao explicar o funcionamento do programa, o representante da Petrobras falou sobre o objetivo de traçar uma análise entre oferta e demanda para atender o mercado. Dummas afirmou que o Prominp está em seu quinto ciclo e irá formar cerca de 30 mil profissionais.

E esclareceu que o programa

não dá garantias de emprego para os alunos. “Essa gestão está dentro da empresa, não temos como fazer com que essas pessoas sejam contratadas. O programa prepara muito bem esses profissionais com os cursos específicos de petróleo e gás, elaborados junto com academia e indústria. Mas as empresas não compartilham informações de RH, cada uma tem seu método de seleção”, afirmou.

“Nós também qualificamos pessoas sem experiência, e muitas empresas cobram experiência profissional. Isso também aumenta a dificuldade de inserção”, concluiu.

Segundo dados do Prominp, os profissionais de nível superior têm maior absorção do mercado, com 80% de mão de TN Petróleo 81

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eventos obra empregada. Esses números diminuem quando o nível de escolaridade cai, sendo 68% de absorção no mercado para nível básico.

O professor da Escola de Engenharia da UFF, Miguel Luiz Ferreira, discutiu a participação da universidade nesse desafio. Ele diz que a parceria da UFF com o Prominp é um exemplo dos avanços do país nesse sentido. Os projetos de formação profissional passam por diver-

sos segmentos e englobam, inclusive, um projeto social da universidade para a capacitação.

O segundo painel teve a participação do vice-presidente do Sindicato Nacional das Empresas de Navegação Marítima (Syndarma), Roberto Galli, do gerente executivo de Trans-

Desafio logístico do pré-sal As imensas oportunidades para a indústria e para a contratação de novos profissionais para o mercado de petróleo, gás e indústria naval e offshore também foi um tema ressaltado nos debates da NNO. A necessidade de um planejamento logístico eficiente para diminuir a complexidade das operações e a importância da qualificação profissional e do conteúdo local para garantir o desenvolvimento do país foram os destaques dos painéis do terceiro dia do encontro.

O gerente executivo da Transpetro, Paulo Penchiná, explicou que diante das descobertas do pré-sal, a empresa tem que rever todo o modal logístico para suprir a produção de petróleo e gás a uma distância tão grande da costa e esse é o principal desafio da companhia.

Penchiná destacou que tem sido muito repensada a logística de transporte de cargas e pessoal para as plataformas no pré-sal com segurança. Em sua opinião, não existe um modelo em prateleira, é um trabalho pioneiro que resultará em novas tecnologias e a Transpetro pensou num 58

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terminal oceânico, a Unidade Offshore de Transferência e Exportação (Uote), a cerca de 100 km da costa, no meio do caminho, para fazer o abastecimento de navios no mar. “A unidade será instalada na Bacia de Campos, a 80 km da costa e funcionará como um terminal oceânico. Boa parte do óleo produzido nesta área vai para exportação e, com a Uote, parte do óleo não precisará passar por terra quando transportado; a outra virá para nossas refinarias, como a do Comperj”, explicou.

A unidade terá a função de receber óleo através do FSO, que poderá armazená-lo temporariamente ou transferi-lo para outra embarcação atracada às monoboias. O transbordo também poderá ser feito através das monoboias.

O gerente da Transpetro comentou ainda sobre a utilização de hubs para a logística do pré-sal, tanto para o diesel usado nas plataformas, quanto para fluidos e, até mesmo, para passageiros. Sobre este último, tratado como novidade pelo executivo, ele disse: “Isso foi pensado para que nós pudéssemos levar as pessoas para esse ponto com embarcação de porte grande ou médio e distribuí-las para as plataformas por helicóptero.”

porte Marítimo da Transpetro, Eduardo Cunha Bastos, e do Almirante da Marinha Marco Antônio Guimarães Falcão.

De acordo com Bastos, serão necessários cerca de mil novos oficiais, além de manter atualizadas as atuais tripulações, garantindo que 450 gerentes de bordo sejam qualificados, por conta da chegada de embarcações mais modernas. “A Marinha do Brasil quase triplicou o esforço de formação e conta com o apoio da Academia Marítima da Transpetro. Mas esse é um problema bom”, assegurou ele. “A Marinha Mercante Penchiná finalizou calculando que o número de barcos de apoio subirá de 287 para 560, em 2020. “Temos que estar estruturados, não só nos estaleiros de construção naval como nos de reparo”, afirmou.

Edgar Strauss Junior, diretor comercial da Brasil Supply, também participou do painel e confirmou que os desafios logísticos no apoio offshore são enormes, mas precisam ser vencidos. “A logística do pré-sal é um desafio, mas também uma grande oportunidade para todos nós do setor”, garantiu.

O executivo forneceu um histórico da empresa e destacou o plano de negócios da companhia que determinou como foco em suas atividades para os próximos anos a navegação, os serviços ambientais e a logística de transporte offshore. Ele indicou que a Brasil Supply vai ampliar sua sede em Vitória (ES) e que está investindo em novas unidades. “Serão construídas unidades de fluidos em Angra dos Reis, que iniciará em janeiro de 2012, e na Baía de Guanabara (RJ), além de Santos (SP) e Aracaju (SE), para acompanhar o ritmo da produção de petróleo”, afirmou.

Cobertura Niterói Naval Offshore - NNO 2011 atravessa um momento mágico, com os novos estaleiros e as frotas aumentadas. O desafio da Transpetro será daqui a pouco operar cerca de cem petroleiros.”

Para o vice-presidente do Syndarma, hoje faltam profissionais no setor, mas o trabalho não para. “Metade dos custos de um navio é com tripulação, para que as atividades não sofram interrupções.

Por isso é um pouco dramática a expressão ‘apagão de mão de obra’. Não deixamos de operar por ter poucas pessoas.

Elas ganham o reforço também de trabalhadores estrangeiros. Mas precisamos de mais gente... até para equilibrar os nossos custos”, explicou.

“Hoje, a idade média de um oficial é 56 anos, precisamos da população mais jovem. O segredo é investir no entusiasmo da juventude, que viverá num Brasil mais rico que o das outras gerações.”

Maioria na plateia do Teatro Popular, onde ocorreram as conferências da NNO, os jovens cada vez mais procuravam a Marinha Mercante como opção profissional. No debate, o almirante Marco Antonio Falcão, do Centro de Instrução Almirante Graça Aranha, disse que, no último concurso, dez mil se inscreveram para disputar cerca de 300 vagas, nas escolas da Marinha no Rio (Ciaga) e em Belém (Ciaba).

“A procura é grande, como nos cursos mais disputados nas universidades. Desse contingente, 30% é de meninas matriculadas”, afirmou.

Conteúdo nacional A defesa da indústria brasileira e do conteúdo nacional foi o ponto central do painel ‘Oportunidades do pós e do pré-sal’. O diretor de petróleo, gás, bioenergia e petroquímica da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas (Abimaq), Alberto Machado, ressaltou a importância do fortalecimento dos fornecedores locais. “A desnacionalização do setor preocupa. Não terá conteúdo local sem indústria local com condições para competir. É preciso planejar o futuro, para garantir geração de empregos”, completou.

Já o executivo do Sindicato Nacional da Indústria de Construção e Reparação Naval (Sinaval), e vice-presidente da Associação Brasileira das Empresas do Setor Naval e Offshore (Abenav), Alberto Padilla, informou que a missão do mercado é acompanhar o horizonte novo do pré-sal, garantindo a competitividade da indústria. “Temos 26 estaleiros fortes em operação e 12 em implantação, capazes de processar 570 mil toneladas de aço por ano. E a demanda será de um milhão; temos de duplicar a capacidade”, comentou Padilha.

O diretor regional RJ/ES da Associação Brasileira da Indústria Elétrica Eletrônica (Abinee), Paulo Galvão, moderador dos painéis, defendeu a criação de um órgão específico para a defesa do conteúdo local: “A concorrência é forte, global e desigual. É preciso adequar as diretrizes internas à crise mundial, garantir nossos ganhos”, finalizou.

Tecnologia e inovação – Os avanços tecnológicos na área submarina e no setor de construção de estaleiros

foram os destaques das conferências do último dia do evento. O professor Theodoro Netto, do Laboratório de Tecnologia Submarina (LTS) da Coppe/UFRJ, falou sobre as tecnologias que estão sendo desenvolvidas para superar os desafios do setor. Criado em 1989 para atender as demandas por tecnologias em águas profundas, o LTS trabalha em torno de tecnologias submarinas, engenharia de poço, engenharia naval e offshore e integridade de dutos.

Segundo Netto, o transporte de óleo e gás em águas ultraprofundas é um dos principais desafios da Petrobras. Por isso, o laboratório está trabalhando em tecnologias para dutos submarinos, realizando diversos testes para avaliar a integridade dos dutos. Dentre os produtos desenvolvidos está um sistema de monitoramento da pressão do mar para evitar a produção de gases próximo aos dutos. Ademais, também está em fase de estudos válvulas para controle de poço acionada de forma remota.

Já o representante da FMC Technologies falou sobre o Centro Tecnológico de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) que está em construção no Parque Tecnológico da UFRJ e que terá foco em produção e processamento submarino. “O Brasil já é e será – ainda mais no futuro – líder no segmento de tecnologias offshore, e a FMC quer participar desse ambiente”, afirmou Shivi Awasthi, diretor da empresa no Brasil.

Antonio Muller, do Centro de Excelência em EPC, lembrou que é necessário perseguir sempre a “modularização” dos processos de construção, no fornecimento de serviços de engenharia e suprimentos. “Precisamos identificar as barreiras que prejudicam os projetos de engenharia, do modelo de contrato à falta de conteúdo local”, afirmou.

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eventos

Fornecedores em ação Ghenova Engenharia – A espanhola Ghenova, empresa de projetos de engenharia naval/ offshore, aeronáutica, industrial, civil e energia vai abrir, em 2012, seu segundo escritório no Brasil – ele ficará em Recife (Pernambuco). O empreendimento irá atender a demanda da companhia frente ao recente acordo firmado com o estaleiro Promar, filial da internacional STX para o desenvolvimento da engenharia de detalhamento e apoio a compras de oito navios gaseiros para Transpetro.

O acordo, de quase R$ 16 milhões, foi assinado no final de setembro deste ano e contempla o projeto de dois navios de 4.000 m³, quatro de 7.000 m³ e dois de 12.000 m³. “Inicialmente iremos trabalhar em conjunto com o Promar no próprio escritório deles, e no próximo ano já estaremos no nosso”, afirmou durante o evento Rui Miguel Vieira, diretor gestor da Ghenova Brasil.

S e g u n d o o exe c u t i v o , n a área de energia a empresa ainda não possui negócios no Brasil, mas está atenta às oportunidades do país sobretudo no que se refere à energia eólica e solar. “Estamos aguardando uma posição mais firme do go60

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verno brasileiro no que se refere ao projeto em energia solar para a partir daí investirmos nesta área”, disse.

Triunfo Logística – Desde 2009 no mercado de óleo e gás, a Triunfo Logística, especializada em movimentação de cargas e soluções de engenharia aplicadas à logística, está atenta ao crescimento das demandas do setor e pretende expandir seus negócios.

“A nossa expertise é fornecer facilidades aos clientes, e isso inclui toda infra-estrutura necessária, como área, pessoal treinado e qualificado, equipamento, acesso ao Porto do Rio de Janeiro e

além de todas as licenças ambientais e portuárias necessárias para a execução dos serviços.”, comenta Adriana Santos, gerente de negócios da Triunfo Logística.

A Triunfo possui um terminal portuário alfandegado, localizado no Porto do Rio de Janeiro, que recebe cargas de importação e exportação. “Nosso foco principal é realizar serviços no setor de siderurgia, ao longo do tempo a empresa se especializou no embarque de ferro gusa, posteriomente adquiriu quatro barcaças dando origem a empresa de Navegação, N&N Navegação e Logística, comenta Adriana Santos contando um pouco sobre a história da Triunfo Logística.

A entrada da companhia ao segmento de óleo e gás, no

Cobertura Niterói Naval Offshore - NNO 2011 setor offshore se deu em 2009 q u a n d o a Tr i u n f o r e c e b e u a FPSO Capixaba que veio de Singapura e ficou 40 dias no terminal da empresa para fazer reparo. “O trabalho foi um sucesso e a partir dele vimos que estávamos aptos a entrar nesse mercado de óleo e gás”, lembra a executiva.

Em 2010 a empresa fechou seu primeiro contrato com a Petrobras para serviços de base de apoio à suas embarcações de supply fornecendo assim suas facilidades a estatal. Segundo Adriana Santos, diante disso a empresa teve que contratar mais funcionários, teve que se adequar muito na área de QSMS (Gestão em Qualidade, Segurança, Meio Ambiente e Saúde do Trabalho) e ainda aumentou sua estrutura física só para atendê-la.

No início deste ano, a Triunfo conquistou outra concorrência da Petrobras como operadora portuária para atendê-la em cais público. Complementando a atividade de fornecimento de facilidade para reparo de plataformas, a plataforma P-10, uma das cinco plataformas de perfuração da Petrobras, está no terminal da Triunfo.

“Continuamos recebendo carga de importação e exportação, mas vemos petróleo e gás como um mercado em expansão e queremos, cada vez mais, fazer parte dele. Estes contratos com a Petrobras consolidaram nossa entrada neste setor nos qualificando para atendermos todos os operadores”, finaliza.

SCEPP – Criada em 2003, a SCEPP, empresa de engenharia elétrica especializada no setor de geração de energia, oferece para o mercado de óleo e gás um sistema

Rodada de Negócios gera R$ 100 milhões A Rodada de Negócios, organizada pelo Sistema Firjan, em parceria com o Convênio Sebrae-Petrobras, aconteceu durante os dois primeiros dias do evento e teve 520 reuniões que geraram cerca de R$ 100 milhões em negócios.

O encontro contou com a participação de 126 empresas fornecedoras do setor naval e offshore, além das 14 empresas-âncora: Cameron, Estaleiro Cassinú, Estaleiro Mauá, Keppel Fels, Nitshore, OSX, Rolls-Royce, Shell, Estaleiro STX, Technip, Transpetro, Wellstream, Bram Offshore, Sermetal.

Participando pela primeira vez da Rodada, Nitshore, STX e OSX atraíram muitos fornecedores e se destacaram durante as negociações. Outro fator de sucesso foi o volume de empresas participantes, pois superou as expectativas dos organizadores.

De acordo com Alexandre dos Reis, diretor de Relações com o Mercado da

Firjan, a possibilidade de conhecer novos fornecedores, principalmente locais, agradou em muito as grandes empresas. “O n o ss o o b j e t i vo com essa rodada era aproximar os pequenos dos grandes e fomentar a realização de negócios, o que foi um sucesso”, afirmou. Para ele, os bons resultados da Rodada de Negócios confirmaram o momento de fomento que a indústria naval e offshore está vivendo no país. “A Rodada superou nossas expectativas”, completou.

Segundo o secretário municipal de Ciência e Tecnologia e presidente do comitê organizador da feira, José Raymundo Martins Romêo, a última rodada do evento gerou R$ 90 milhões em negócios.

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eventos inovador integrado dedicado ao controle de geração de energia, desenvolvido no Brasil.

“A companhia busca atender o nicho de reparo, pois com o desenvolvimento do setor o número de plataformas não está sendo suficiente e as empresas estão tendo que utilizar além das novas plataformas, plataformas e embarcações antigas, mas para estarem aptas elas precisam ser modernizadas e nós propomos todo um trabalho de modernização desses sistemas”, explica Marcelo Balbino, engenheiro eletricista da SCEPP. A empresa busca o desenvolvimento de projetos elétricos e prestação de serviços especializados para geração de energia e, além do setor de óleo e gás, também atende as hidrelétricas e usinas de açúcar e etanol.

Nestes setores em particular, a SCEPP desenvolve soluções de controle em ambientes em que a energia elétrica produzida é totalmente renovável.

“Temos todo o knowhow de engenharia elétrica, desde a geração

até a distribuição de energia, e conseguimos fazer isso rápido porque não terceirizamos o serviço. Quando estamos em São Paulo fazendo o projeto e a montagem, nossa equipe do Rio de Janeiro já está fazendo a desmontagem do estaleiro, que tem toda a estrutura para receber a plataforma”, conta Balbino.

O executivo destacou ainda que este ano a SCEPP está apresentando ao setor soluções de engenharia integrada para controle de geradores e turbinas instalados em unidades onshore e offshore, como o sistema integrado SoftLOOP. “Totalmente produzido no país, o sistema é de altíssima confiabilidade. A solução integra os reguladores de velocidade e tensão das unidades geradores em um único hardware, permitindo diversas vantagens como, por exemplo: simplificação do sistema, redução de interfaces, menor número de componentes e de tamanho físico do equipamento, além de reduzir custos de engenharia e de equipamento”, conclui.

De acordo com o engenheiro, por enquanto a SCEPP mantém somente a fábrica em Osasco (SP), mas se a demanda for alta, existe a possibilidade de instalar uma fábrica no Rio de Janeiro, e

seria em São Gonçalo, local estratégico para a companhia.

ABSI – Há 40 anos no mercado de metrologia, a brasileira ABSI, possui diversos clientes de vários setores, mas atualmente a empresa aposta no crescimento da área naval, com planejamento de ampliação da empresa em 2012 para o litoral fluminense para atender a Bacia de Campos, estabelecendo filial no município de Macaé. “Nossa expectativa é fixar a marca, criar parcerias e agregar solução à prestação de serviço onshore e offshore”, afirma Juliana Rocha, do departamento de marketing e vendas da ABSI. Na NNO, a empresa divulgou parte de sua extensa linha de instrumentos que fabrica e calibra, como manômetros diferenciais, transmissores, pressostatos, válvulas de segurança, bombas e bancadas de calibração de pressão, temperatura e elétrica.

A ABSI trouxe para a feira a linha de instrumentos à prova de explosão – para atuação em áreas

Comitiva de empresários franceses visitam a feira Uma comitiva formada por cerca de 15 franceses do setor pesqueiro da região da Bretanha, entre empresários e representantes governamentais, visitou o segundo dia da NNO. Eles vieram ao Rio para conhecer projetos e iniciativas da área da pesca, entre eles o entreposto, no Barreto, a Escola de Pesca, em São Gonçalo, e o cultivo de bijupirá na Ilha Grande, em Angra dos Reis.

Para Marc Gillaux, diretor geral da Bretagne International, associação de empresas francesas que trabalham em conjunto no interesse 62

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de negócios internacionais, o principal objetivo da vinda da comitiva ao evento foi fazer relações entre o estado do Rio de Janeiro e a Bretanha, a primeira região marítima da França. “O Brasil precisa de barcos, plataformas, de equipamentos para construção e manutenção. Estes precisam ser fabricados aqui, mas na França temos o conhecimento de engenharia e construção que pode interessar às empresas do estado do Rio de Janeiro e do Brasil”, comenta Gillaux, lembrando que já existem diversas empresas francesas no

Brasil que estão em parceria com empresas brasileiras.

Na comitiva francesa presente à visita estavam, entre outros, o conselheiro de relações internacionais do governo da Bretanha, Alain Yvergniaux, o presidente do entreposto da cidade de Lorient, Maurice Benoish e o diretor do Polo Marítimo da Bretanha, Stéphane Alain Riou, além de representantes de empresa como a construtora de barcos, Sibiril Tecnologias, Marinelec Tecnologias, CDK Technologias, etc.

Cobertura Niterói Naval Offshore - NNO 2011 restritas – e instrumentos inteligentes – que permitem customização para atender às necessidades de cada cliente e melhorias em seus processos. “Além da Metrologia, a ABSI oferece inspeção e ensaios de equipamentos, que permite adequar vasos de pressão conforme a NR13 para maior segurança em operação”, comenta Juliana.

Na opinião da executiva, o evento permitiu contato com os vários tipos de fornecedores da área naval, possibilitando novas parcerias e divulgação da importância da metrologia e inspeção de equipamentos às empresas atuantes neste mercado. “Atualmente, estamos envolvidos com a fabricação de bancadas de calibração customizadas para calibração de instrumentos de pressão, temperatura e elétrica e expansão da linha de instrumentos à prova de explosão”, informa.

Inflagases – A empresa, fundada em 2000, fornece vários tipos de equipamentos na área de salvatagem, atuando principalmente no mercado de balsas autoinfláveis, que variam de marca e tamanho de acordo com a necessidade do cliente. Também oferece serviços de inspeção, manutenção e locação das balsas.

Durante a NNO foi apresentado um modelo de balsa autoinflável.

De acordo com o gerente sênior

da companhia, Royal Alexandre Saluti, “o evento foi muito bem implantado e organizado.

Fizemos ótimos contatos e visitamos novos clientes”. Atualmente a Inflagases está expandindo os

serviços até Vitória, onde recentemente foi montada uma nova estação de balsas. “O crescimento do mercado naval no Espírito Santo foi o fator principal para esta decisão. Estamos também nos planejando para uma atuação mais expressiva em Macaé-RJ no próximo ano, para nos solidificar na região RJ-ES”, concluiu.

Encontro reúne cadeia naval Em paralelo a Feira Niterói Naval Offshore, foi realizado no dia 9 de novembro, o Business Meeting promovido pela MBS Produções.

O encontro aproximou empresários, profissionais e fornecedores do setor naval e offshore.

Segundo a responsável pelo evento, Milena Barcelos, o Business Meeting tem como objetivo reunir empresas do setor de petróleo e gás e será realizado em todas as edições da Feira Niterói Naval Offshore.

A primeira edição do evento teve apoio da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), Copiadora Futuro, Nicomex, Cais de Icaraí/ Perine, CCR Ponte, Wellstream, Mistral Editora, Assim Saúde, TN Petróleo, Four Corretora e patrocínio das empresas Schulz Tubos e Conexões, Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval (Sinaval), Associação Brasileira das Empresas do Setor Naval e Offshore (Abenav), Duarte de Almeida, Chamon Transportes Marítimos, INPH e G-Comex Logística.

Novo polo industrial de São Gonçalo A Prefeitura de São Gonçalo, pela primeira vez presente a uma feira do mercado offshore, apresentou durante o evento o novo polo industrial que está surgindo na região. O Complexo Industrial de São Gonçalo (Ciesg), localizado na região de Guaxindiba, concentra as grandes empresas que estão chegando ao município atraídas pela possibilidade de negócios no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em construção na cidade vizinha de Itaboraí.

Empresas como Logshore, Aliança Offshore, Brasco, Votorantin e Schulz estão entre as que já integram o Ciesg, que gera cerca de 1.200 empregos diretos e deve chegar, em 2015, a quatro mil postos de trabalho.

De acordo com Alessandro Leite, subsecretário municipal de Desenvolvimento Econômico, Ciência e Tecnologia de São Gonçalo, a localização privilegiada do empreendimento, a apenas 11 km do Comperj e

no caminho do futuro píer de São Gonçalo, fazem do Ciesg uma nova oportunidade de crescimento econômico para o município.

O píer será construído pela Petrobras para servir de logística para o deslocamento dos equipamentos de grande porte até o Comperj. Alessandro Leite informou que os trabalhos de dragagem do local vão começar no início do ano que vem. Do píer, os equipamentos seguirão por uma estrada exclusiva até o complexo petroquímico.

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terra:

Fotos: Diógenes Almeida

eventos

petróleo À vista! por Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

por Maria Fernanda Romero, enviada especial

Na maré do pré-sal, a cadeia produtiva de petróleo e gás lança suas atenções para o potencial de exploração e produção em terra firme, foco dos debates da terceira edição da Brazil Onshore. O evento, realizado no Rio Grande do Norte, retomou o debate sobre os desafios e as novas tecnologias para produção em campos terrestres, que estavam um pouco esquecidas por conta das grandes descobertas em águas profundas.

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“A produção do país não é só o pré-sal”, enfatiza Bruno Moczydlower, coordenador do comitê técnico da Brazil Onshore 2011, realizada entre os dias 28 e 30 de novembro, em Natal (RN). Organizado pelo Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e pela Society of Petroleum Engineers (SPE), o evento reuniu os principais representantes do setor de óleo e gás voltados para a exploração e produção em terra.

Na área de exposições de 650 m2 da feira, estiveram 51 empresas, como Baker Hughes, Halliburton, Petrobras, Schlumberger, OGX, Frontier, Cameron e Wheatherford. As empresas compartilham o espaço

com fornecedores de equipamentos e empresas locais – de Mossoró/RN, da Bahia e de outros estados. Nos estandes de demonstração de produtos, credenciais técnicas e habilidades tecnológicas.

Na conferência, realizada simultaneamente ao evento, debates e palestras sobre viabilidade econômica de campos marginais, licenciamento ambiental de poços terrestres e temas técnicos, como automação da produção (smartfields), produção de óleo pesado em terra, tecnologias acessíveis para campos terrestres marginais, e reservatórios não convencionais.

“O evento foi uma grande oportunidade para levantar a discussão de como será o cenário das atividades terrestres (onshore) no país e investimentos futuros. Diversas companhias estão investindo em

seu portfólio exploratório terrestre e as primeiras descobertas já estão surgindo”, destacou Jacques Salies, presidente da Seção Brasil da SPE. Ele lembrou que, por ter custos mais baixos e menores complicações logísticas, “os campos em terra funcionam como um grande laboratório para tecnologias que serão posteriormente utilizadas em ambiente offshore”.

Atividade consolidada No Brasil, há 76 empresas trabalhando na exploração e produção de petróleo em terra, sendo 40 brasileiras e 36 estrangeiras, a maior parte delas pequenas e apenas com operação onshore.

De acordo com o relatório mensal da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em outubro, das 299 concessões, operadas por 26 empreTN Petróleo 81

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eventos ção dos 30 com maior produção de gás natural. Dos 8.966 poços produtores em outubro, 1.132 poços estão no Canto do Amaro, na Bacia Potiguar.

Capital onshore brasil ONSHORE em números Visitantes: 600 Sessões técnicas: 26 Painéis: 2 Congressistas: 400 Expositores: 50 sas distintas, 74 são marítimas e 225 são terrestres.

Embora o maior campo produtor de petróleo, Roncador, seja marítimo, é onshore o maior produtor de gás natural: Rio Urucu, na Bacia do Solimões. Os três campos terrestres com maior produção de petróleo e gás natural, em barris de óleo equivalente, em outubro, foram Rio Urucu, Leste do Urucu e Carmópolis (Bahia), respectivamente.

Os dois campos da Bacia de Solimões, que ocupam os dois primeiros lugares no ranking de maiores produtores de gás natural, também figuram entre os 20 maiores produtores em barris de óleo equivalente. E oito poços desses dois campos terrestres figuram na rela-

O evento, que se realiza a cada dois anos, contou este ano com o apoio local do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), que contribuiu para que o estado potiguar voltasse a sediar o evento. A última edição havia sido realizada em Salvador (BA).

“O Brasil comemorará, em breve, 70 anos de atividade petrolífera. Pelo menos a metade desta história tem a participação efetiva e bem-sucedida do Rio Grande do Norte, sendo que dos 3.551 poços norte rio-grandenses, 3.440 são terrestres. É justo e louvável que tenhamos trazido para cá o maior evento brasileiro deste segmento que ainda tem muito o que mostrar e produzir para o Brasil”, afirma Jean-Paul Prates, diretor-geral do Cerne e correspondente local do IBP para os estados do Rio Grande do Norte, Ceará e Paraíba.

Petrobras contrata 28 sondas Durante a abertura da Brazil Onshore 2011, Cristovam Penteado, gerente executivo de E&P Norte e Nordeste da Petrobras, informou que a estatal lançou recentemente uma concorrência para afretamento de 28 sondas de produção terrestre. Segundo ele, a concorrência deve substituir cerca de 30% da frota de equipamentos afretados da estatal, atualmente em 86 unidades. A licitação terá índice de conteúdo nacional de 75%.

“Existem muitos equipamentos que precisam ser fabricados no Brasil. A Petrobras quer alcançar o máximo de conteúdo nas nossas licitações”, disse Penteado, informando que antes de lançar a licitação, a companhia conversou com as

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empresas fornecedoras e está trabalhando para incentivar a construção de novas fábricas no Brasil.

“A ideia é que as empresas inicialmente se capacitem para a fabricação de sondas de produção para depois passarem a produzir sondas de perfuração, equipamentos considerados mais complexos”, ressaltou. A Petrobras está preparando também uma licitação para renovar sua frota de sondas terrestres para perfuração, mas a concorrência ainda não tem uma data definida para ir ao mercado.

No discurso de abertura, o secretário executivo do IBP, Alvaro Teixeira, também destacou a importância da realização da Brazil Onshore no Rio Grande do Norte: “Natal, por sua posição estratégica e pela infraestrutura adequada, continuará a ser o centro de inteligência dessas atividades. Além disso, é a capital do estado que ostenta a posição de maior produtor de petróleo em campos terrestres.”

Produção estratégica Na opinião do coordenador do comitê técnico da Brazil Onshore 2011, a descoberta do pré-sal tirou o foco da produção em campos terrestres no Brasil. Segundo Moczydlower, é necessário mais investimentos na produção em terra, principalmente em estados como o Rio Grande do Norte, onde estão mais de um terço dos poços produtores do país.

“Sem investimento, a produção dos poços cai entre 10% a 15% por ano. A produção em terra que vai gerar receita para se investir no pré-sal. Trata-se de pensar no futuro, mas preservar o presente. O pré-sal vai virar realidade, mas a realidade presente são os campos terrestres e os campos no mar. São eles que vão gerar receita para investir em várias áreas, incluindo o pré-sal”, afirma.

Moczydlower diz que a produção em terra é muito importante para a Petrobras, mas é ainda mais para as micro e pequenas produtoras de petróleo e prestadoras de serviço que não dispõem de recursos suficientes para investir em alto-mar. De acordo com ele, perfurar um poço em alto-mar pode custar entre dez e cem vezes mais que perfurar um em terra.

“O maior desafio ainda é a aquisição de novas tecnologias a custos mais competitivos. Como os volumes produzidos pelos campos terrestres são menores que os produzidos no mar, o lucro das empresas é menor.

Cobertura Brasil Onshore 2011 O preço dos equipamentos usados neste setor sobe quando o preço do barril de petróleo sobe. Mas quando o preço do barril cai, o preço dos equipamentos e materiais não cai. É uma luta manter os custos num patamar que viabilize nossos investimentos”, indica.

Vocação onshore De acordo com dados divulgados pela Petrobras, a produção de petróleo em terra no Rio Grande do Norte subiu de 52.643 barris dia para 53.913 barris, em outubro de 2011.

Atualmente, o estado ocupa o primeiro lugar na produção de petróleo em terra, com a extração de 61 mil barris diários.

Segundo Luiz Carneiro, gerente de Engenharia de Produção da unidade de operação Rio Grande do Norte/Ceará, a Petrobras tem investido entre R$ 1,6 a R$ 1,8 bilhão por ano no Rio Grande do Norte (projetos em mar e em terra).

O executivo indica ainda que só a injeção de vapor no Campo de Estreito já representa um incremento de cinco mil barris diários, o que leva a estatal a crer que com a conclusão das demais fases do projeto haverá um incremento ainda maior da produção.

E o gerente geral de Exploração e Produção da Petrobras no Rio Grande do Norte e Ceará, Joelson Falcão Mendes, garantiu que os investi-

mentos na produção e exploração de petróleo no Rio Grande do Norte não diminuirão com a execução do pré-sal, devendo se manter os investimentos na ordem de R$ 1 bilhão, iniciativa fundamental para a recuperação da produção terrestre no estado.

“O nível de investimento continuará significativo no Rio Grande do Norte porque o pré-sal terá investimentos adicionais, não havendo nenhum risco de qualquer prejuízo nem para as áreas terrestres nem para as áreas do mar”, disse Joelson.

Segundo ele, a implantação de novas tecnologias tem sido fundamental para a revitalização e desenvolvimento dos campos maduros.

IBP e UFBA lançam livro na feira O IBP e a Universidade Federal da Bahia (Ufba) lançaram no primeiro dia da Brazil Onshore 2011 o livro Manual do operador de produção de petróleo e gás.

A publicação é tradução da edição em inglês, da Comissão de Poços Marginais de Óleo e Gás de Oklahoma, adaptado à realidade dos campos marginais do Brasil.

Segundo o professor da Ufba, Doneivan Ferreira, a ideia do livro surgiu quando o Instituto de Geociências da universidade iniciou um trabalho no segmento onshore, quando foi criado um Grupo de Pesquisa Aplicada Multidisciplinar no Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) com especialistas do segmento, estudantes, pesquisadores, professores e uma forte interação com o setor (cadeia produtiva, órgãos reguladores, ICTs, órgãos de fomento à pesquisa, etc.).

“A estratégia foi identificar os gargalos e trabalhar para solucioná-los ou reduzi-los, segundo a seguinte lógica: pesquisa aplicada, solução, direcionamento para o mercado (Inovação) e criação de novos negócios (empreendedorismo e incubação)”, contou.

Para Nicolás Honorato, da RedePetro/ Bahia, que também colaborou no livro, há alguns gargalos técnicos e regulatórios quanto aos campos marginais no Brasil, mas o grande desafio enfrentado pelos campos onshore no país é vencer as reticências políticas que impedem a normalização das atividades de exploração e produção desenvolvidas por empresas independentes brasileiras.

James Revard, diretor executivo da Oklahoma Marginal Well Commission, e o professor da UFBA, Doneivan Ferreira.

Doneivan conta que apesar da criação de vários cursos de capacitação técnica, formação e especialização, havia uma demanda por material didático; e durante uma visita aos Estados Unidos, a universidade estabeleceu boa relação com a Comissão de Poços Marginais de Óleo e Gás de Oklahoma e resolveu publicar o livro. O Projeto Campo-Escola (Ufba/ANP) financiou a tradução, e o IBP a publicação e distribuição.

“Apesar de abrangente, o livro é bastante detalhado: são 848 páginas.

O trabalho foi longo e difícil, pois não envolvia apenas a tradução. Estivemos debruçados neste projeto por longos dias para trazer o material para o contexto brasileiro (regulação, cenário mercadológico, especificidades da lei trabalhista, etc.). Fizemos várias revisões, mas precisaremos do retorno dos leitores quanto a deslizes que acabaram passando despercebidos. Já estamos programando uma segunda edição revisada.

O professor concluiu que no Brasil ainda há muito espaço para publicações técnicas (em português) em numerosas áreas ligadas à atividade petroleira e que se tiverem apoio, com certeza continuarão por este caminho.

“O manual tem o objetivo de suprir uma demanda de material didático para os muitos cursos que estão sendo estabelecidos no país. Temos programas direcionados à capacitação técnica, mas não tínhamos um livro como esse. O manual trata em detalhe todas as atividades envolvidas no processo de produção, desde a extração até a comercialização do óleo especificado (incluindo segurança operacional, meio ambiente, manutenção, registro, etc.)”, complementa.

Segundo ele, o objetivo do manual nos EUA é capacitar o pequeno operador e, no Brasil, pode-se utilizá-lo nas escolas técnicas, universidades e nas empresas.

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Brasil e Canadá: parceria estratégica Por mais um ano o Consulado Geral do Canadá promoveu, paralelamente à Brazil Onshore, um workshop para debater o setor de óleo e gás onshore, com representantes brasileiros e canadenses. O objetivo do evento foi estreitar as relações entre os países e apresentar oportunidades de negócios neste setor. A parceria entre Brasil e Canadá é antiga e a expectativa canadense é continuar expandindo essa relação.

Em parceria com o governo de Alberta, a principal província produtora de petróleo do Canadá, e com a agência de crédito à exportação Export Development Canada (EDC), o encontro intitulado ‘Brasil-Canadá: Oportunidades no setor onshore’ foi realizado no Hotel Serhs Natal e contou com a presença de empresas canadenses, como Arktos, Brimnes Energy, Pason Sistemas de Perfuração, Hyduke Energy Services, Katch Kan, Kudu Industries, entre outras, e representantes brasileiros, como Petrobras, Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás Natural (Abpip), Rede Petro-RN e Sebrae-RN. Atrás somente da Arábia Saudita e da Venezuela, o Canadá é a terceira potência mundial em reservas comprovadas de petróleo. O país está entre os maiores produtores de óleo e gás do mundo, tendo ficado em sexto lugar no ano de 2010 – segundo o relatório anual da petrolífera britânica BP (British Petroleum). A maior parte da produção canadense é de poços terrestres, sendo cerca de 70% deles na província de Alberta.

Para o Canadá, o Brasil é um 68

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parceiro estratégico, e manter um intercâmbio entre as empresas dos dois países, principalmente no que se refere ao setor de petróleo e gás, é um de seus principais interesses.

De acordo com o cônsul geral do Canadá, Sanjeev Chowdhury, o consulado tem ajudado às companhias canadenses a estabelecer contatos com a indústria brasileira, programando missões no país e organizando eventos como o workshop realizado em Natal. “O consulado canadense também esteve

presente na Brazil Onshore com uma delegação de sete empresas em seu estande. Além disso, foi realizado um encontro de negócios, organizado pelo Sebrae-RN (Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas, seção Rio Grande do Norte), entre empresas canadenses e brasileiras na ocasião”, indicou.

O cônsul afirmou que o Canadá tem uma tradição muito forte em onshore tendo cerca de 80 mil poços em terra, sobretudo na província de Alberta.

Sanjeev enfatizou ainda a realização do Global Petroleum Show (GPS), maior feira de petróleo voltada

Cobertura Brasil Onshore 2011 para atividades terrestres do mundo realizada em Calgary e que em 2012 será realizada nos dias 12 a 14 de junho; e a International Pipeline Conference (IPC) que também é promovida a cada dois anos, e é um dos mais importantes eventos mundiais do setor dutoviário, que mais recebe brasileiros no país, em torno de cem por edição. A edição de 2012 será realizada nos dias 24 a 28 de setembro.

Mais especificamente sobre a região petrolífera do Canadá, a TN Petróleo conversou com o diretor de comércio e investimento do Ministério das Relações Internacionais de Alberta, Fabrício Lima. De acordo com Lima, a província de Alberta tem 170 bilhões de barris comprovados de reserva não convencional e 1,4 bilhão de convencionais. Sua produ-

ção gira em torno de 2 milhões, sendo que 1,5 bilhão de óleo não convencional e 500 milhões convencionais.

“Nossa indústria local é constituída por pequenas e médias empresas provedoras de produtos e serviços para o setor e somente em 2011 o número de poços perfurados em Alberta passou de 10 mil e a previsão é de superarmos isso em 2012”, afirmou. O executivo indicou ainda que na área de downstream, Alberta possui uma rede dutoviária “Alberta hub” de 412,555 km distribuindo óleo e gás para mercados no Canadá e Estados Unidos.

As empresas canadenses que fazem esse intercâmbio e vieram se apresentar ao Brasil,

em Natal, atuam em atividades como o transporte de sondas, cuidados necessários para evitar vazamentos de petróleo e gás, fabricação, reparo e distribuição de equipamentos para campos petrolíferos e suprimentos, fornecimento de compressores de campos petrolíferos, etc. A província canadense é referência no desenvolvimento de tecnologias capazes de aumentar o fator de recuperação de campos maduros em terra.

Na noite do segundo dia da Brazil Onshore, o Consulado Geral do Canadá no Rio de Janeiro promoveu uma recepção de negócios no Solar Bela Vista (Sesi), um edifício construído para ser um palacete residencial, com uma arquitetura no estilo neoclássico. A noite encerrou com show da banda Meirinhos do Forró.

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perfil profissional

Um engenheiro

movido a óleo e gás Com uma trajetória que vai do setor de infraestrutura até a indústria de óleo e gás, o engenheiro paulista José Eduardo Frascá Poyares Jardim leva uma vida agitada por conta da diversidade das atividades de que participa. Apaixonado pela engenharia civil, ele fala dessa profissão que o levou a incrementar grandes obras e por Maria Fernanda Romero empreendimentos emblemáticos no país.

Formado em engenharia civil, pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (Poli-USP), José Eduardo Jardim, 74 anos, possui especializações em estradas de rodagem, terraplenagem, pavimentação, obras de arte em concreto armado. Na indústria de petróleo, se especializou em exploração e produção, perfuração, montagem de dutos e perfuração direcional.

“Escolhi engenharia civil, pois ela está no meu DNA”, enfatizou. Apaixonado desde jovem, sempre admirou a oportunidade que a engenharia tem de concretizar o ato de planejar e o de materializar um projeto.

Jardim considera que iniciou sua carreira ainda como estudante, pois entrou na construção civil antes de se formar. Como sempre foi empreendedor, exerceu várias atividades, inclusive como corretor de imóveis. Entretanto, começou como diretor acionista na Companhia Potiguar de Perfurações, onde foi diretor até a aquisição da empresa pela Azevedo & Travassos Petróleo.

Sua experiência na Companhia Potiguar de Perfurações o levou a participar de várias obras na área de infraestrutura, inclusive a oportunidade de atuar junto à Petrobras na construção de dutos de transporte de óleo e gás. O executivo lembra que como a empresa não tinha experiência nessa área, tiveram que fazer uma joint-venture com uma empresa americana, e assim se credenciar para realizar a obra.

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Mais tarde, já devidamente credenciados pela Petrobras, realizaram o trabalho de execução de um trecho do Nordestão, duto que liga os estados do Rio Grande do Norte a Pernambuco.

Daí em diante, o processo evoluiu e apareceram várias oportunidades de a empresa participar de editais públicos, tendo como ápice a participação em contratos de risco para exploração de petróleo, realizados pela Petrobras.

Nesse momento, foi decidida a criação da Azevedo&Travassos Petróleo, da qual Jardim foi um dos idealizadores, atuou por 38 anos e chegou ao cargo de diretor superintendente. Ele ressalta que a companhia foi a primeira empresa brasileira a participar de um contrato de risco desse tipo com a Petrobras.

Carreira no óleo e gás – Em 1998, o engenheiro fundou a Intech Engenharia, onde assumiu o cargo de diretor superintendente. Ele foi ainda um dos cinco responsáveis pela fundação da Starfish Oil & Gas, constituída em 1999 por ex-executivos da Petrobras. Como acionista e dirigente, ocupou cargos de diretoria e depois foi presidente do conselho de administração, participando deste último até que a empresa fosse vendida para a Sonagol, em março de 2010.

Para Jardim, sua principal conquista foi ingressar na área de exploração e produção de óleo e gás no Brasil, o que proporcionou diversos desdobramentos profissionais em sua carreira, como oportunidades para a prestação de serviços de perfuração de poços de petróleo para exploração e produção.

O executivo relembrou com orgulho sua passagem pela Starfish que, segundo ele, tem

particularidades interessantes, pois foi a primeira genuinamente brasileira de exploração de petróleo: “Ela foi criada e começou como parceira da Petrobras na exploração de petróleo offshore no litoral de Santa Catarina, depois passou para exploração onshore, por meio de leilões da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), até tornar-se operadora.

Era esse status que ela detinha – operadora de blocos terrestres – antes de ser vendida”, conta.

Outra passagem marcante em sua trajetória profissional se deu foi quando foi coordenador da Comissão de Exploração e produção de Petróleo do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), e analisou e

Idade: 74 Principais cargos: diretor, vicepresidente e presidente Hobby: caminhar e praticar esportes (leves), reunir a família nos finais de semana na praia ou no campo, ou mesmo jantar em uma pizzaria Bom lugar para descansar: uma fazenda no Centro-Oeste do Brasil Livro: biografias Música preferida: brasileira dos anos 60 Um filme: clássicos do cinema europeu

acompanhou o projeto da nova Lei do Petróleo. Na ocasião pôde vivenciar um momento importante porque a experiência de quebra do monopólio de exploração de petróleo foi um marco.

Sobre seu trabalho atual, o engenheiro diz que a Intech Engenharia ocupa nichos que envolvem tecnologias, o que os motivou a buscar know-how estrangeiro em várias áreas. Começaram esse esforço com a perfuração horizontal direcional e nesse trabalho foram um dos pioneiros, trazendo para o Brasil a tecnologia da empresa francesa HDI. Ele informa que não só importam o know-how, mas o nacionalizam e o desenvolvem para condições locais. Jardim diz que seu principal objetivo como diretor superintendente da empresa é buscar e ocupar nichos em áreas em que as tecnologias ainda não estejam sendo desenvolvidas no Brasil. Dessa forma, a perfuração direcional, que começou na área de óleo e gás, já migrou para outros setores, como mineração, saneamento, telecomunicações e energia elétrica, além da prospecção de petróleo em reservatórios rasos.

Um dos projetos da empresa é manter-se na busca de novos desafios na área de perfuração direcional em áreas ainda não desenvolvidas no Brasil.

Uma delas é o aproveitamento de energia geotérmica. Frente a isso, Jardim comenta que a Intech está participando de um cluster de bioenergia, um grupo de empresas focadas no desenvolvimento do mercado de etanol e da cogeração de energia. Eles apostam nesta área motivados pela tendência de crescimento e de ocupação de uma participação de destaque na matriz energética brasileira, o que confirma TN Petróleo 81

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perfil profissional a vocação da empresa com a questão da inovação.

Outra área que o executivo listou foram as tecnologias de shore approach na área de perfuração direcional, na qual há poucas empresas realmente habilitadas a atuar. Segundo ele, há uma oportunidade grande de atuação, sobretudo por se exigir uma expertise de seguir à risca os requisitos de meio ambiente e realizar operações que respeitem as noções de sustentabilidade.

Sobre o atual mercado brasileiro, o diretor da Intech afirma que o Brasil vive um momento excepcional com a descoberta de jazidas de óleo e gás no chamado pré-sal e que é um desafio grande não apenas no que se refere à tecnologia, mas também pela abertura que ela possibilita de desenvolvimento da indústria nacional de petróleo e gás. “Nossa expectativa é que se possa aproveitar essa oportunidade de riqueza no offshore brasileiro para transformá-la em riqueza para o povo brasileiro”, pontua.

Dinamismo é seu segundo nome – E a história profissional de José Eduardo Jardim não para aí.

Além de hoje ser diretor superintendente da Intech, extremamente dinâmico, ele ainda é diretor presidente da Abrapet (Associação Brasileira dos Perfuradores

de Petróleo), vice-presidente da Abdib (Associação Brasileira de Desenvolvimento das Indústrias de Base) e engenheiro associado da SPE (Society of Petroleum Engineers) e do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Para Jardim, participar de associações é ter a disposição para se doar um pouco para uma classe e para seu país.

Há vários anos na presidência da Abrapet, associação que reúne as empresas brasileiras de perfuração de petróleo offshore e onshore, trabalha para consolidar esse mercado por meio da construção e operação de plataformas no mesmo nível de excelência em que atuam. “O que podemos dizer é que os associados têm tido um desempenho igual ou até melhor do que grande parte das empresas estrangeiras da mesma área”, complementa.

Na Abdib, atua no desenvolvimento da infraestrutura e participa como vice-presidente na

área de petróleo e gás, que tem por objetivo identificar os temas prioritários, propor sugestões para um bom desenvolvimento do setor, na atratividade de novos investidores, e na busca de condições isonômicas de competição para a indústria nacional do setor.

Ademais, é um associado da SPE desde 1986, entidade na qual recebeu prêmios em função do tempo de sócio efetivo. Foi presidente por duas ocasiões da seção brasileira da associação que reúne engenheiros especializados na indústria de petróleo em nível mundial e, em função dessa qualificação, possibilita o acesso ao conhecimento do que há de melhor nessa área, além do reconhecimento que a SPE desfruta no mundo todo.

Reconhecendo sua vida atribulada e agitada pela diversidade das atividades de que participa, Jardim, casado há 48 anos, diz que mesmo assim consegue conciliar os negócios com sua vida pessoal. O engenheiro acredita que teve muita sorte e boas oportunidades de viver momentos importantes do país e que sua carreira sempre foi uma busca por aprendizado. Apesar disso, acredita que tem muito a aprender e continua interessado em buscar coisas novas para trazer para nosso país, nacionalizando e melhorando tecnologias.

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Ano 3 • nº 19 • janeiro de 2012 • www.tnsustentavel.com.br

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

Concretizações inovadoras em 2012 Nesse último Caderno de 2011 e já primeiro de 2012, trazemos alguns destaques com sabor de balanço e esperança. Pensar no que foi sonho e virou conquista, ou mesmo no que não se concretizou, nos ajuda a analisar os fatos, perceber os erros e planejar o futuro.

Em entrevista exclusiva à TN Petróleo, Eduardo Santiago, gerente de relações internacionais da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), fala sobre a estrutura da norma ISO 26000, sua aplicação e seus impactos na economia brasileira após um ano de publicação e destaca também que a escolha do Brasil para compartilhar com a Suécia a presidência do comitê mundial para a construção da norma, que ocorreu por sermos o país que tem as melhores condições para liderar questões no âmbito de responsabilidade social. “O exercício da liderança ajuda a difundirmos a questão de responsabilidade social em nosso país”, acrescenta ele.

No âmbito empresarial, em destaque, a certeza de que o investimento em inovação para aprimorar as tecnologias que visem a sustentabilidade ambiental em produtos e serviços é aposta certa para o futuro dos negócios. O presidente da Shell no Brasil, André Araújo lembrou que com o crescimento da população mundial nos próximos 40 anos, que chegará a nove bilhões

de habitantes, a demanda por energia exigirá grandes investimentos por parte das companhias, e isso inclui investir em inovação. Pedro Luiz Fernandes, presidente regional da Novozymes para a América Latina, que está inaugurando um novo centro em P&D no Brasil, declara que as novas instalações e a maior capacidade de realizar pesquisas devem promover o crescimento de biocombustíveis avançados no Brasil. “Esse é um setor que cria empregos, fomenta o desenvolvimento de novas tecnologias, abre novas oportunidades de exportação para o Brasil e a América Latina e estabelece soluções sustentáveis essenciais para o mundo” E por fim, no artigo “Coleta e rerrefino: práticas sustentáveis”, nos mostra como as práticas de coleta e rerrefino de óleo lubrificante usado ou contaminado são percebidas hoje como um processo sustentável e cada vez mais importante no cenário mundial, por ser uma forma de preservar os recursos não renováveis como o petróleo e, devolver a utilidade ao produto, tornando-o nobre novamente.

Portanto, prezados leitores, 2011 nos soa, como o ano da conscientização e estamos torcendo para que 2012 seja o das concretizações inovadoras.

Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo

Sumário

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O futuro da energia solar no Brasil

Voo sustentável Pesquisa no

Seminário Nacional de Energia Solar

Honeywell Green Jet Fuel

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Brasil

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suplemento especial Entrevista especial: Eduardo São Thiago, gerente de Relações Internacionais da ABNT

ISO 26000:

diretrizes sobre responsabilidade social

TN Petróleo – A ISO 26000 é a primeira norma internacional de Responsabilidade Social.

Quando e como começou a ser desenvolvida?

Eduardo São Thiago – Ela começou a ser discutida em 2005 e foi elaborada por representantes de diversas stakeholders, de quase cem países desenvolvidos e em desenvolvimento. A ISO (Organização Internacional de Normalização) formou um grupo de trabalho de Responsabilidade Social para elaborar a nova norma, a qual foi publicada no início de novembro de 2010. O grupo teve a liderança do SIS (Instituto Sueco de Normalização) e da ABNT. Note-se que foi retirado o termo “corporativo” do título da norma, para não dar a conotação errada de que é somente relacionada às empresas, uma vez que a intenção é que seja aplicável por organizações de qualquer tipo ou tamanho.

Qual o objetivo da ISO 26000?

Quais são suas principais diretrizes?

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Foto: Divulgação

Publicada no final de 2010, a norma foi um marco histórico, não apenas pelo inovador processo de sua elaboração, como pelo seu conteúdo. Eduardo São Thiago, gerente de Relações Internacionais da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), fala sobre a estrutura da norma, sua aplicação e seus impactos na economia brasileira após um ano de publicação. por Maria Fernanda Romero

O objetivo é estabelecer um entendimento comum entre as práticas de responsabilidade social, para orientar as organizações no rumo de um desenvolvimento sustentável. São sete as suas principais diretrizes, que chamamos de ‘temas centrais’: governança organizacional, direitos humanos, práticas trabalhistas, meio ambiente, práticas operacionais justas, questões relativas ao consumidor, e envolvimento e desenvolvimento da comunidade. Ressalto que eles devem ser implementados de forma holística e integrada.

Qual sua importância? O que irá mudar com a norma?

A norma é importante porque tende a mexer com as práticas das organizações, orientando-as a aplicar práticas socialmente responsáveis e que contribuam para o desenvolvimento sustentável. É difícil estimar seu efetivo impacto, mas seguramente fará grande diferença na governança organizacional. Recentemente, tivemos uma reunião internacional aqui no Brasil e recebemos representantes de diversos países. Percebemos que há um esforço mundial de adoção da ISO 26000. Para dar um exemplo, só no Brasil, com o apoio da Petrobras, fizemos em 2011 inúmeros eventos no país todo para divulgar a norma.

A presidência do comitê mundial de construção da ISO 26000 foi compartilhada entre um país em desenvolvimento, o Brasil (coordenada pela ABNT), e um país desenvolvido, a Suécia (SIS, Instituto Sueco de Normalização), fato

que foi novidade no que se refere à liderança de um grupo de trabalho para a elaboração de uma norma internacional no âmbito da ISO. Por que o Brasil foi escolhido?

Fomos indicados em primeiro lugar como o país que tem as melhores condições para liderar questões no âmbito de responsabilidade social. Isso foi importante porque é o reflexo do trabalho que desenvolvemos durante anos. O exercício da liderança ajuda a difundirmos a questão de responsabilidade social em nosso país.

Qual a diferença da norma ISO 26000 em relação às outras, como as das séries 9000 (gestão da qualidade em negócios) e 14000 (meio ambiente)?

Consideramos a ISO 26000 a terceira geração de normas ISO. A ISO 9000 trazia uma visão mais econômica e significava que uma empresa possuía um sistema gerencial voltado para a qualidade; a ISO 14000 trazia uma visão econômico-ambiental e definia parâmetros e diretrizes para a gestão ambiental das empresas.

Já a ISO 26000 apresenta diretrizes de responsabilidade social e traz uma visão integrada, englobando as questões econômica, ambiental e social.

Como foi a participação dos diversos stakeholders?

O grupo de trabalho que elaborou a ISO 26000 teve a participação equilibrada de seis grupos de stakeholders: indústria, trabalhadores, consumidores, organizações não governamentais, governo, e outros. Desta forma, cada grupo pôde oferecer sua contribuição para que a norma pudesse de fato contemplar os pontos de vista de todas as partes interessadas e assim alcançar seu objetivo de tornar-se ferramenta que pudesse ser utilizada por organizações de todos os tipos e tamanhos, localizada em qualquer parte do mundo.

Qual a importância da adoção dessa ISO pelas empresas e outras organizações?

A responsabilidade social das organizações é muito importante.

Vivemos em um mundo em que a sustentabilidade é fator imprescindível e a responsabilidade social é a nossa resposta a este cenário, é ter uma relação ética com os diferentes públicos, com respeito aos direitos humanos; é garantir a diversidade, segurança, saúde e confiança nas relações de trabalho, etc. Acredito que a ISO 26000 é uma semente

que vai dar bons frutos, ela vai ajudar as pessoas e organizações a aderirem aos aspectos de sustentabilidade.

Quais os principais desafios em relação à gestão e o conceito de Responsabilidade Social Empresarial (RSE)?

A maior dificuldade é a mentalidade vigente, ainda muito relacionada ao aspecto econômico... Essa mudança leva tempo, só vai acontecer aos poucos. Outra dificuldade é a disparidade de realidades econômicas dos próprios países e também dentro deles. Por exemplo, no Brasil, temos realidades diferentes no Rio de Janeiro em comparação com o Nordeste e outras regiões.

O desafio é assegurar a relevância da ISO 26000 para encarar estas questões e também, por exemplo, para pequenas, médias e grandes empresas.

Como você definiria “uma gestão socialmente responsável”? É uma gestão que se preocupa em desenvolver os sete temas centrais da ISO 26000. Uma empresa consciente disso e que consiga traduzir estes temas em seus negócios pode considerar que sua gestão é socialmente responsável.

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Foto: Divulgação Shell

suplemento especial

O futuro da energia solar no Brasil

Os principais especialistas do setor de energia se reuniram no Rio de Janeiro, no Seminário Nacional de Energia Solar para debater as novas tecnologias e o futuro do mercado da energia solar no país. por Rodrigo Miguez

A

inda com pouca expressão na matriz energética brasileira, mas com grande potencial, o setor de energia solar foi palco de discussões com a participação de diversos agentes do setor energético brasileiro, que se uniram para propor ideias para o crescimento desse mercado no Brasil.

Um dos destaques do evento foi a Carta do Sol, documento que tem o intuito de fomentar a indústria da energia solar, através de incentivos fiscais e financiamento para empresas fornecedoras de equipamentos

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solares. O documento teve como inspiração a Carta dos Ventos da energia eólica, que ajudou a levar o setor a ter preços tão competitivos quanto a energia hidrelétrica.

O secretário Júlio Bueno, um dos idealizadores da carta, lembrou que o estado do Rio já saiu na frente na questão fiscal, desonerando equipamentos de energia solar e eólica do pagamento de ICMS. “Já há di-

versas empresas interessadas em investir e se instalar no Rio de Janeiro”, afirmou Julio Bueno.

Outra iniciativa lembrada na abertura do evento pelo secretário de Ambiente do Rio de Janeiro, Carlos Minc, foi o investimento do governo estadual na implantação de “escolas verdes”, com telhado solar. Inaugurado este ano, o Colégio Estadual Erich Walter conta com painéis solares, área para reciclagem

e reaproveitamento de água da chuva.

Segundo Minc, a ideia é que o projeto vá para mais 14 escolas.

Segundo Tito Angelo Lobão, especialista em Regulamentação da entidade, que palestrou no evento, a energia solar, tida como cara, tem alguns projetos de outorga em análise pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). “Temos seis solicitações para termossolares e 29 para fotovoltaicas. O interesse vem aumentando”, disse.

De acordo com Tito, a geração termossolar necessita de uma regulamentação para que sejam feitos leilões, o que fará com que o preço da energia baixe com o tempo. Hoje, o megawatt hora para uma usina fotovoltaica está em torno de R$ 500.

Uma das ideias citadas durante o Seminário de Energia Solar foi a criação de um sistema de compensação de energia no qual o consumidor

que gera energia solar e coloca na rede recebe, na conta, como benefício, créditos em KWh. A ação de eficiência energética teria validade de 12 meses.

Desenvolvimento tecnológico Na segunda parte do seminário, o desenvolvimento tecnológico da cadeia de energia solar foi alvo de grandes debates. Leônidas Andrade, diretor de Sistemas Fotovoltaicos, da Associação Brasileira de Eletroeletrônica (Abinee) afirmou que atualmente, junto à associação, existem 110 empresas no país ligadas de alguma forma ao setor solar. Para ele, é preciso que o Brasil tenha uma demanda robusta para que as empresas tenham segurança para investir no mercado.

“Queremos que se crie uma cadeia produtiva no setor fotovoltaico no país, afirmou Leônidas, que disse haver um projeto piloto no Rio Grande

do Sul para a fabricação de placas fotovoltaicas com tecnologia nacional.

O Ministério de Ciência e Tecnologia está construindo, em Pernambuco, a fase 1 do Centro Experimental de Tecnologias em Energia Solar, com investimentos de R$ 23 milhões. Feito em parceria entre a Chesf, a Cepel e a Universidade Federal de Pernambuco (Ufpe), o centro vai servir como local de testes de geração heliotérmica, através de cilindros parabólicos.

Para Eduardo Soriano, coordenador de tecnologia e inovação no Ministério de Ciência e Tecnologia, a energia solar é prioritária para o país e vai ganhar cada vez mais espaço nos próximos anos. A área de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação do Ministério está elaborando o Plano de Ciência, Tecnologia e Inovação (Pacti) que tem a energia solar como destaque e será implantado até 2015.

Shell: inovação para óleo e gás No fim do mês de novembro, a Shell promoveu um encontro para apresentar as novidades desenvolvidas pela empresa para o setor de petróleo, gás e biocombustíveis. Além dos representantes da Shell, membros da Coppe/UFRJ também mostraram seus estudos com as inovações para o setor.

O presidente da Shell no Brasil, André Araújo, lembrou que com o crescimento da população mundial nos próximos 40 anos, que chegará a nove bilhões de habitantes, a demanda por energia exigirá grandes investimentos por parte das companhias, e isso inclui investir em inovação. O executivo ressaltou que investir em fontes renováveis de energia é primordial para a garantia de energia para as gerações futuras. “Precisamos de energia, e uma energia cada vez mais limpa. Por isso, investimos fortemente em inovação tecnológica”, afirmou.

Tida como a menina dos olhos da companhia petrolífera no Brasil, o Parque das Conchas é um exemplo do uso da inovação pela empresa. Com três campos, nove poços de produção e um poço injetor de gás, o bloco BC-10 foi o primeiro projeto com todos os campos de produção com separação de óleo e gás.

Fora do Brasil, a Shell também está investindo em novas tecnologias, como na conversão do gás em produtos líquidos, usados em combustíveis para aquecimento, transportes e lubrificantes. No Qatar, a empresa construiu a maior planta do mundo de conversão de gás para líquidos, chamada Pearl GTL. Outra solução que está sendo construída na Austrália pela companhia é a Prelude FLNG, a primeira e maior unidade flutuante do mundo para conversão de gás para líquido.

O GTL (gas to liquid) é visto por muitos especialistas como uma das novas opções de combustível para o futuro, pois é uma solução tecnológica para as restrições de queima de gás. No mundo, além da planta

da Shell no Qatar, existem projetos de GTL na África do Sul e na Malásia.

Para o Roberto Schaeffer, professor do Programa de Planejamento Energético da Coppe/ UFRJ, as perspectivas para o futuro do setor de energia no Brasil são muito positivas e com foco nos combustíveis renováveis. Segundo ele, o gás natural e as fontes alternativas serão os setores que mais serão demandados até 2050, e para isso será essencial o investimento em inovação. “A inovação terá papel fundamental no futuro da matriz energética brasileira”, afirmou.

De acordo com o especialista, a era dos combustíveis fósseis está longe de acabar, mas, desses combustíveis, o que irá se destacar é o gás natural, pois, segundo ele, terá papel importante na descarbonização dos países campeões de liberação de CO2 na atmosfera.

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suplemento especial

Voo sustentável A

UOP LLC, empresa da Honeywell, anunciou em novembro que o Honeywell Green Jet Fuel™, produzido com a tecnologia de processos da UOP, está abastecendo a rota da Aeroméxico entre a Cidade do México e San José, na Costa Rica, marcando um dos primeiros usos de combustível renovável no serviço diário de voos para passageiros.

A Aeroméxico começou a utilizar o Green Jet Fuel produzido pela UOP da Honeywell em sua rota regular que liga a Cidade do México à Costa Rica, como parte de seu projeto Green Flights, desenvolvido para reduzir a emissão de gases que geram efeito estufa. O Boeing 737-700 operado pela companhia, que transporta até 124 passageiros, usará uma mistura de 15% de Green Jet Fuel feito do vegetal não comestível camelina e combustível à base de petróleo.

A Agência Mexicana de Aeroportos e Serviços Auxiliares (ASA) faz a mistura de Green Jet Fuel com o combustível à base de petróleo.

A agência também desenvolveu o Plano de Voo na Direção dos Biocombustíveis para a Aviação Sustentável no México, que se concentra em identificar e analisar os elementos da cadeia de produção de biocombustíveis para a aviação no México.

“Essa rota comercial regular abastecida pelo Honeywell Green Jet Fuel é um enorme passo para o estabelecimento do mercado de biocombustíveis para aviação e o uso generalizado desses combustíveis”, disse Jim Rekoske, vice-presidente e gerente geral da área de energia renovável e produtos químicos da Honeywell UOP. “Com a adição dessa rota, a

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Fotos: Divulgação

Honeywell Green Jet Fuel abastece rota comercial regular da Aeroméxico

Aeroméxico e a ASA estão ajudando a tornar realidade as viagens aéreas ecologicamente mais limpas a partir de fontes de energia não fósseis.”

De acordo com a ASA, a aviação mexicana espera que os biocombustíveis representem 1% do combustível usado no México até 2015 e 15% até 2020.

A rota de biocombustíveis da Aeroméxico vem na esteira de vários voos comerciais em todo o mundo.

A companhia realizou o primeiro voo comercial transatlântico da Cidade do México até Madri em agosto passado, usando o Green Jet Fuel produzido pelo processo Honeywell UOP. Além disso, a Iberia Airlines, em parceria com a companhia petrolífera espanhola Repsol, usou o Green Jet Fuel feito de camelina para um voo entre Madri e Barcelona no início de outubro. Para os dois voos, a ASA produziu a mistura do biocombustível com combustíveis à base de petróleo para fornecer o produto utilizado para abastecer os aviões.

A tecnologia de processos UOP da Honeywell produz o Green Jet Fuel a partir de óleos naturais e resíduos. O combustível cumpre todas as especificações para voos e, quando usado em uma mistura de 50-50 com combustível derivado do petróleo para aviação, é um substituto que

não requer nenhuma alteração na aeronave nem no motor.

Até agora, o Honeywell Green Jet Fuel foi utilizado em mais de 20 voos – incluindo testes e reais – em plataformas comerciais e militares.

Em cada voo, o biocombustível se saiu tão bem quanto os combustíveis tradicionais à base de petróleo, se não melhor. O combustível recebeu aprovação da ASTM para voos comerciais em julho de 2011.

A UOP, da Honeywell, é reconhecida por ser líder global em tecnologia de processos que converte matérias-primas de petróleo em combustíveis e produtos químicos. A companhia está desenvolvendo e licenciando uma variedade de processos para produzir combustíveis verdes a partir de matérias-primas naturais.

Em 2007, a UOP comercializou o processo UOP/Eni Ecofining™ para produzir o combustível Honeywell Green Diesel™ a partir de óleos naturais e resíduos. Em 2008, a UOP formou a joint venture Envergent Technologies LLC com a Ensyn Corp. para oferecer tecnologias que convertem biomassa de resíduos sólidos, como resíduos florestais e agrícolas, em energia térmica renovável e combustíveis para transporte.

Glow Solutions entrega solução para base na Antártica Fotos: Divulgação

Novo sistema de abastecimento para estação brasileira está em fase de testes

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Glow Soluções Técnicas Indústria e Consultoria, empresa genuinamente brasileira, é a responsável por fabricar e montar o novo sistema de abastecimento de diesel da Estação Antártica Comandante Ferraz.

O sistema, que levará 450 toneladas de óleo diesel diretamente de um navio não ancorado para os tanques em terra, permitirá que o abastecimento seja feito em um ou dois dias e de forma segura, tanto para o meio ambiente quanto para o pessoal envolvido. Este projeto foi viabilizado graças a um acordo de cooperação entre a Comissão Interministerial para Recursos do Mar (Cirm) e a Petrobras, com os fundos sendo gerenciados pela Fundação de Apoio à Universidade do Rio Grande (Faurg).

De acordo com Ricardo Henrique Castrioto F. Mello, diretor presidente da companhia, o procedimento acontecerá da seguinte forma: “A embarcação estará a uma média de 400 m do litoral. Um mangote é lançado ao mar dividido em oito tramos de 120 m, formando uma extensão de 960 m de mangote linear, ten-

do como objetivo ligar os tanques existentes atualmente na estação ao navio. Por essa conexão passará o óleo que abastecerá a base por pelo menos oito meses.”

Esse sistema de mangote foi concebido trabalhando a ‘meia água’, sendo sustentado por boias e liberando a passagem de blocos de gelo. Além disso, o sistema conta com um cabo ligado às conexões dos tramos que servem como guia principal para todo o mangote, livrando-o de qualquer efetiva carga de tração, mantendo-o livre de tensões significativas.

A duração deste abastecimento está prevista para cerca de dez horas, tendo uma vazão de 46 m³/h, reduzindo dessa forma a quase zero a possibilidade de impactos ambientais. Hoje, esta operação é feita por balsa e pode durar até 15 dias, a depender das condições climáticas.

“Este sistema é pioneiro no mundo e abre perspectivas de melhora na logística para todas as bases situadas em ambos os polos. O projeto foi supervisionado por especialistas multidisciplinares, e todo o abastecimento será escoltado por uma equipe pronta para qualquer imprevisto”, afirma Castrioto.

“Foi um grande desafio, em função de sua característica multidisciplinar, que por sua vez se encaixou perfeitamente na filosofia das soluções dadas pela empresa no dia a dia. A grandeza pode ser norteada a partir dos segmentos envolvidos, entre eles conhecimento de navegação, operação de navios, operação portuária, movimentação e logística de cargas, calderaria, mecânica, hidráulica de alta e baixa pressão, segurança do trabalho e segurança ambiental”, concluiu o executivo.

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suplemento especial

Novozymes investe em pesquisa no Brasil No final dE novembro, a Novozymes, líder mundial em bioinovação, inaugurou seus novos laboratórios de Pesquisa & Desenvolvimento e as novas instalações de Soluções para Clientes, em Araucária, no Paraná, a fim de expandir sua atuação no Brasil. O novo centro deve consolidar pesquisas em vários setores, com aplicações em áreas como panificação, agricultura e limpeza doméstica. O foco inicial será em bioenergia.

“As novas instalações e a maior capacidade de realizar pesquisas devem promover o crescimento de biocombustíveis avançados no Brasil, um setor que cria empregos, fomenta o desenvolvimento de novas tecnologias, abre novas oportunidades de exportação para o Brasil e a América Latina e estabelece soluções sustentáveis essenciais para o mundo”, disse Pedro Luiz Fernandes, presidente regional da Novozymes para a América Latina.

Brasil: líder global em inovação de biocombustíveis – O Brasil figura entre os principais produtores mundiais de canad e - a ç ú c a r, b i o c o m b u s t í v e i s e veículos bicombustíveis (flex), áreas com perspectivas de crescimento global nos próximos anos. Cerca de 90% dos veículos fabricados no Brasil são equipados com motores bicombustíveis altamente eficientes, que operam com gasolina e etanol combustível.

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Foto: Divulgação

Empresa de bioinovação inaugura laboratórios de P&D no Brasil

O país espera dobrar a produção de etanol até 2020 para atender à crescente demanda doméstica e aos mercados internacionais.

Estudos da Novozymes indicam que o uso do bagaço e da palha da cana-de-açúcar pode duplicar o volume de etanol produzido dentro da mesma área plantada.

E já está colaborando com algumas das principais empresas da área na América Latina, como Dedini, Cetrel, CTC (Centro de Tecnologia Canavieira) e Petrobras, a fim de realizar pesquisas e comercializar biocombustíveis avançados no Brasil.

Forte compromisso com a rede global de P&D da Novozymes – O novo centro de pesquisa representa uma grande expansão da Novozymes no Brasil, aumentando

seu quadro de funcionários em cerca de 10% e agregando novas competências à equipe atual, que atua nos departamentos de produção, administração, vendas, atendimento ao cliente e sustentabilidade.

A Novozymes conta com oito centros de P&D localizados globalmente (dois nos Estados Unidos e outros na Inglaterra, Dinamarca, Índia, China, Japão e Brasil). Cada um desses centros representa um conjunto específico de habilidades e competências, interligados por sistemas globais de gestão do conhecimento e de projetos. Anualmente, a Novozymes realiza investimentos significativos em P&D – em média, 14% das receitas globais de vendas.

Assim, o novo centro de pesquisa brasileiro integrará uma rede corporativa global e sólida.

O Banco do Brasil, em parceria com a Secretaria Especial de Desenvolvimento Econômico Solidário da Cidade do Rio de Janeiro (Sedes) e o Serviço de Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae), inauguraram no dia 19 de novembro, a Loja da Rede de Economia Popular Solidária (Rio EcoSol), que funcionará no quiosque do banco, na Praia de Copacabana.

A Loja Rio EcoSol abrigará a exposição e venda de produtos produzidos por mais de cem empreendimentos populares do Rio de Janeiro. Os produtos são em sua maioria artigos de decoração, acessórios e utilitários criados por artesãos oriundos de diversas comunidades, como: Cidade de Deus, Cantagalo, Pavão/ Pavãozinho, Morro Dona Marta e dos Complexos do Alemão e da Maré.

Foto: Divulgação

Banco do Brasil inaugura loja de produtos sustentáveis em Copacabana

O quiosque do Banco do Brasil conta também, todos os sábados e domingos, com shows e oficinas musicais abertas ao público. O espaço também oferece, gratuitamente, aos

donos de quiosques da orla carioca uma série de cursos de capacitação, tais como reciclagem de resíduos, gestão de fluxo de caixa e estoques, associativismo e cooperativismo.

A demanda mundial por motores com baixa emissão de CO2 tem crescido, sobretudo na América do Norte e Europa. Alinhada a esta demanda comercial, a Allison Transmission, líder na produção de transmissões automáticas para veículos e de sistemas híbridos de propulsão para ônibus urbanos, comemora sua unidade de número 5.000 do H 40/50 EP, sistema híbrido destinado para ônibus e veículos comerciais – tanto para o trânsito urbano quanto para os que fazem interligação entre cidades.

Entre os diferenciais do sistema estão a redução do consumo de combustível, o baixo nível de emissões de gases, economia no sistema de freios de serviço, e o silêncio da propulsão pela energia das baterias quando ela se une à potência gerada pelo motor durante o trajeto. “A empresa vem equipando veículos híbridos desde 2001, acumulando cerca de 630 milhões de quilômetros rodados. Isso comprova a confiabi-

Foto: Divulgação

Cinco mil sistemas híbridos para veículos

lidade, durabilidade e desempenho do nosso sistema H40/50 EP”, diz Lawrence E. Dewey, CEO da Allison Transmission. “A produção da nossa transmissão híbrida de número 5.000 é um marco para a indústria como um todo”, complementa.

A companhia estima que, até outubro de 2011, todos os veículos equipados com seu sistema híbrido de propulsão tenham economizado em torno de 77 milhões de litros de diesel, evitando a emissão de quase

204,9 milhões de toneladas métricas de CO2 na atmosfera.

A empresa, que trabalha suas pesquisas nas tecnologias híbridas em série ou paralelo, tem expertise reconhecida pelo presidente norte-americano Barak Obama, que visitou a planta de Indianópolis juntamente com o secretário dos Transportes Ray LaHood.

O sucesso obtido levou a empresa a desenvolver uma nova família de produtos, entre eles o H 3000. Esta tecnologia é voltada para os caminhões e para aplicações em modelos comerciais médios. A Allison foi distinguida em 2009 com o American Recovery and Reinvestiment Act (Arra), do Departamento de Enegia, recebendo o financiamento de parte dos custos desse novo programa.

O início da produção do sistema H 3000 está previsto para 2013. Outro membro da nova família de produtos híbridos é o H 4000, que deverá entrar em produção em 2014.

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suplemento especial

Referência em biocombustíveis e exemplo de país com matriz energética equilibrada, o Brasil está em sexto lugar no ranking dos maiores emissores de gases de efeito estufa mundial. Cinco países são responsáveis por mais da metade de todas as emissões de carbono liberadas na atmosfera. São eles: China, Estados Unidos, Índia, Rússia e Japão. Logo em seguida estão Brasil, Alemanha, Canadá, México e Irã.

A lista foi divulgada durante a Conferência Climática da ONU, COP 17, em Durban, na África do Sul, no dia 1º de dezembro. Responsável pelas análises, a empresa britânica Maplecroft aponta que a grande quantidade de países emergentes nas primeiras colocações deve-se, também, à velocidade com que estas nações têm se desenvol-

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

Brasil é o sexto país que mais polui

vido e como isso tem multiplicado os níveis de poluição.

As medições foram feitas em megatoneladas de CO2-e, que consiste na junção do gás carbônico com outros gases que armazenam

calor, como o metano, emitido principalmente por causa do lixo, e o óxido nitroso. A China foi responsável por 9.441 megatoneladas de CO 2-e, enquanto o Brasil emitiu 1.441 megatoneladas.

O uso de combustíveis fósseis ainda é a principal causa das emissões de gases de efeito estufa. Mesmo que as energias renováveis venham ganhando espaço, o petróleo e o carvão ainda são as principais fontes em muitos países.

Apesar de haver negociações e acordos pela redução das emissões, esse objetivo não deve ser alcançado rapidamente, avalia o analista Chris Laws, da Maplecroft. “É improvável que a tendência de aumento das emissões de gases de efeito estufa seja mitigada em médio e longo prazos”, declarou.

Plano para estimular produção e consumo sustentáveis O governo vai ampliar a integração das políticas ambientais e de desenvolvimento do país. A decisão foi anunciada pela ministra do Meio Ambiente, Izabella Teixeira, que lançou o Plano de Ação para Produção e Consumo Sustentáveis (PPCS). A ideia, segundo ela, é estimular a participação dos cidadãos em todas as ações que visam ao desenvolvimento sustentável e à defesa do meio ambiente.

A ministra acrescentou que o plano vai contar com a participação de vários setores do governo, empresários, organizações não governamentais (ONGs) e cidadãos. O objetivo é incentivar a produção mais eficiente e o consumo responsável.

“Um dos objetivos do plano é o uso de bens e serviços que atendam às necessidades básicas, proporcionando melhor qualidade de vida, enquanto minimizam os danos ao 82

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meio ambiente”, disse a ministra, informando que o plano reúne vários programas já em andamento.

Educação para o consumo sustentável, construções sustentáveis, agenda ambiental na administração pública, varejo e consumo sustentáveis, compras públicas sustentáveis e aumento da reciclagem de resíduos sólidos são as prioridades inicialmente apontadas na versão preliminar do plano, colocada em consulta pública em setembro de 2010.

A execução do programa inclui a assinatura de pactos setoriais com empresas e entidades de classe, além de campanhas educativas para mobilizar os consumidores. As prioridades são o consumo sustentável no setor varejista e o fortalecimento do sistema de compras públicas sustentáveis, para estimular o mercado a produzir bens e serviços com base em critérios ambientais.

O plano estabelece metas quantitativas e qualitativas, de acordo com o definido por todos os parceiros, além de diversas ações de governo que foram incorporadas

às metas para o período de 2012 a 2015. A proposta servirá de base para as ações do governo, do setor produtivo e da sociedade que direcionam o Brasil para padrões mais sustentáveis de produção de consumo, segundo a ministra. “É cada vez mais urgente a consciência e a colaboração de todos para o combate ao aquecimento global”, diz Ana Maria Wilheim, diretora executiva do Instituto Akatu, que integra o Comitê Gestor do Plano. “O plano não estrutura apenas ações governamentais, por isso, buscou contemplar as contribuições de todos os setores da sociedade brasileira. Ao executar as ações propostas, o Brasil estará contribuindo para tirar o planeta do cheque especial em que vivemos, já que, hoje, consumimos 50% a mais do que o planeta é capaz de repor e absorver”, alerta Ana Maria.

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suplemento especial

Planta Flex vai produzir etanol de milho no Mato Grosso

O l ançamento da pedra fundamental da nova usina foi realizado no final de novembro.

O projeto, que envolveu entidades de toda a cadeia produtiva do milho na região, conta com a assessoria técnica da Novozymes Latin America, líder mundial na produção de enzimas.

Com a tecnologia das plantas do tipo Flex desenvolvida e aplicada pela Novozymes, o Brasil passará a integrar o grupo dos países que produzem etanol de cereais. Nos Estados Unidos, que exporta etanol para o Brasil, o milho já é utilizado para produzir cereais há mais de uma década, enquanto na Itália e na China as matérias-primas são, respectivamente, o capim elefante e o arroz. A Usimat foi uma das empresas que participou em setembro passado de um seminário promovido pela Novozymes, na Argentina, para incentivar os produtores da América Latina a investirem em plantas flex.

“O projeto das plantas flex tem por objetivo oferecer uma opção rentável e eficiente para que os produtores possam aproveitar o excedente do milho para produzir etanol nos períodos de entressafra da cana-de-açúcar.

O interessante do milho é que você pode armazená-lo por até um ano”, explica Mário Cacho, gerente de vendas para a indústria da Novozymes. Cacho é 84

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Fotos: Banco de Imagens Stock.xcng

A cidade de Campos de Júlio, na microrregião do Parecis, no oeste do Mato Grosso, vai abrigar a primeira Planta Flex do Brasil: a Usimat Flex, usina que, além de manter a atual produção de etanol de cana-de-açúcar, passará a produzir etanol de milho a partir de fevereiro do ano que vem.

quem assessora o projeto da Usimat Flex. O atendimento pré e pós-venda de enzimas, usadas na produção de etanol de primeira e segunda geração, faz parte da filosofia da empresa nas soluções que oferece aos clientes.

Nova alternativa – O prefeito de Campos de Júlio, Dirceu Martins Comiran, avalia que “a produção de etanol de milho vai ajudar a melhorar os preços do produto e ainda gerar uma ração animal de alto valor proteico para o gado de confinamento”.

Segundo o diretor da Usimat

Flex, Sérgio Barbieri, em fevereiro e março do ano que vem a planta vai processar as primeiras toneladas de milho. Entre março e dezembro de 2012, a usina voltará a produzir apenas etanol de cana-de-açúcar e, a partir de 2013, passará a processar simultaneamente milho e cana.

Barbieri espera recuperar o que investiu na usina em cinco anos com a venda do etanol de milho como combustível automotivo.

A produção de etanol de milho dará uma nova alternativa de mercado aos produtores de milho

sileira dos Produtores de Soja (Aprosoja), Glauber Silveira da Silva, que também representa os produtores de milho. Ele estima que cerca de cinco mil produtores serão beneficiados no Mato Grosso quando usinas como a Usimat Flex entrarem em operação. “É uma iniciativa pioneira que certamente será copiada”, prevê.

“O etanol de milho será um regulador de mercado, ajudará a manter o equilíbrio de preços”, destaca o presidente do Sindicato Rural de Campos de Júlio, Ademir Rostirolla. Ele conta que tanto o sindicato quanto a Aprosoja

participaram de uma pesquisa para a implantação de uma usina de álcool de milho com o apoio da Cooperativa Agroindustrial do Parecis (Coapar). “O nosso projeto mostrou-se inviável”, conta.

Mais tarde, com a orientação da Sipal Indústria e Comércio (empresa de logística de cereais que atua no Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e Paraná), a Usimat procurou a assessoria técnica da Novozymes Latin America para a implantação da planta flex. “A Usimat Flex é a concretização de um anseio de toda a nossa comunidade”, conclui Rostirolla.

Comunidades extrativistas do Amapá são apoiadas pela Petrobras Comunidades tradicionais da Reserva Extrativista do Rio Cajari (Resex), no Amapá, participam do Projeto Carbono Cajari, iniciativa que envolve 1.380 pessoas, em 13 comunidades e 300 castanhais. Patrocinado pelo Programa Petrobras Ambiental, o projeto receberá R$ 3,7 milhões para combater o aquecimento global e a emissão de gases poluentes através de compensação ambiental por meio de empresas de médio e grande porte.

“Hoje já somos capazes de capturar carbono e transformá-lo em benefício para o mundo todo. Isso é uma valorização do ativo florestal”, explica a diretora do Instituto Estadual de Florestas do Amapá (IEF), Ana Euler. O IEF é um órgão vinculado ao governo do estado e será responsável pelo mapeamento dos castanhais nas 13 comunidades, que se encontram nos municípios de Laranjal do Jari, Vitória do Jari e Mazagão. O trabalho de campo começa em dezembro, com a participação de 20 alunos de escolas e universidades do estado.

Os recursos da Petrobras também serão utilizados para a compra de maquinário e equipamentos, conserto de máquinas e na construção

de fábricas de beneficiamento da castanha. O extrativista Joaquim Belo, coordenador do projeto, afirma que isso ampliará a infraestrutura de quem trabalha na região. “Vai aumentar a produção e melhorar o armazenamento. Além disso, vamos manter a floresta no lugar e evitar que ela se transforme em uma roça, contribuindo para a qualidade de vida no planeta”, destaca Belo.

O Projeto Carbono Cajari foi dividido em cinco Núcleos Comunitários de Referência (NCR), que incluem o mapeamento dos castanhais para quantificação da produção e do potencial de emissões evitadas; fixação de carbono através da expansão da população de castanheiras nas áreas de roçado; melhoria da infraestrutura e processo de coleta, armazenamento, beneficiamento e transporte da produção; capacitação ambiental, produtiva e gerencial e capacitação e treinamento gerencial administrativo-financeiro.

A expectativa é de que o projeto se consolide entre as comunidades e tenha impactos positivos ao longo dos anos para os castanhais, que são hoje a principal fonte de geração de renda para toda a região. Segundo

Foto: Divulgação

do Mato Grosso, que hoje sofrem as consequências do alto custo de escoamento do produto devido à distância dos portos. Das oito milhões de toneladas de milho que o Mato Grosso produz por ano, cerca de 50% torna-se excedente de produção. Distante cerca de mil quilômetros de Porto Velho e a mais de 2,5 mil km dos portos de Santos e Paranaguá, o milho da região de Campos de Júlio tem alto custo de transporte.

“Hoje, de cada duas safras de milho transportadas, uma vai para pagar o transporte”, ressalta o presidente da Associação Bra-

o pesquisador da Embrapa Amapá, Marcelino Guedes, as informações geradas por pesquisas inseridas na realidade local, que são realizadas na região desde 2005, foram muito importantes para a elaboração e a aprovação do projeto.

A consciência da necessidade de ações para diminuir os gases do efeito estufa foi estabelecida em 1997 entre os países que firmaram um acordo assinado no Japão, conhecido como Protocolo de Kyoto. A partir dele foi proposta a possibilidade de compensar financeiramente iniciativas que contribuíssem para a diminuição da poluição do ar.

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V&S Ambiental investe em filial no Rio de Janeiro Com foco na expansão e de olho nas oportunidades, a V&S Ambiental, empresa baiana de engenharia ambiental investe em filial no Rio de Janeiro. Dando mais um importante passo no seu plano estratégico de ampliação de mercado e fortalecimento de marca, a empresa inaugura em setembro de 2012 a sua filial na capital fluminense.

“Há mais de um ano estamos trabalhando com foco na expansão. Saltamos da Bahia direto para Angola, onde já estamos bem posicionados, e agora, em paralelo a essa conquista internacional, queremos também consolidar a nossa marca em nível nacional”, conta Maria Bernadete Vieira, diretora técnica e sócia da empresa.

Ela explica que, embora já tenha uma atuação nacional, com clientes espalhados em todos os Estados, a V&S sempre teve uma expressão maior em nível regional.

Mas isso vem mudando, na medida em que foram atendendo a clientes de grande expressão, como a Odebrecht, Foz do Brasil, Neoenergia, Rio Tinto Minerals, dentre outros.

Em 2012 a companhia completa 20 anos de atuação.

Sustentabilidade Segundo a executiva, a consolidação da V&S na região Sul e Sudeste, através da sua nova filial no Rio de Janeiro, visa não só os grandes eventos como a Copa do Mundo e as Olimpíadas, mas outros projetos importantes, como o pré-sal. “As negociações de obras para os eventos esportivos estão em andamento. Estamos articulando junto com nossos parceiros a implementação de uma nova forma de gestão ambiental nestes empreendimentos, com forte viés para a sustentabilidade”, revela Bernadete.

Ela enfatiza que sustentabilidade e responsabilidade socioambiental são conceitos que estão pesando bastante nas to-

madas de decisões estratégicas das grandes empresas, como a V&S Ambiental. “A aplicação dos conceitos de sustentabilidade, através de novas pesquisas e investimentos, vem se dando de formas cada vez mais criativas e também mais acessíveis, significando muitas vezes em redução de custos. Então pergunto: Por que não ser sustentável?”, questiona a técnica.

Assim, diante de um mercado tão promissor, a V&S vem investindo alto em pesquisas e treinamento, para desta forma, aliar a experiência de quase 20 anos em gestão ambiental às novas práticas sustentáveis. “As expectativas são as melhores e nós não estamos medindo esforços naquilo que acreditamos vir a representar a consolidação nacional definitiva da empresa”, finaliza Bernadete.

Caixa assina os primeiros contratos de crédito de carbono A Caixa Econômica Federal assinou em dezembro os primeiros contratos de comercialização de Redução Certificada de Emissões (RCE), resultando na negociação de 3 milhões de toneladas em crédito de carbono. Um dos contratos, assinado com a empresa de Saneamento e Energia Renovável do Brasil (Serb), beneficiará o projeto do maior aterro sanitário da América do Sul: a Central de Tratamento de Resíduos Santa Rosa, no município de Seropédica (RJ), que deverá receber os resíduos do Rio de Janeiro, após o encerramento do aterro controlado no Jardim Gramacho, em Duque de Caxias (RJ).

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Na ocasião, também foram assinados contratos com as empresas Ecopesa Ambiental, para o projeto da Central de Tratamento de Resíduos Candeias, no município de Jaboatão dos Guararapes (PE), e com a empresa CTR Alcântara, para o aterro Itaoca e a Central de Tratamento de Resíduos São Gonçalo, ambos no município de mesmo nome, no Rio. A negociação de contratos de RCE é fruto do acordo de compra e venda de Emissões Reduzidas, firmado entre a Caixa, o fundo Carbon Partnership Facility (CPF) e o Banco Mundial, no dia 5 de dezembro. A partir deste

acordo, a Caixa se tornou a única instituição no Brasil autorizada pelo Banco Mundial para intermediar recursos do CPF. Pela parceria, além de disponibilizar recursos para redução dos principais impactos sociais e ambientais, a Caixa passa também a fomentar operações de financiamento, por meio das receitas de crédito de carbono, e estimular o segmento de Resíduos Sólidos Urbanos, já que, para se obter a garantia do crédito, será necessária a preparação e entrega de projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL).

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Coleta e rerrefino:

práticas sustentáveis

As práticas de coleta e rerrefino de óleo lubrificante usado ou contaminado são percebidas hoje como um processo sustentável e cada vez mais importante no cenário mundial, por ser uma forma de preservar os recursos não renováveis como o petróleo e, devolver a utilidade ao produto, tornando-o nobre novamente.

A

Thiago Luiz Trecenti é diretor-geral da Lwart Lubrificantes, engenheiro mecânico pela Faculdade de Engenharia Industrial (FEI), com pós-graduação em Finanças e Controladoria pela Fundação Getúlio Vargas (FGV-RJ). Assumiu o cargo na Lwart Lubrificantes em 2009, depois de ter atuado como gerente geral em 2008, coordenador de novos projetos em 2007 e engenheiro pleno da fábrica em 2004.

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lguns fatores têm contribuído para tornar o rerrefino mais conhecido e para conscientizar o mercado de que o óleo mineral básico, resultante deste processo, é um produto de alta qualidade e com todas as características necessárias para a formulação do óleo lubrificante acabado.

A consciência ambiental entre os brasileiros nos últimos anos e a aplicação da lei do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Resolução Nº362/ Conama), que determina que o rerrefino é a única destinação correta para o óleo lubrificante usado, vem aumentando a cada dia.

O processo de rerrefino promove o desenvolvimento do mercado de lubrificantes e da produção industrial do país. Atualmente, apenas uma parte dos óleos lubrificantes usados ou contaminados é destinada ao rerrefino.

Conforme determinação da lei, aumentar a quantidade destinada é uma tarefa que passa pela conscientização da população, tanto dos consumidores de óleo lubrificante acabado como das fontes geradoras de óleo lubrificante usado (postos de gasolina, oficinas, concessionárias, indústrias etc.). Esta consciência gera uma mudança de comportamento do consumidor e do mercado; afinal, hoje, não se fabrica um produto sem considerar seu descarte e as possíveis formas de reaproveitá-lo.

Cada vez mais, observamos que atitudes ecologicamente corretas e produtos que, de alguma forma tenham este apelo, ganham a confiança dos consumidores e mudam a maneira das empresas fazerem negócios para garantir uma cadeia produtiva sustentável. O retorno dos bens de pós-venda e pós-consumo ao ciclo produtivo agrega valor à marca e o grande desafio atual para as empresas é desenvolver processos e produtos baseados na gestão sustentável. O empresário moderno deve conduzir os negócios de forma a não impactar o meio ambiente, equilibrando este aspecto com a viabilidade econômica e social.

As máquinas, equipamentos e motores em geral dependem do óleo lubrificante para perfeito desempenho. Este óleo, depois de usado, torna-se um resíduo perigoso para o meio ambiente, pois pode contaminar solo, água e ar se descartado de forma inadequada.

O serviço de coleta de óleo lubrificante usado ou contaminado nos vários pontos de armazenamento do país garante que a lei seja cumprida e o meio ambiente preservado.

Fotos: Divulgação

O rerrefino é um processo industrial que extrai a parte degradada do óleo lubrificante usado ou contaminado. Desta forma, resgata a base mineral original do produto e o deixa pronto para ser formulado e voltar ao mercado como produto acabado.

Outra reflexão sobre o benefício do reaproveitamento do óleo lubrificante usado ou contaminado no Brasil é que o rerrefino representa uma excelente alternativa ao fato do país não ser autossuficiente na produção de óleo básico a partir de petróleo. Atualmente, o país importa boa parte do volume necessário para complementar a demanda total. Desta maneira, este processo permite a redu-

ção de custos em razão da diminuição do volume a ser importado.

Portanto, sustentabilidade é a base do rerrefino.

Agora, estamos investindo em novas tecnologias que impulsionarão ainda mais este mercado com produtos que atendam às necessidades de motores e máquinas de última geração, como o óleo básico do grupo II, até então exclusivamente importado pelo país. É certo que existe espaço para a evolução do setor, porém o maior desafio é a conscientização das fontes geradoras sobre o correto destino do óleo lubrificante usado ou contaminado. Este é o papel de todos nós, brasileiros: trabalhar hoje, construindo o futuro!

lançamento!

O IBP e a Benício Biz Editora, e grandes nomes da indústria do petróleo, apresentam mais uma obra de cunho jurídico e histórico, para o engrandecimento técnico e jurídico dos profissionais e para o entretenimento dos demais leitores que circundam o segmento de petróleo e gás natural. Num formato atraente, no qual renomados nomes do Direito e do segmento de Oil & Gas, com opiniões diferentes, expõem seus pontos de vista, esta obra registra a realidade de um momento histórico do Direito do Petróleo.

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Coordenação de Luiz Cezar P. Quintans Editora Benicio Biz Capa: laminação fosca e orelhas 145 páginas Formato: 13,5 cm x 20,5 cm

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Não deixe de ler.

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Após oito anos e dois mandatos, o diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Haroldo Lima, entregou o posto no dia 11 de novembro. Antes, no dia 1º do mesmo mês, autoridades estaduais e federais, parlamentares, representantes do setor de petróleo, gás e biocombustíveis e servidores da Agência estiveram presentes em uma solenidade que homenageou o executivo, no Palácio Itamaraty, no Rio de Janeiro.

Durante o evento foram ressaltadas as principais conquistas da Agência nos últimos anos. Lima falou sobre a evolução da Agência desde 2003 – quando assumiu uma das diretorias – até 2011, quando conclui seu mandato como diretor-geral. Também destacou o fortalecimento da ANP neste período, com as atribuições novas recebidas com a publicação do marco regulatório específico para o pré-sal, a Lei do Gás, e no mercado de biocombustíveis, com a introdução do biodiesel e a regulação de toda a cadeia do etanol.

“Em 2003, a ANP tinha 743 funcionários, hoje, depois de dois con-

cursos públicos, são cerca de 1.200, sendo 542 concursados e 52% pós-graduados. A Agência expandiu sua presença no território brasileiro com escritórios regionais no Amazonas, Rio Grande do Sul e Minas Gerais. Nestes oito anos, a qualidade do combustível melhorou consideravelmente, a partir de uma fiscalização inteligente. Os índices de combustível com problemas de qualidade que estavam em torno de 10% em 2003, hoje estão entre os mais baixos em nível internacional”, assegurou o executivo.

Lima citou o sucesso na fiscalização da exploração e produção de petróleo e gás natural. “Estamos atentos à questão da segurança operacional das atividades marítimas desde 2001, a partir dos incidentes com as plataformas P-36 e P34.

Nossas normas de segurança, publicadas em 2007, estão entre as melhores do mundo e foram citadas como exemplo de sucesso nos Estados Unidos na época do acidente no Golfo do México, no ano passado”, observou.

Ele defendeu a retomada das rodadas de licitações “o mais rápido

Foto: Divulgação

Haroldo Lima é homenageado pelos trabalhos realizados na ANP

possível” como forma de estimular a exploração em áreas fora do pré-sal e falou do esforço empreendido pela ANP para o aumento do conhecimento do potencial petrolífero brasileiro com o Plano Anual de Estudos Geológicos e Geofísicos, que envolve investimentos de mais de R$ 1,8 bilhão para o período 2007/2014.

Haroldo Lima está na ANP desde 2003, depois da aprovação pelo Senado Federal. Em janeiro de 2005 assumiu interinamente a direção-geral, tendo sido efetivado no cargo em outubro de 2005. Foi reconduzido em dezembro de 2007.

Tommy Bjørnsen é o novo diretor de operações para DNV América do Sul A certificadora DNV nomeou no final de novembro de 2011 seu novo diretor de operações para a América do Sul. “Minha principal tarefa é continuar a construir a marca DNV no Brasil e desenvolver maior participação de mercado em nossos segmentos, que são Óleo&Gás, Marítima e Energias Renováveis, através dos serviços de Classificação, Verificação e Consultoria”, diz Tommy Bjørnsen, novo diretor de operações responsável pela gestão dos negócios da DNV na América do Sul. No Brasil há dois meses, Tommy acredita que desenvolver competências locais é uma das prioridades para o crescimento da empresa na América do Sul. “Estamos trazendo mais serviços para fornecer localmente. Então, treinar e desenvolver os

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nossos profissionais são fatores chave para o nosso desenvolvimento”, acrescenta o Tommy.A capacidade e a adaptabilidade dos profissionais brasileiros são reconhecidas e pretendemos continuar exportando pessoal competente a fim de trocar experiências nos escritórios internacionais da DNV, bem como proporcionar novas oportunidades aos nossos funcionários.

Foco em P&D – Cerca de 6% da receita total da DNV são investidos em Pesquisa & Desenvolvimento globalmente. No Brasil, a DNV pretende continuar a parceria

com universidades e centros de pesquisa e assim participar dos grandes investimentos para as indústrias de Óleo&gás e marítima no país.

Tommy Bjørnsen já esteve em diversas posições gerenciais em diferentes localidades. Antes de vir para o Brasil, foi Head do Departamento Technology and Services em Oslo. Com 28 anos de experiência no mercado Marítimo e de óleo e gás, 22 dos quais na DNV, ele substitui José Paulo Pontes e Eduardo Mezzalira, que assumiram respectivamente as funções de diretor de Desenvolvimento de Negócios para a Divisão Américas e gerente de Desenvolvimento de Negócios para a América do Sul, todos três no escritório do Rio de Janeiro.

O ABS Group, fornecedora global e independente de serviços de gerenciamento de riscos e certificações do setor de óleo e gás, anuncia a chegada de dois gerentes para atuar nas áreas de conteúdo local e desenvolvimento de negócios: Thereza Moreira e Alcides de Oliveira Costa.

Com essas contratações estratégicas, a empresa dá suporte ao crescimento de novos negócios e à demanda maior da atual carteira de clientes.

O novo cargo de gerente de conteúdo local passa a ser ocupado por Thereza Moreira, profissional com 16 anos de atuação e vasta experiência no setor, sendo responsável pelo gerenciamento, supervisão e execução de processos para certificação de conteúdo local. No ABS Group, a especialista terá o desafio de ampliar negócios e projetos relativos ao conteúdo nacional, setor do qual a empresa detém grande parte do market share do serviço no Brasil, além de expandir o conhecimento sobre o tema com fornecedores de bens e

serviços que atuam na indústria de petróleo e gás.

Alcides de O l i ve i ra C o s t a , profissional com destacada atuação no desenvolvimento de produtos e gerenciamento de certificações de integridade de ativos, garantia e controle de qualidade em projetos de diversos setores – offshore, naval, óleo e gás, mineração, siderúrgico e metalúrgico – assume o cargo de gerente de Desenvolvimento de Negócios. No novo cargo, o executivo será responsável por sustentar o crescimento da empresa, aprimorar a estratégia da empresa no mercado de petróleo e gás.

Geólogo brasileiro é eleito presidente do WPC O brasileiro Renato Bertani, diretor executivo da Barra Energia Petróleo e Gás, foi eleito presidente do World Petroleum Council – WPC (Conselho Mundial de Petróleo) para o triênio 2011-2014, em dezembro do ano passado durante o 20ª edição do WPC realizado em Doha, no Qatar. É a primeira vez que um representante do hemisfério Sul é eleito para essa importante posição no Conselho. O WPC, fundado em 1933, é a maior entidade mundial do setor de petróleo e responsável pelo principal congresso da indústria, o World Petroleum Congress, que acontece de forma itinerante a cada três anos.

O Brasil tem uma trajetória de sucesso e crescimento junto à entidade desde 2002, quando sediou no Rio, a 17ª edição do

Congresso Mundial de Petróleo, organizada pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).

Bertani era vice-presidente do WPC desde 2005 e foi re s p o n s á ve l p e l a coordenação da programação técnica dos congressos realizados em Madri (2008) e agora, no Qatar. Ele será o presidente da entidade até a próxima edição do Congresso, que acontecerá na Rússia em 2014. PhD em Geologia, Bertani trabalhou na Petrobras durante 32 anos.

Brix anuncia novo gerente financeiro A Brix, plataforma eletrônica de negociação de energia elétrica, anunciou em dezembro a chegada de Eduardo Ajudarte como gerente financeiro e administrativo. Com experiência em Tesouraria, Gestão de Risco e Planejamento Financeiro, seu desafio é gerenciar estrategicamente o departamento administrativo-financeiro da empresa que vem em forte crescimento desde que foi lançada em julho desse ano.

Antes da Brix, Eduardo atuou em empresas como Novelis do Brasil, Elektro Eletricidade e Puma Sports.

Ele é graduado em Engenharia Civil pela Escola de Engenharia Mauá, pós-graduado e MBA em Finanças pelo Ibmec (SP).

Grupo Combustol & Metalpó contrata novo executivo

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ABS Group: dois novos gerentes

O Grupo Combustol & Metalpó, um dos principais conglomerados industriais do país nos segmentos de fornos industriais, refratários, tratamento térmico e metalurgia do pó, acaba de reestruturar a divisão de negócios da Combustol Equipamentos, com objetivo de a mpliar e reforçar a atuação da empresa. O departamento tem ampla atuação em três vertentes do mercado, siderurgia, metalurgia e petroquímica.

Para ficar à frente da divisão, a empresa acaba de contratar Henrique Prado Alvarez. Com larga experiência em empresas nacionais e multinacionais, o executivo já atuou em grandes corporações como Siemens (Brasil e Alemanha); Voith Brasil; Alusa Engenharia e Grupo Schahin.

Formado em engenharia elétrica pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (Poli/USP) e administração de empresas pela Fundação Getúlio Vargas (FGV), o diretor é mestre em engenharia elétrica e doutor em engenharia mecânica pela Poli/USP. Além disso, possui títulos de MBA em finanças, pela Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo (FEA/ USP) e pela Duke University, EUA. Entre as metas da nova diretoria, ganha destaque a reestruturação da área a fim de ampliar os negócios. “O nosso maior objetivo é tornar a divisão mais competitiva em suas três vertentes e, consequentemente, reforçar a participação da empresa no mercado”, afirma Henrique Prado Alvarez.

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CEO da HRT recebe título de Cidadão Amazonense Foto: Divulgação

O diretor-presidente da HRT Participações em Petróleo, Márcio Rocha Mello, recebeu o título de Cidadão do Amazonas no dia 29 de novembro. A comenda é uma indicação do deputado Sinésio Campos (PT), que levou em conta os relevantes serviços prestados pela sua empresa em prol do Amazonas e de sua população, através da exploração das potencialidades energéticas em petróleo e gás.

Graduado em geologia pela Universidade de Brasília em 1976 e Doutor em Geoquímica Molecular aplicada a Exploração de Petróleo pela Universidade de Bristol, Inglaterra em 1989, o executivo dedicou 24 anos de sua experiência profissional à Petrobras, onde foi responsável pela elaboração de estudos de sistemas petrolíferos altamente especializados para a maioria das bacias sedimentares do Brasil, África e América Latina.

Ainda em 2004, ele criou a HRT Petroleum, empresa que se tornou líder em serviços de consultoria e laboratório G&G no hemisfério Sul.

Novo presidente da Codesa

Márcio e sua esposa Lesley Rocha Mello

Atualmente, Márcio Rocha Mello é presidente da Associação Brasileira de Geólogos de Petróleo (ABGP), da qual foi fundador, e na HRT Participações em Petróleo S.A. exerce as funções de diretor-presidente, além de membro do Conselho de Administração.

O engenheiro Clovis Lascosque é o novo presidente da Companhia Docas do Espírito Santo (Codesa). Ele substitui o diretor Hugo José Amboss Merçon de Lima, que ocupou interinamente a cadeira por sete meses. Indicado pela Secretaria de Portos (SEP), Lascosque, que é funcionário de carreira da Companhia, tomou posse no dia 29 de novembro. “É uma honra ser empossado presidente da Codesa, por toda a trajetória que construí nesta empresa. Não me faltará empenho para dar andamento aos projetos de que a companhia tanto necessita. É o que o Governo espera de nós. Vamos enfrentar as dificuldades com trabalho, determinação e honestidade, e com a colaboração de todos os funcionários”, pontuou o novo presidente em seu rápido discurso.

Capixaba de Vila Velha, Lascosque é formado em Tecnologia Mecânica pela Universidade Federal do Espírito Santo (Ufes).

Para acompanhar o constante crescimento do setor automotivo no país, a Metalpó também contratou em dezembro de 2011 outro executivo, o Luis Gonzalo Guardia Souto.

Formado em Engenharia pela Universidade Paulista (Unip) e pós-graduado em Administração de Empresas pela Universidade Presbiteriana Mackenzie, Gonzalo assume a diretoria da Metalpó com o objetivo principal de expandir a atuação da empresa no mercado internacional. Com experiência de mais de 25 anos no setor automotivo, o executivo carrega uma grande bagagem profissional, tendo atuado em diversos segmentos como

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Foto: Divulgação

Novo executivo para ampliar atuação internacional

industrial, logística, comercial e de Engenharia de Desenvolvimento. Ao longo de sua trajetória ganham destaque a atuação à frente da Sabó na

América do Sul e a participação como conselheiro do Sindipeças (Sindicato Nacional da Indústria de Componentes para Veículos Automotores).

Além de ampliar o número de exportações, o executivo pretende reestruturar a organização, visando o crescimento e a competitividade, acompanhando a tecnologia e valorizando a sustentabilidade. “O objetivo é fazer com que a Metalpó seja reconhecida como player mundial, atendendo às necessidades do mercado com a mesma competitividade em qualquer lugar do mundo”, comenta Gonzalo, que aposta no crescimento de produtos sinterizados nos próximos anos.

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GE muda o comando executivo para o Brasil e América Latina Com projeção de crescimento de mais de 30% da receita neste ano, em comparação aos US$ 2,6 bilhões obtidos pela companhia em 2010, a General Electric (GE) do Brasil muda seu comando e coloca a primeira mulher no mais alto posto da subsidiária.

Há apenas dois anos na empresa, Adriana Machado assume o cargo de presidente, com o desafio de manter o crescimento da companhia no país, mesmo diante de um possível contágio da crise internacional.

Formada em Ciência Política pela Universidade de Brasília, com passagem pela Câmara Americana de Comércio (Amcham) e pela Intel, Adriana, que tem 43 anos, entrou na GE para atuar como diretora de Relações Governamentais, área nova na subsidiária. “Acho que a função me deu uma visão geral das áreas de negócios da empresa”, afirmou a executiva.

Uma das ações mais importantes da nova presidente foi a aproximação da subsidiária com o governo, processo decisivo para a construção do centro de pesquisas no Rio de Janeiro. “Foi uma parceria que posicionou o país dentro da GE”, explicou ela. O centro de pesquisas global recebe US$ 120 milhões e é o quinto no mundo – os outros quatro estão localizados na China, Índia, Alemanha e Estados Unidos. Os desembolsos no Centro são parte de um pacote de investimentos da multinacional no Brasil, o qual soma US$ 570 milhões a serem investidos entre 2011 e 2013.

A executiva substitui João Geraldo Ferreira, que assume a presidência da GE Oil&Gas para a América Latina. Ele deverá reforçar a presença da empresa no mercado e contribuir para o desenvolvimento do negócio de petróleo e gás da

companhia em todo o continente latino-americano.

“Hoje, somos líder mundial no mercado de petróleo e gás. E um dos principais desafios será aumentar nossa presença na região, que tem grande potencial. Temos realizado importantes investimentos em nossas unidades, além de recentes aquisições, com o objetivo de ampliar nosso portfólio e atender o mercado com soluções mais completas”, afirma Ferreira. A empresa fornece soluções que vão desde a perfuração nos campos até a produção e geração de energia, transporte, armazenamento, refino e sistemas de processamento e inspeção de dutos.

Geraldo Ferreira ingressou na GE em junho de 2007 como Chief Marketing Officer para América Latina e possui mais de 24 anos de experiência em negócios e vendas no Brasil e na região. Ao longo de sua carreira trabalhou nos EUA, Venezuela e Brasil. Ele nasceu no Rio de Janeiro, onde se graduou em Administração de Empresas e cursou pós-graduação em Marketing, na Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio).

A GE Oil&Gas é líder mundial em equipamentos e serviços de tecnologia avançada para todos os segmentos da indústria de petróleo e gás. Na América Latina, os pedidos fechados da divisão de energia da GE somam US$ 5 bilhões, sendo que 40% são de demandas brasileiras para projetos eólicos, de óleo e gás e geração e distribuição de energia.

Marcelo Taulois é o novo diretor da Promon

O engenheiro Marcelo Taulois foi nomeado ao cargo de diretor da Promon, no escritório do Rio de Janeiro.

O executivo será responsável pela iniciativa lançada pelo Grupo Promon, cujo objetivo é diversificar a participação no setor de Óleo & Gás, em áreas ainda não exploradas pela empresa.

Formado em engenharia elétrica, com especialização em gestão na Henley Management College, na Inglaterra e no IMD, na Suíça, Marcelo possui 25 anos de experiência no mercado de óleo e gás, dos quais 13 dedicados ao trabalho fora do Brasil.

Nos últimos 22 anos, atuou em diversas funções no grupo Aker, onde, durante dez anos, foi presidente da divisão Subsea no Brasil, acumulando a função de Country Manager para o país. No cargo, foi o patrocinador de vários “start ups” de empresas do grupo no Brasil, nas áreas de processo, perfuração, serviços marítimos entre outras, além de ter sido o responsável pelo crescimento da divisão Subsea neste mercado.

“A Promon é uma empresa brasileira reconhecida por sua atuação em projetos de engenharia no Brasil e no mundo.

Esta característica, aliada a parcerias tecnológicas e financeiras, criam um ambiente ideal para ampliarmos sua atuação no expressivo mercado de óleo e gás”, afirma Taulois.

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perfil empresa – maxen

Maxen amplia

unidade de equipamentos Crescimento, demanda e qualidade. Essas são as três principais palavras que compõe a cartilha dos executivos da unidade de equipamentos da Maxen, empresa brasileira que atua há dez anos no mercado de produtos e serviços integrados para o setor de óleo e gás.

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Rodovia Dom Pedro I, Km 73 CEP 12954-260 Atibaia - SP +55 (11) 4418-9000 www.maxen.com.br 94

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operação foi criada em 2007 com o objetivo de produzir Plets, estruturas para Árvore de Natal Molhada (ANM), sistemas de controle, Manifolds, tanques de armazenamento, bases de testes, entre outros componentes de sistemas submarinos. A unidade de negócios começou com 40 colaboradores e apenas um cliente na carteira, a FMC. Atualmente, ela conta com mais de 160 pessoas em seu quadro de funcionários com clientes como Cameron, FMC, Aker Solutions, Drill Quip, Subsea 7, GE Oil and Gas, Halliburton, Camfilfarr, ODS Brasil, entre outros. “A unidade de equipamentos foi criada há cinco anos em função da crescente demanda do mercado”, explica Flávio Suplicy, CEO da Maxen. “Nosso foco está no atendimento das necessidades de fabricação de equipamentos das empresas que integram a cadeia de fornecimento offshore. Fornecemos estruturas e soluções para sistemas submarinos e topside”, completa Carlos Tavares, vice-presidente das Unidades de Negócios de Serviços e Equipamentos.

“A unidade começou de forma consistente ampliando gradativamente o grau de dificuldade da construção dos equipamentos, o que nos possibilitou uma excelente base e estrutura de produção. Temos hoje uma área de produção de 8.000 m2, com áreas de corte, conformação, montagem e soldagem, usinagem, cabine de jateamento e pintura”, completa Tavares.

“Essa evolução foi possível porque a Maxen investiu na contratação de mão de obra especializada e na capacitação de colaboradores que já faziam parte de nosso time”, analisa Fábio Morato, gerente da Unidade de Equipamentos.

Uma evolução em que os números falam por si.

Em cinco anos, a divisão aumentou sua produção anual de 85 toneladas para mais de 780 toneladas e seu faturamento passou de R$ 1,9 milhão para R$ 22 milhões em 2010. De lá para cá, a Maxen ampliou o seu escopo de fornecimento, atendendo as demandas de seus clientes. Além disso, a empresa aliou a pré-fabricação de tubulação de sua unidade de Negócios de Serviços, aos equipamentos produzidos pela área de equipamentos, criando soluções integradas de fornecimento como estruturas de sistemas submarinos com linhas de fluxo, estruturas downstream e soluções modulares (Skids). O resultado destes esforços e qualificação permitiu significativa diversificação da carteira de clientes que aos poucos foi comunicada ao mercado. “Podemos dizer que tínhamos um diamante que ainda não tinha sido apresentado ao mercado em sua plenitude”, relembra Tavares.

Na visão dos executivos da empresa ligados diretamente à operação, atualmente a Unidade de Equipamentos se transformou em uma alavanca de tecnologia e conhecimento da Maxen, que hoje atende o mercado de óleo e gás. “Já iniciamos a fabricação de toda a estrutura para a sexta ANM do pré-sal para a Cameron, um de nossos mais importantes clientes”, contabiliza Carlos Tavares. “Inclusive recebemos um prêmio neste ano da Cameron no quesito Qualidade do Produto”, diz.

Fotos: Divulgação, Maxen

Da esquerda para a direita: Jayme Marques, Fábio Morato e Carlos Tavares

No alto, equipamentos; no meio, estrutura módulo de bombeio e acima, PLET.

Tavares faz referência ao reconhecimento que a Maxen recebeu em outubro de 2011 da Cameron que hoje é contratada pela Petrobras, em negociação direta, para fabricar as ANMs que serão utilizadas nos testes de longa duração dos campos já descobertos do pré-sal.

“Trata-se de um cliente que está fornecendo esse produto de forma precursora para os primeiros campos do pré-sal. Como a Maxen é parceira nesse processo, fazemos parte dessa história. Sem dúvida receber esse prêmio foi um importante selo de qualidade e um ótimo sinal de que nossos cliente estão satisfeitos”, enfatiza Jayme Marques, COO da Maxen. Para chegar neste patamar de excelência, a Maxen passou por um processo de profissionalização significativo.

Primeiro, em 2010, o controle da empresa foi adquirido pelo grupo de private equity Green Capital com implicações de melhoria de governança empresarial. “O

mercado está reagindo muito bem a toda esta transformação da Maxen”, afirma Marques. O segundo passo que marcou a história da empresa aconteceu em abril deste ano, quando a marca Mercotubos saiu de campo para dar lugar ao nome Maxen. “A mudança de marca ajudou a comunicar ao mercado o novo escopo de soluções e serviços que a empresa possui alavancando nossas unidades de negócios”, conta Flávio Suplicy.

Graças a esse novo posicionamento, a empresa hoje oferece soluções integradas entre as suas três unidades: serviços (engenharia e fabricação de sistemas tubulares e módulos), equipamentos (fabricação de estruturas para sistema submarinos) e distribuição (suprimentos de tubos e conexões).

Outra estratégia que vem sendo trabalhada para melhorar ainda mais os processos de gestão e reforçar a bandeira de qualidade da Maxen no mercado é a busca por certificações. Recentemente, a empresa conquistou as certificações ISO 14001, com foco em Meio Ambiente, e OHSAS 18001, que trabalha a segurança e saúde do trabalho. E estes não são os primeiros reconhecimentos recebidos pela empresa. Desde 2009, a Maxen possui a certificação ISO 9001, referente aos sistemas de gestão de qualidade.

“Além de reduzir custos operacionais e contribuir para diminuir o impacto no meio ambiente, essas certificações diferenciam a Maxen em relação à concorrência. Nossos clientes sentem mais confiança em nosso trabalho, pois não precisam se preocupar com riscos já assegurados nas certificações”, explica Susana Santana, coordenadora da área de sistema de gestão da qualidade.

De olho no futuro, as metas da empresa são ambiciosas. Em relação à sua Unidade de Equipamentos, a companhia projeta para 2012 um crescimento em sua produção na ordem de 100%, em comparação com 2011, levando-se em conta a carteira atual, as possibilidades de negócios em andamento, e a capacidade de produção existente. Com faturamento total na ordem de R$ 200 milhões em 2010, a Maxen possui fábricas em Atibaia (SP) e Escada (PE), e escritórios comerciais em São Paulo, Belo Horizonte e Rio de Janeiro. Atualmente, a empresa estuda ampliar sua área de produção para o Rio de Janeiro.

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produtos e serviços

Tecnologia para a indústria de óleo e gás

Bentley

Na opinião de Greg Bentley, CEO e fundador da Bentley Projectwis, o atual momento vivido pela eco nomia brasileira é fundamental para os investimentos em infraestrutura, que se encaixam nos negócios da empresa. Para ele, o país ainda tem muito a oferecer e a empresa está otimista com os próximos anos.

A Bentley, que tem mais de 25 anos no mercado de tecnologia para infraestruturas, vem investindo, desde 1999, mais de US$ 1 bilhão em pesquisa e desenvolvimento de soluções para a indústria do petróleo e também de geração de energia. Um dos resultados são os softwares de mapeamento de localidades para perfuração, que estão cada vez mais sofisticados, dando uma informação mais precisa para as empresas de petróleo.

No Brasil, a empresa participou de projetos como o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e também no gerenciamento de frotas da Petrobras, e na Bacia de Campos(imagem principal).

No Comperj, a tecnologia utilizada foi o Bentley Projectwise, que mostra todo o projeto, facilitando a troca de arquivos entre os membros da equipe, que ficam o tempo todo conectados. Com a implantação desta solução, o tempo total no projeto foi reduzido em 15%.

Já na Bacia de Campos, o trabalho da Bentley envolve a tecnologia de mapeamento e gerenciamento, que ajuda não só no desenvolvimento dos projetos de exploração de óleo e gás, como contribui também com a segurança e a eficiência das equipes e das plataformas.

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Imagens: Divulgação

As obras de infraestrutura do setor de óleo e gás estão por todo o país, e o uso da tecnologia tem sido primordial para a garantia de projetos cada vez mais bem estruturados e completos.

O Sistema de Gerenciamento de Frotas, através dos programas Microstation e MDL, que a empresa forneceu para a Petrobras, ajudou a otimizar a rota dos navios, a aumentar a conscientização ambiental e a reduzir custos de

operação, que chegou a uma economia de US$ 160 milhões por ano. Com um GPS a bordo de cada navio em operação, a Petrobras os monitora em tempo real; o aparelho transmite as coordenadas para um computador, que as retransmite para a plataforma e de lá são reenviadas para a empresa, em terra, por meio de cabos de fibra ótica.

O Microstation também foi usado pela estatal para reduzir riscos de acidentes e vazamentos de petróleo. Foi criado um mapa em 3D representando a bacia, malhas de dutos rígidos e flexíveis, plataformas e poços de petróleo da região.

O Sistema de Gerenciamento de Obstáculos (SGO) mapeia obstáculos na superfície e no fundo do mar. Com esse mapeamento, as empresas que atuam na Bacia de Campos ao instalarem, deslocarem ou removerem dutos e outros obstáculos, usam o SGO para enviar um relatório de suas atividades para o sistema. O SGO reduziu bastante o risco de acidentes na região.

ANP

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) inaugurou em novembro, em Porto Alegre (RS) seu escritório Regional Sul. A unidade funcionará em instalações cedidas pelo Banco do Brasil, como resultado de parceria firmada entre o banco, a Agência e o Governo do Estado do Rio Grande do Sul. O escritório fica na avenida dos Estados, 1.545, Térreo, São João, e será estratégico para o planejamento das ações da ANP na região, que tem papel relevante no setor de petróleo, gás natural e biocombustíveis do Brasil. A cerimônia de inauguração teve a participação do diretor-geral da ANP, Haroldo Lima, e de Mauro Knijnik, secretário do Desenvolvimento e Promoção do Investimento, representando o governador do Rio Grande do Sul, Tarso Genro.

A Região Sul é um importante mercado consumidor de combustíveis e conta com três refinarias, a Alberto Pasqualini (Revap) e a Riograndense, no Rio Grande do Sul, e a Presidente Getúlio Vargas (Repar), no Paraná. No mercado de biocombustíveis, o Rio Grande do Sul é, desde o ano passado, o maior produtor de biodiesel do país e o Paraná, o segundo maior produtor de cana-de-açúcar e de etanol do Centro-Sul. A região também se destaca no segmento de exploração e produção de petróleo e gás natural. Em outubro do ano

Foto: Divulgação

ANP inaugura escritório em Porto Alegre

passado, foi inaugurado, na cidade de Rio Grande, o Polo Naval, onde serão construídos cascos de plataformas para exploração do pré-sal.

Em seu pronunciamento, Haroldo Lima, diretor-geral da ANP, enfatizou o momento especial vivido pela indústria do petróleo e gás no Brasil, principalmente depois das novas descobertas no pré-sal, que colocarão as reservas brasileiras entre as maiores do mundo. Haroldo Lima também ressaltou o sucesso da inserção do biodiesel na matriz energética do país e as conquistas no setor de combustíveis em geral.

“Há poucos anos, o Brasil não produzia biodiesel, e hoje já temos 68 plantas produtoras espalhadas pelo território nacional. E uma das grandes vitórias da ANP nos últimos anos foi a melhora da qualidade do combustível vendido no país. Os percentuais levantados pela ANP com seu Programa de Monitoramento da

Qualidade indicam que, em média, os índices de produtos com problemas de qualidade estão abaixo dos 3%”, afirmou Haroldo Lima.

Edson Menezes Silva destacou o trabalho conjunto que será desenvolvido pela ANP e os estados atendidos pela nova unidade, para o fomento à indústria do petróleo e gás natural.

“Precisamos trabalhar para atrair investimentos para o Sul, onde há muito espaço para o crescimento do setor, principalmente no segmento de bens e serviços”, afirmou Edson.

Economista graduado pela Universidade Federal da Bahia (Ufba), Edson tem pós-graduação em Petróleo e Gás pelo Coppe/UFRJ e está na ANP desde 2005, empresa na qual já exerceu os cargos de chefe de gabinete, superintendente de Abastecimento e assessor da direção-geral.

GMi

Sistema Gestor de Importação da GMi Há 25 anos, a GMi, empresa que desenvolve sistemas inteligentes para as maiores empresas petrolíferas, importadoras, exportadoras e despachantes aduaneiros do país, tem no seu portfólio produtos de controle de equipamentos e acompanhamento do trabalho desenvolvido em empresas como Maersk e Saipem.

Um de seus principais produtos é o Sistema Gestor de Importação, ferramenta de acompanhamento, controle e auditoria, que tem como objetivo agilizar o trabalho de todos os responsáveis e usuários pela importação e logística da empresa.

Outra importante função do software é a localização dos materiais e a elaboração de relatórios de acompanhamento da localização desses materiais.

“Nossos produtos são totalmente adaptáveis às necessidades dos clientes. Por isso estamos em constante evolução e adaptando nossos sistemas às rotinas das empresas”, disse Orlando Gomes Monteiro, fundador da empresa.

O software é aberto para integração com outros sistemas de gerenciamento já existentes. Além disso, o produto possui banco de dados único com acesso via internet em que todos os usuários alimentam ou consultam de qualquer lugar.

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produtos e serviços

Honeywell

A UOP LLC, empresa da Honeywell, anunciou, no final de novembro, negócio com a Modec. O contrato prevê o uso do sistema de membranas UOP SeparexTM para o processamento de gás natural em um novo navio de produção flutuante, armazenamento e transferência FPSO (Floating Production, Storage e Offloading).

O navio FPSO está equipado com o sistema de membranas Honeywell UOP Separex e adsorventes para remover o dióxido de carbono e a água de 5 milhões de m3 de gás natural que são extraídos por dia do campo petrolífero Lula, localizado na costa brasileira. Conforme a Modec, um segundo navio FPSO, atualmente em construção, também será equipado com a tecnologia UOP Separex, a partir de setembro de 2012.

“A tecnologia Separex é a solução ideal para aplicações FPSO e outras instalações offshore”, afirma Pete Piotrowski, vice-presidente e gerente geral de tecnologia de processos e equipamentos da

Honeywell UOP. “Esses sistemas fornecem os recursos de remoção de contaminantes em espaço compacto, com o máximo de confiabilidade e poucos requisitos de manutenção”, explica o executivo. Isso porque a tecnologia exclusiva UOP Separex da Honeywell melhora o fluxo de gás natural por meio da remoção do dióxido de carbono e do vapor de água. Esses contaminantes precisam ser removidos para atender aos padrões de qualidade especificados por empresas de transmissão e distribuição de dutos, bem como para o usuário final do gás natural.

A tecnologia trabalha com fatores de produção muito altos, com fluxos de gás difíceis de tratar em locais remotos. O diferencial da tecnologia é que os sistemas

Foto: Divulgação

Tecnologia da Honeywell UOP é usada em navios FPSO

podem ser usados em terra (onshore) ou no mar (offshore), na cabeça dos poços ou ainda em instalações mistas. Até o momento, 130 unidades de membrana UOP foram instaladas em todo o mundo.

Localizado na Bacia de Santos, o campo petrolífero Lula contém a maior descoberta de petróleo no hemisfério ocidental dos últimos 30 anos. A previsão é de conter 8,3 bilhões de barris de petróleo e de gás natural. Atualmente, as operações do campo são responsabilidade da Petrobras em parceria com a BG (Inglaterra) e a Galp (Portugal).

Accenture

Solução completa de gestão de dados para a Saipem A Accenture, empresa global de consultoria, tecnologia e outsourcing, fechou um contrato com a Saipem, uma das maiores empresas mundiais de projetos de engenharia para o setor de óleo e gás. O acordo prevê a oferta de uma solução completa de gerenciamento de dados para os projetos onshore da companhia, em 35 países nos quais mantém operações.

A Accenture desenvolverá um sistema customizado de gestão de dados para auxiliar a Saipem a planejar, monitorar e gerenciar todo o ciclo de vida de projetos de construção existentes da empresa. A solução EDPM (Engineering, Project & Data Management) integrará os dados de engenharia e gerenciamento de projetos, como quantidades do volume e requisitos de trabalho da construção, além do planejamento remoto das atividades de campo e acompanhamento do progresso físico das iniciativas.

“A s o l u ç ã o EPDM fará a automação dos processos da base de dados, além de oferecer suporte à integração de informações para o uso de diversas áreas da companhia”, afirma Julio Albernaz, executivo sênior para a área de energia da Accenture.

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A Saipem utiliza a solução Oracle Primavera P6 EPPM (Enterprise Project Portfolio Management), com banco de dados Oracle. A fase de operações com o protótipo acaba de começar e, após concluída, o sistema será colocado à disposição dos cerca de cinco mil funcionários da empresa. O novo contrato expande o relacionamento da Accenture com a empresa, iniciado em 1997.

“Os projetos de óleo e gás estão se tornando cada vez mais complexos e, em muitos casos, estão localizados em geografias remotas. O gerenciamento dessas localidades é um dos problemas, considerando a quantidade de informações, sua evolução e o ciclo de vida de um projeto desse porte”, disse Marco Montesano, chefe de Sistemas de Gestão da Informação para Engenharia da Saipem. A solução customizada da Accenture nos ajudará a integrar essas informações, permitindo a redução de custos, riscos e o tempo as-

sociados à construção desses projetos”, finalizou.

“Nossa experiência no setor de energia tem mostrado que a integração e o gerenciamento de informações são primordiais nos projetos de engenharia bem sucedidos. A gestão de dados não apenas melhora o desempenho e desenvolvimento da construção, mas ajuda a otimizar os ativos novos e existentes em seu ciclo de vida”, afirma Marco Ribas, líder da área do Accenture Plan and Automation Solutions (Apas).

A Accenture oferece uma gama de soluções para a automação da indústria de óleo e gás, como soluções para integração de dados, gerenciamento e otimização de produção, assim como para capacitação de equipes, segurança e meio ambiente.

Chapman Freeborn

Chapman Freeborn se expande no Brasil A especialista em serviços de frete aéreo Chapman Freeborn, com planos de expansão para a aviação comercial e executiva, aumentou seu quadro de executivos e está hoje localizada na cidade de Campinas (SP).

A ideia de terem seu escritório próximo a Viracopos se concretizou na mesma semana em que dados dos estudos econômico-financeiros foram apresentados pelo governo ao Tribunal de Contas da União (TCU), passo necessário antes da publicação dos editais definitivos de concessão dos aeroportos de Viracopos, de Guarulhos e de Brasília.

Com a previsão de três novas pistas e um novo terminal de passageiros, o aeroporto de Viracopos se tornará o maior do país em 2023, exigindo da empresa assumir sua concessão investimentos de até R$ 11,4 bilhões nos 30 anos de vigência do contrato. No fim do período, passarão por Viracopos cerca de 90 milhões de passageiros todos os anos, 16 vezes mais que o fluxo observado em 2010.

Paralelamente à mudança de espaço físico, dois novos executivos de vendas se uniram à empresa: João Carlos Nandes, com expertise no mer-

Foto: Divulgação

Empresa muda-se para região de Viracopos e anuncia novas contratações

cado cargueiro, será encarregado de realizar visitas comerciais, prospecção e desenvolvimento de negócios; e Marcel Cahen, com perfil sólido e focado nos mercados HNWI e luxo.

Os planos da empresa para os próximos anos são de fixar a marca Chapman Freeborn, para a América do Sul, no potencial mercado executivo e comercial, além de promover seus feitos na parte de importação e exportação de cargas.

De acordo com André Rodrigues, coun-

try manager da Chapman Freeborn e responsável pela região da América do Sul: “É necessário um trabalho intenso no que diz respeito a informar todas as possibilidades que o nosso cliente tem ao estar conosco. Introduzir o diferencial que temos como brokers, e não simplesmente atendê-los do ponto X ao Y, é o que nos move, o que nos norteia, e o que vamos certamente continuar a apresentar com excelência nos próximos anos.”

KSB A KSB, líder no fornecimento de bombas hidráulicas, foi contemplada com uma ordem para a entrega de duas bombas de alimentação do reator à Unidade de Hidrocraqueamento U.2400, do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj).

De acordo com Edison Borges, gerente setorial de Vendas da Divisão de Óleo e Gás da KSB, os produtos, ainda em fase de produção, serão fabricados na KSB Brasil. “São bombas de alta

Foto: Divulgação

KSB fornecerá bombas centrífugas para o Comperj

pressão que necessitam de uma unidade de lubrificação forçada acoplada à bomba para a lubrificação perfeita dos mancais, o que garante o bom funcionamento e

longa vida útil dos equipamentos”, explica Borges.

As bombas KSB modelo CHTR 5/10, tipo BB5 (API 610) com motor elétrico de 3.456 kW para alimentação de reator serão entregues no início de 2012.

“A produção das bombas KSB para a Comperj demonstra o knowhow da empresa e elevada capacidade técnica em desenvolver produtos altamente confiáveis que seguem os padrões de qualidade da KSB”, assegura Borges.

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produtos e serviços

Combustol

Inovação em montagem da convecção de forno

A necessidade de manter o parque de refino sempre atualizado e de realizar a manutenção contínua de todas as unidades de cada refinaria em operação no Brasil têm sido um desafio não somente para a Petrobras, mas também para a cadeia de fornecedores de bens e serviços que atuam nas paradas programadas.

Sempre em busca de soluções inovadoras, que tornem esse processo mais ágil e eficiente e mantendo os mais altos padrões de segurança, algumas empresas tendem a estabelecer paradigmas interessantes no dowstream.

Foi o caso da Combustol, empresa líder no mercado brasileiro de fornos industriais, que idealizou e realizou, em parceria com a Petrobras, um trabalho pioneiro na movimentação para troca da antiga convecção do forno aquecedor de carga para torre de destilação a vácuo (L-2701) da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão (SP), de onde são extraídos gasolina, querosene e óleo diesel.

A ideia da nova metodologia foi dada pelo Cenpes (Centro de Pesquisa da Petrobras), com base em um artigo publicado na revista Hydrocarbon Processing (dezembro de 2007). No entanto, o conceito foi amplamente incrementado até chegar aos requintes utilizados na operação final.

O escopo do trabalho, realizado com sucesso no ano passado, se tranformou em uma referência no setor, por prever realizar a substituição da convecção sem a necessidade de desmontagem das estruturas existentes do forno, tais como: estrutura de suportação, teto da radiação, dutos de interligação e chaminé.

A substituição, que ocorreu durante a parada programada da refinaria, previa a construção de estruturas auxiliares de suportação, as quais foram interligadas à já existente. “As carcaças da antiga convecção receberam reforços de vigamento, com o objetivo de se obter melhor desempenho no processo de movimentação das mesmas”, detalha Artur Grinkraut, gerente de projetos da Combustol e um dos responsáveis pela montagem do plano de substituição da convecção.

Segundo ele, a ideia inicial estipulava desmonte e remoção dos equipamentos pelo

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Foto: Bia Cardoso

Escopo do trabalho no forno da Refinaria Presidente Bernardes-Cubatão (RPBC), da Petrobras, durante a última parada programada, consagra-se como um marco para esse tipo de operação.

método tradicional: retirada da chaminé e dos dutos com a utilização de guindastes de alta capacidade; reforço da estrutura do forno para deslocamento das vigas superiores dos pórticos, permitindo, assim, sacar a convecção pela parte superior, sem o colapso do forno.

“Analisamos a proposta e vimos que a montagem da convecção nova poderia ser feita exatamente ao inverso. O que ocorreu em um projeto canadense (modelo) é a substituição da caixa da convecção, sem a inserção dos tubos da serpentina. No plano da Combustol, a convecção nova foi colocada em dois módulos de 150 toneladas cada, porém com suas respectivas serpentinas já previamente inseridas. Uma vez instalada a convecção, a conexão entre as partes já estava pronta para a operação”, detalha Grinkraut.

Para o gerente da Combustol, o design traçado pela companhia trouxe diversos benefícios para eficácia da parada programada pela refinaria, com uma redução de tempo considerável. “Basicamente, todo o trabalho foi feito durante a pré-parada. Vale salientar que a convecção existente foi desmontada e retirada em 48 horas e a convecção nova foi inserida também em 48 horas”, ressalta.

As perspectivas, ainda de acordo com o responsável da Combustol, é que este tipo de operação abra novas oportunidades, podendo ser levado para atender outras demandas do segmento refino petroquímico.

“Esta tecnologia deverá ser amplamente

utilizada em outras refinarias, uma vez que várias delas já estão necessitando de serviços similares a este”, diz Artur Grinkraut.

A Combustol, empresa pertencente ao Grupo Combustol & Metalpó, um dos principais grupos industriais do país no segmento de fornos industriais, refratários, tratamento térmico e metalurgia do pó, foi também responsável pela produção da nova convecção do forno L-2701. Entregue em setembro de 2010, a convecção foi dividida em quatro módulos, com o objetivo de facilitar a logística para entrega e a montagem do equipamento em campo, antevendo a programação para manutenção da planta da RPBC. De acordo com Paulo Adolfo Dietziker, gerente Técnico Comercial da área Petroquímica da Combustol, a empresa ainda não foi consultada para obras simelhantes.

“Trata-se de aplicação muito específica com baixa ocorrência, porém há possibilidades”, adianta. No entanto, a expertise consolidada pela Combustol e os bons resultados em diversos projetos, asseguraram a ela uma boa carteira de projetos. Entre os quais a montagem de forno reformador de hidrogênio para a Carteira de Gasolina da Refinaria Landulpho Alves (RLAM), em Mataripe (BA), preparação para start-up de dois fornos aquecedores para a Refinaria Henrique Lage (Revap), em São José dos Campos (SP) e o projeto de forno reformador de hidrogênio da Refinaria Gabriel Passos (Regap), em Betim (MG).

Tenaris Confab

A Tenaris Confab inaugurou, em novembro, a unidade nacional da Tenaris University, em Pindamonhangaba (SP), que recebeu investimentos de US$ 7 milhões, e vai ser o principal centro de treinamento dos funcionários da empresa. Com uma área de 1.900 m², a universidade corporativa, que terá auditório, salas de aula, salas de informática, cantina, além de outras dependências, é a quarta da empresa Tenaris, que tem unidades similares na Itália, México e Argentina.

Na Tenaris University, os alunos terão aulas de inglês e espanhol e de especialização em diversas áreas de atuação dentro da empresa, além de se aprimorarem profissionalmente.

Grande parte dos professores será de profissionais mais experientes que irão ensinar os conteúdos aos funcionários.

A universidade corporativa também estará aberta a profissionais de outras empresas, como a Petrobras.

Segundo Paolo Rocca, CEO da Tenaris, a proposta é fazer a Tenaris Confab se diferenciar com relação às outras companhias pela capacitação, inovação e desenvolvimento de produtos e processos. Para ele, o novo centro visa aperfeiçoar conhecimento dentro da empresa.

“Um sistema industrial e de gestão únicos nos permite oferecer amplo desenvolvimento a nossos funcionários, além de produtos com mais tecnologia”, afirmou Paolo Rocca. “A formação profissional é uma oportunidade importante para o progresso”, completou.

A expectativa da empresa é de que a cada ano passem pelos cursos da Tenaris University aproximadamente três mil pessoas, sendo que 80% funcionários da Tenaris e o restante vindo de fora, como cliente e fornecedores da companhia.

Um dos focos da empresa é a formação de seus novos profissionais que agora, com a nova unidade, terão melhores condições de treinamento e estarão mais capacitados para suas funções e aptos a lidar com novas tecnologias implantadas nos produtos desenvolvidos para o pré-sal.

A sede da TenarisUniversity no Brasil irá oferecer a mesma estrutura de qualidade e tecnologia das outras três

Fotos: Divulgação

Tenaris inaugura universidade corporativa no Brasil

universidades corporativas da empresa.

Outra iniciativa da companhia é o apoio ao desenvolvimento da região de Pindamonhangaba, em parceria com o Serviço Nacional e Aprendizagem Industrial (Senai), que também irá participar das atividades na universidade.

Sobre os planos para os próximos anos, o CEO da Tenaris informou que serão investidos US$ 200 milhões até 2013 no centro industrial de Pindamonhangaba, principalmente no desenvolvimento de novos tubos e roscas, para satisfazer às exigências do mercado e de clientes importantes, como Petrobras e Shell.

Já o Centro de Pesquisa da Tenaris que está sendo construído no Parque

Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) deverá ser inaugurado no primeiro semestre de 2013, e será interligado com os outros centros de pesquisa da empresa no mundo.

Rockwell Automation

Nova fábrica no Brasil O presidente da Rockwell Automation para a América Latina, Robert Becker, anunciou, em Chigaco (EUA), que a empresa já está construindo nova fábrica no Brasil, em Jundiaí (SP), com inauguração prevista para o final do primeiro semestre de 2012.

O executivo informou que a princípio serão gerados cem novos postos de trabalho diretos, e esse número deve duplicar em dois anos.

Entre os itens a serem manufaturados na nova fábrica estão inversores

de média e baixa tensão, elementos-chave para a indústrias de base, tais como petróleo e gás e mineração.

A empresa já possui uma planta fabril na capital paulista, desde 1983, de controles industriais, centros de controle de motores e painéis de controle.

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produtos e serviços

Weg Tintas

Weg Tintas recebe certificação IMO PSPC

A WEG Tintas, maior fabricante de tintas em pó do país, vernizes eletroisolantes e uma das grandes referências em tintas anticorrosivas e marítimas, recebeu a certificação IMO PSPC (Performance Standard for Protective Coatings for Dedicated Seawater Ballast Tanks of all Types of Ships and Double-Side Skin Spaces of Bulk Carriers) para os seus sistemas de pintura. Adotado pela International Maritime Organization (IMO) em 2006, as normas aplicam-se obrigatoriamente a todos os navios com mais de 500 toneladas brutas.

A entrada em vigor da PSPC estabelece padrões de projeto, operação, manutenção e construção de embarcações.

Dentro destes, incluem-se as normas e produtos aprovados para pintura.

Apesar de a empresa possuir a certificação do epóxi dupla função Wet Surface 88 HT, a nova certificação do primer epóxi dupla função Lackpoxi 76 Wet Surface N2680 comprova o desempenho do produto, que já foi aplicado em mais de 2 milhões de m2 de obras marítimas, com destaque para os navios (Petrobras e Marinha), rebocadores, embarcações de apoio, plataformas de petróleo (P-52, P-54, P-59, P-60) e gás natural (Mexilhão).

Segundo o diretor superintendente da empresa, Reinaldo Richter: “Com a certificação da linha, o mercado brasileiro e mundial recebe um produto singular para pintura de todo o navio e principalmente os tanques de lastros, casaria, costado, convés, inclusive com certificação para tanques de água potável. A facilidade de aplicação de um único produto que atende a todas as necessidades facilita muito a logística de atendimento técnico e comercial.”

Outro diferencial é a isenção de solventes voláteis, que possibilita a aplicação sobre superfícies úmidas e com altos índices de umidade no ar.

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Foto: Divulgação

Planos de pintura atendem aos exigentes padrões internacionais para pintura de embarcações.

Principais produtos – O Wegzinc 401, shop primer à base de etil silicato de zinco, além das excelentes propriedades anticorrosivas, tem como grande diferencial sua resistência a soldabilidade. Sua formulação não interfere no processo de soldagem, tornando desnecessária sua remoção antes da solda. Isso confere mais agilidade ao processo de construção.

O Wegpoxi Wet Surface 88 HT: primer, e acabamento epóxi de altos sólidos e baixos teores de compostos orgânicos voláteis, esse produto foi desenvolvido para conferir proteção anticorrosiva em aplicações em superfícies úmidas, hi-

drojateadas ou em condições climáticas adversas, como chuva ou alta umidade do ar.

O Lackpoxi 76 Wet Surface N2680 é um produto livre de solventes, foi desenvolvido para conferir proteção anticorrosiva sobre o aço carbono e pode ser aplicado como primer, intermediário ou acabamento em superfícies preparadas por jateamento abrasivo ou hidrojateamento.

Também aceita aplicação em condições desfavoráveis como alta umidade relativa do ar. Conta com certificações para contato com alimentos (água potável, alcoólicos, alimentos gordurosos, grãos, etc.).

Rolls Royce

Contratos de US$ 650 milhões para equipar plataformas da Petrobras

A Rolls-Royce fornecerá 32 turbogeradores com turbinas a gás RB211, incluindo unidades de recuperação de calor, para atender aos requisitos de geração de energia de oito embarcações FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) distintas, utilizadas no processamento de hidrocarbonetos e no armazenamento de petróleo. Também serão fornecidos serviços de manutenção, suporte técnico e treinamento na próxima década.

Esses equipamentos operarão nos campos petrolíferos de Lula e Guará, localizados na área do pré-sal da Bacia de Santos. Os 32 novos turbogeradores com turbinas a gás serão entregues em grupos de quatro, sendo que as primeiras unidades estão previstas para o primeiro semestre de 2013. Cada uma das oito plataformas flutuantes (FPSO) será equipada com quatro turbogeradores.

“Estamos felizes que a Petrobras tenha novamente selecionado a tecnologia Rolls-Royce de geração de energia para atender seus agressivos objetivos de produção offshore de petróleo e gás.

A Rolls-Royce tem um forte histórico de fornecimento de equipamento e serviços ao setor de energia do Brasil, e estamos comprometidos a dar suporte a todos os nossos clientes no país com soluções confiáveis de tecnologia e com uma forte presença local”, afirmou Andrew Heath, presidente do setor de Energia da Rolls-Royce

Fotos: Divulgação

Companhia global de sistemas de energia, a Rolls-Royce assinou novos contratos com a Petrobras no valor potencial de US$ 650 milhões para apoiar as atividades de produção offshore da petroleira no Brasil.

Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce para a América do Sul, disse: “A Rolls-Royce está comprometida a continuar ex p a n d i n d o s u a presença de tecnologia, bem como a capacitação de sua produção no Brasil. Vamos também estimular a economia local através da geração de novos empregos, treinamento e desenvolvimento. Para atender a esses contratos, vamos engajar uma cadeia local de fornecedores no Brasil para fornecer componentes críticos para nossos equipamentos de geração de energia com turbinas a gás.”.

Em fevereiro, a Rolls-Royce anunciou planos para a construção de uma

UTs para a PaxOcean Engenharia A Rolls-Royce, empresa global de sistemas de energia, recebeu um pedido da PaxOcean, companhia de offshore baseada em Cingapura, para projetar e equipar dois navios de abastecimento para plataformas de óleo e gás. As embarcações serão construídas no estaleiro da PaxOcean Engenharia, localizado em Zhuhai, na China.

O contrato de £10 milhões inclui o design dos navios, um sistema de propulsão elétrica

de diesel Rolls-Royce completamente integrado e um maquinário de convés.

Ronny Pål Kvalsvik, gerente de Vendas da Rolls-Royce na área de Tecnologia de Navios Offshore, afirma que: “Estamos satisfeitos em dar continuidade a nossa forte relação com a PaxOcean Engenharia e em somar à frota deles navios projetados pela Rolls-Royce. Estas embarcações combinam um design Rolls-Royce, comprovado com uma série de tecnologias de

instalação para montagem e testes de turbinas a gás em Santa Cruz (RJ), no Estado do Rio de Janeiro, em uma área de 103.000 m2, que receberá um investimento de mais de US$ 100 milhões. A previsão é de que essa unidade esteja operando no primeiro semestre de 2013.

Equipamentos referentes a esses contratos e previstos para instalação nos campos petrolíferos de Lula e Guará estarão entre as primeiras unidades a serem montadas e testadas na nova instalação da Rolls-Royce.

Esses recentes contratos elevarão para 62 o total de unidades com turbinas industriais a gás RB211 instalado no Brasil ao longo dos últimos dez anos.

A energia total combinada gerada por essas unidades é equivalente a 1,8 gigawatt de energia elétrica, que seria suficiente para atender a uma cidade com sete milhões de pessoas. bordo para missões críticas, garantindo operações seguras e eficientes nos ambientes desafiadores de áreas offshore de petróleo e gás.”

YK Tang, diretor de Marketing da PaxOcean Engenharia, acrescentou: “Estamos muito satisfeitos em anunciar o fornecimento destas embarcações UT 755CD como parte do esforço contínuo de oferecer aos nossos clientes o que há de mais moderno em tecnologia de navios de abastecimento offshore para o exigente mercado de óleo e gás em áreas profundas.”

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produtos e serviços

Altus

Software Elipse E3 é usado na automação na Sulgás É da Altus a solução adotada para monitorar as diferentes variáveis de campo envolvidas no processo de distribuição de gás natural no sistema de supervisão e controle da Sulgás.

A Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul (Sulgás), responsável pela comercialização e distribuição de gás natural canalizado no estado, conta com uma rede de distribuição que abrange 542,3 km, atendendo cerca de cinco mil clientes industriais, comerciais e residenciais.

Pelo fato de possuir linhas de distribuição subterrâneas, espalhadas por áreas urbanas e rurais de difícil acesso, a concessionária necessitava adotar um sistema que fosse capaz de monitorar as variáveis de campo remotamente e em tempo real, além de um software SCADA que pudesse ser controlado de um único centro de operações, dispensando a necessidade de qualquer deslocamento até os locais a serem supervisionados.

A Sulgás acabou contratando o consórcio Altus e Syspro Quality para a execução do projeto, que utilizou o Elipse E3, desenvolvido pela Elipse Software, para o sistema de supervisão e controle. Ao todo, foram adquiridas cinco licenças do E3, sendo uma de Server ilimitado, uma de Server ilimitado Hot-Stand-By, uma de Viewer Control, duas de OPC Server e um driver Elipse SuperDriver, a mais nova tecnologia da empresa, capaz de permitir a utilização de mais de um protocolo em um mesmo canal de comunicação.

Além dele, a Elipse desenvolveu o chamado Instromet 999, driver criado para esta aplicação específica.

A Altus foi responsável por toda a customização do software de acordo com as necessidades do projeto.

Além disso, forneceu, junto a Syspro Quality, a tecnologia para a transmissão dos dados das linhas de distribuição da Sulgás ao sistema de supervisão e controle.

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Figura 1 – Tela de configuração do sistema.

Figura 2 – Tela de controle da vazão junto às redes de distribuição instaladas na rede metropolitana.

Figura 3 – Tela de controle da pressão assinalada junto às redes de distribuição instaladas nas cidades de Caxias do Sul, Canoas, Igrejinha e Cachoeirinha. Em vermelho, na margem inferior, os alarmes verificados pelo supervisório.

Figura 4 – Exemplo de tela de uma estação de distribuição da Sulgás.

Solução sob medida - Os operadores da Sulgás podem supervisionar todas as variáveis que integram o processo de distribuição do gás natural, graças às telas do Elipse E3 e toda a tecno-

logia de transmissão de dados via GPRS. Pressão, temperatura e vazão do gás são algumas das variáveis que podem ser acompanhadas pelas telas do supervisório.

O volume consumido pelos clientes, assim como o status do sistema anticorrosivo dos dutos por onde o gás é distribuído também são enviados para o E3. Além disso, o sistema fornece dados sobre o faturamento para o URP (Unidade de Referência de Preços) da empresa.

O sistema de alarmes foi configurado no Elipse E3, e este alerta os operadores caso seja verificado qualquer problema no gasoduto.

Suponha que a pressão do gasoduto esteja fora dos padrões normais.

Uma vez constatado o problema, o software exibe uma mensagem nas telas, informando a hora, data e detalhes da ocorrência.

Por fim, foi utilizada a ferramenta do E3 para emissão dos históricos e gráficos, todos customizados conforme as necessidades do cliente e que podem ser exportados para PDF e impressos. Cerca de R$ 7 milhões foram investidos pela Sulgás para desenvolver todo o projeto e arquitetura do sistema – projeto esse que abrangeu desde a compra do supervisório da Elipse, remotas de telemetria por GPRS, instalação de equipamentos nos usuários, montagem da sala de operações, gastos com computadores e a mão de obra.

“Os recursos do software permitiram a implementação de uma arquitetura robusta e confiável, viabilizando, assim, a integração com os sistemas internos da Sulgás. Durante o projeto, foram realizados estudos, buscando utilizar recursos de usabilidade o que resultou em interfaces de

maior funcionalidade”, disse Samuel H. Rosa, analista da Sulgás responsável pela condução do projeto.

Elipse superdriver – Em busca de aprimorar a comunicação entre os diferentes equipamentos que integram o sistema responsável pela automação das variáveis de campo e equipamentos envolvidos no processo de distribuição de gás, a Sulgás decidiu adotar a mais nova tecnologia desenvolvida pela Elipse para atender este propósito, o Elipse SuperDriver, que permite a utilização de mais de um protocolo em um mesmo canal de comunicação.

Essa solução conta com uma estrutura capaz de se associar a múltiplos drivers, gerando itens chamados Escravos, que terão definições de configurações isoladas por perfis.

Assim, os tags de comunicação existentes na aplicação, referenciados a estes Escravos por algum campo de configuração, terão seus parâmetros repassados à respectiva instância de driver apontado.

Importante salientar que os drivers Elipse que podem ser subordinados ao SuperDriver devem ser aqueles desenvolvidos para o IOKit e a topologia deve proporcionar obrigatoriamente, como camada de comunicação imediata à aplicação, a interface Ethernet.

Benefícios • Monitoramento remoto e em tempo real da pressão, temperatura e vazão do gás distribuído pela Sulgás; • Supervisão do volume de gás que é consumido pelos clientes e do sistema anticorrosivo dos dutos por onde é distribuído o gás;

• Sistema de alarme que alerta os operadores sobre qualquer problema que venha a afetar o processo, exibindo a data, hora e detalhes da ocorrência nas telas; • Fornecimento dos dados referentes ao faturamento para o URP da Sulgás; • Emissão de gráficos e históricos customizados, que podem ser exportados para PDF e impressos, contendo todas as informações sobre qualquer uma das variáveis do processo; • Melhor comunicação entre os diferentes equipamentos que integram o sistema responsável pela automação das variáveis de campo e equipamentos envolvidos no processo de distribuição de gás via utilização do Elipse SuperDriver.

KPMG

KPMG lança guia sobre o setor de petróleo e gás no Brasil A KPMG no Brasil está lançando o estudo A Guide to Brazilian Oil & Gas Taxation (Guia sobre a tributação em petróleo e gás). O material é destinado a investidores estrangeiros interessados em conhecer melhor este mercado e as especificidades tributárias do país relacionadas ao setor.

O material traça um panorama da indústria de petróleo e gás, com foco no sistema tributário nacional. Destinada aos investidores estrangeiros, a publicação tem o objetivo de servir como guia para esclarecer as características do sistema tributário brasileiro, regimes especiais e incentivos fiscais, lei trabalhista, tributação dos residentes no Brasil, características do comércio internacional envolvendo o mercado brasileiro e questões relacionadas a negócios em fusões e aquisições, entre outros pontos.

“As oportunidades de negócios abertas a partir das descobertas na região do pré-sal vão exigir investimentos vultosos, além de demandar novas tecnologias, conhecimento e expertise.

O mundo todo está atento a isto, e certamente as empresas internacionais terão muito a contribuir na exploração dessa nova riqueza. Este guia é uma

pequena contribuição para que os investidores estrangeiros conheçam um pouco melhor as características vitais para o sucesso de empreendimentos no país, em especial naquilo que se refere ao nosso sistema tributário”, explica

Manuel Fernandes, sócio da KPMG no Brasil na área de Audit e líder para o segmento de petróleo e gás.

“Com esta publicação, os investidores poderão conhecer algumas sutilezas do sistema tributário brasileiro, ainda mais aquelas relacionadas aos regimes especiais de tributação e aos incentivos fiscais”, acrescenta Roberto Haddad, sócio da área de tributação internacional e de fusões e aquisições da companhia.

O guia impresso, com 40 páginas, será distribuído em escritórios da KPMG em vários pontos do mundo e entregue a investidores estrangeiros atendidos pelo Global Business Group da empresa no Brasil. Ele também está disponível online, no site da empresa: www.kpmg.com.

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produtos e serviços

Ibrav

Expansão com foco no Norte e Nordeste

Responsável pela manutenção de unidades offshore na Bacia de Campos, atendendo as demandas da indústria de óleo e gás de Vitória (ES) até Itajaí (SC), a Ibrav quer consolidar sua posição como líder no mercado brasileiro de recuperação de válvulas. Daí o investimento de cerca de R$ 2,5 milhões em nova unidade fabril na Bahia, com 36.000 m2 de área, prevista para entrar em operação em 2012.

Com expertise em recuperação de válvulas, inclusive as soldadas na linha, além de engaxetamento, reengaxatamento, teste online de válvulas de segurança, usinagem de campo, a empresa, que é distribuidora exclusiva dos produtos Chersteton para o mercado brasileiro, atende clientes como Petrobras, Brasken, Vale Fertilizantes, General Motors e BSC Papel e Celulose.

“Com essa nova fábrica, poderemos atender toda a região Norte e o Nordeste do Brasil, agregando ao nosso portfólio local serviços ainda não executados, como a recuperação de válvulas de grande diâmetro, a chamada usinagem pesada, além dos serviços de campo”, afirma Edmilson Barboza, sócio fundador e diretor de operações da Ibrav. “Novas oportunidades de trabalho serão abertas, uma vez que vamos dobrar nosso efetivo”, acrescenta.

Nas regiões Norte e Nordeste, a empresa quer reforçar a presença em setores como oil & gas, químico e petroquímico, além de outros mercados onde atua, como as indústrias sucroalcooleira e de papel e celulose. Além 106

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Foto: Divulgação

Líder em recuperação de válvulas industriais e detentora da maior fatia do mercado, Ibrav completa dez anos com nova unidade fabril, para atender ao mercado nordestino.

disso, pensando em todo o território nacional, a empresa está buscando novas tecnologias para atender, inclusive, as empresas estrangeiras que estão se instalando no Brasil.

“Nascemos em 2001, quando o mercado ainda era embrionário.

Trabalhamos pesado para mostrar às empresas a importância de fazer a manutenção dessas peças com qualidade e, claro, da preocupação pela segurança”, diz o executivo da empresa, que é reconhecida no mercado pela confiabilidade e segurança de seus serviços.

Ele observa que, ao longo dos anos, a empresa foi desenvolvendo novos modelos de recuperação de válvula e, hoje, após uma década, é amplamente reconhecida pelas maiores companhias de distintos setores pela qualidade de seus produtos e serviços. “Nossas unidades e equipes de profissionais estão capacitados para ir além da recuperação, transformando sucata em peças novas e duráveis”, agrega o executivo.

A Ibrav conta hoje com três unidades, uma em Minas Gerais, outra na Bahia e a sede, em São Paulo. Ao todo, são 170 colaboradores, sendo que 10% desde efetivo é formado somente por profissionais focados na manutenção da qualidade, desde o início da operação, envolvendo a retirada das peças, até a entrega ao cliente.

“Nos últimos quatro anos, atuamos em 28 paradas, de diversas empresas, com mais de mil trabalhadores envolvidos no dia a dia da recuperação”, revela Barboza.

“Além do sucesso dos serviços prestados, comemoramos o fato de que nenhum acidente foi relatado. Esse resultado é fruto de investimento contínuo no treinamento dos nossos colaboradores”, comenta o executivo que acumula mais de 25 anos de experiência no setor.

A Ibrav, que tem o modelo de gestão familiar, nunca recebeu aporte externo para crescer. Em 2011, os sócios investiram R$ 300 mil para a abertura da empresa e, já no mesmo ano, o faturamento superou a casa de R$ 1 milhão. “Nestes dez anos, já investimos algo em torno de US$ 7 milhões. Nosso faturamento mostra que as escolhas estão sendo acertadas”, diz Barboza. A companhia, que faturou R$ 15 milhões em 2009, prevê chegar a 2012 com uma receita de R$ 20 milhões.

Segundo a Abimaq (Associação Brasileira da Indústria de Máquina e Equipamentos), o faturamento bruto real do setor de bens de capital mecânico alcançou, entre janeiro e agosto deste ano, o montante de R$ 52,8 bilhões, o que representa um crescimento de 9,7% quando comparado ao mesmo período de 2010.

SolidWorks

Inovação e expansão movida a óleo e gás Com planos de ampliar sua base e incrementar seus negócios no Brasil, a SolidWorks anuncia a versão 2012 de seu software CAD 3D, que ganhou mais de 200 novidades, entre as quais funcionalidades específicas para atender demandas da cadeia produtiva de óleo e gás.

Uma das mais utilizadas ferramentas tecnológicas de desenvolvimento de projetos – desde peças e partes de equipamentos a plantas industriais –, com cerca de 1,6 milhão de usuários, o SolidWorks 2012, apresentado recentemente ao mercado global (incluindo Brasil), traz mais de 200 melhorias, 90% delas desenvolvidas a partir de indicações de usuários.

“Parte dessas novidades visa atender a indústria de óleo e gás, assim como o setor naval”, ressalta Oscar Siqueira, country manager da SolidWorks Brasil, empresa do grupo francês Dassault Systèmes. “Nossa premissa é evolução, não revolução.

Procuramos definir as prioridades para que não haja nenhuma interrupção no projeto, Ou seja, não há necessidade de transição para adequação a cada nova versão. É uma inovação amigável.”

Siqueira considera a nova versão do software um espaço aberto para a aplicação dessa ferramenta, inclusive no desenvolvimento de equipamentos e sistemas utilizados pela indústria offshore. “Como o processo de desenvolvimento de produtos do setor de óleo&gás e subsea são, em geral, complexos e muito grandes, inúmeras funcionalidades foram adicionadas à versão 2012 do SolidWorks para auxiliar nessas verticais”, observa o executivo. Com isso, a empresa quer ampliar seu portfólio de clientes, no qual já estão presentes Petrobras, FMC, Halliburton, Eisa, Subsea7, entre outras.

Ele dá alguns exemplos de aplicações de suas soluções no setor.

“Com o SolidWorks Simulation e o recurso de simulação 2D, por exemplo, é possível analisar virtualmente dutos submarinos, a fim de garantir seu funcionamento, ou aplicar simulações de escoamento em bombas no intuito de medir a perda de carga dentro do processo”, diz Siqueira, e acrescenta que ele também pode ser utilizado na implantação de malha dutoviária, principalmente dos novos dutos marítimos, que estão sendo feitos com materiais compostos. Tais materiais aferem resistência estrutural à pressão dos mesmos, para instalação em cenários mais complexos como o do pré-sal (alta pressão, temperatura muito altas e baixas e até, indiretamente, na questão da corrosão).

Detalhes essenciais – Timoteo Müller, gerente técnico da DS SolidWorks Brasil, destaca alguns aplicativos que dão maior agilidade ao desenvolvimento de projetos em setores em que o fator tempo é crucial, como a indústria de óleo e gás. “A ferramenta Revisão de Grande Projeto permite às equipes de projeto realizarem revisões dentro do CAD SolidWorks, de forma instantânea, em reuniões com fornecedores e clientes”, detalha.

“E a ferramenta Congelar Recursos permite aos usuários reduzir drasticamente o tempo de reconstrução de seus projetos, a fim de minimizar o tempo total de projeto e criação de desenhos 2D prontos para fabricação”, diz o gerente técnico, lembrando que a ferramenta SolidWorks Simulation também foi aprimorada, de modo a conferir maior capacidade de acesso

a recursos avançados totalmente integrados ao SolidWorks.

Expansão estratégica – Respaldado nessas novidades e no crescimento das vendas de outros softwares (não CAD), a empresa, que tem mais de 144 mil clientes, está presente em 180 países e tem suas soluções aplicadas em todos os segmentos da indústria, planeja se expandir no Brasil, onde tem registrado um crescimento recorde.

“Devemos chegar a 30% no Brasil”, prevê Oscar Siqueira, salientando que nos últimos cinco trimestres o crescimento nas vendas de licenças tem sido superior a 23% em todos os mercados. “A SolidWorks hoje é uma empresa multiproduto”, frisa o executivo, prevendo que o faturamento desse ano passe de US$ 500 milhões (bem acima dos US$ 417,8 milhões obtidos em 2010).

Com 3.950 clientes, oito mil usuários de ferramenta CAD, 13 revendas e 28 escritórios no Brasil, a empresa foca também na indústria naval. Tanto que pretende abrir um novo escritório no Nordeste. Mais precisamente, em Pernambuco. “É uma região em que podemos ter maior crescimento em função dos setores de O&G e naval.”

Atenta aos gargalos na área de mão de obra especializada, a empresa também continua investindo na formação de profissionais. “O Brasil tem muito projetista, mas poucos engenheiros”, observa o country manager da SolidWorks Brasil, que hoje tem mais de 30 mil licenças em universidades brasileiras parceiras.

Sem falar no Senai, que forma 300 mil profissionais na área de mecânica utilizando a ferramenta SolidWorks.

“Eles estão, portanto, qualificados para utilizar nossas soluções no mercado de trabalho.”

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produtos e serviços

Abemi

Livro sobre produtividade na pré-fabricação e montagem de tubulações industriais Lançado em 1º de dezembro de 2011, o livro Melhoria de produtividade em tubulação: problemas, causas e soluções analisa em detalhe os problemas que reduzem a produtividade na pré-fabricação e montagem de tubulações nas obras brasileiras. O livro é resultado de um estudo iniciado em 2009 pela Abemi (Associação Brasileira de Engenharia Industrial) e marca o trabalho da atual diretoria, que elegeu o tema da competitividade como sua bandeira principal.

A publicação traz recomendações e sugestões úteis sobre como mitigar as falhas mais comuns que prejudicam a produtividade nos canteiros de obras. Serve também como uma lista para verificação de diretrizes das boas práticas na montagem de tubulações.

Estatísticas mostram que as empresas do setor de engenharia industrial, mesmo as razoavelmente bem geridas, desperdiçam recursos significativos nos processos de construção e montagem.

Os desperdícios advêm principalmente de retrabalho, tempo de espera por erros no sequenciamento de tarefas, ou falta de documentos, materiais, ferramentas e mesmo equipamentos necessários para o desempenho de tarefas.

A importância das tubulações, especialmente nos segmentos de óleo e gás, químico e petroquímico, levou a Abemi a reunir um Grupo de Trabalho representativo, com profissionais de suas associadas para investigar os fatores que influenciam a produtividade nos canteiros de obras e buscar soluções para minimizá-los.

Para a composição do estudo, o Grupo de Trabalho realizou visitas técnicas a canteiros e entrevistou gerentes de obras e suas equipes de engenheiros, técnicos, encarregados e mão de obra direta especializada.

Paralelamente, promoveu 48 reuniões para estruturar e hierarquizar por prioridade de impacto os problemas, suas respectivas causas e sugestões de como mitigá-los. E para complementação, consolidação e validação do resultado, a Abemi realizou um workshop com profissionais vindos de vários canteiros de obra.

“Não se trata de um trabalho de medição das improdutividades. Opta-

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mos por uma abordagem conceitual de identificação dos gargalos mais significativos e causas que impedem um fluxo contínuo e produtivo das atividades. Algumas recomendações podem parecer óbvias e realmente o são para aqueles com muita experiência no setor. Mas o fato de estarem listadas, significa que infelizmente nem sempre estão sendo aplicadas no cotidiano das obras”, argumenta Francisco Rocha, diretor da Abemi que liderou os trabalhos ao lado de seu colega de diretoria, Oscar Simonsen, e do coordenador do GT Tubulação Industrial, Eduardo Sérgio Antunes, consultor da empresa. Antunes espera que a publicação seja utilizada como um manual pelos líderes em canteiros de obras, de forma a melhorar a produtividade das equipes, evitar erros comuns e melhorar a qualidade das instalações.

Salto de competitividade – A publicação de Melhoria de produtividade em tubulação: problemas, causas e soluções é parte das ações da Abemi visando à competitividade da engenharia industrial brasileira. O tema passou a item prioritário na agenda de atuação da Associação, a partir da constatação de que os custos de engenharia, construção e montagem industrial no Brasil ainda se mostram pouco competitivos quando compa-

rados aos das atividades praticadas no exterior.

Parte do problema está diretamente relacionado ao chamado ‘Custo Brasil’, porém há fatores que afetam negativamente a produtividade do segmento, cujo tratamento depende de ações internas das empresas. Os esforços da Abemi têm se concentrado nesse segundo grupo.

Além do Grupo de Trabalho de Tubulação Industrial, destacam-se como ações atuais da entidade no sentido de melhorar a competitividade do setor de projetos, construção e montagem industrial: estruturação de programa de qualificação de profissionais do setor, desenvolvimento de padrões de engenharia de projeto, construção e montagem; elaboração de métricas padrão de produtividade para que de forma estruturada se possa captar em um banco de dados centralizado, com segurança assegurada sobre a confidencialidade dos dados fornecidos pelos participantes, índices comparativos de desempenho de construção e montagem, envolvendo empreendimentos no Brasil e no exterior.

Baker Hughes

Baker Hughes inaugura centro de pesquisa no Rio

“As demandas tecnológicas do pré-sal foram o grande motivo da instalação deste centro no país, mas ele se destinará aos nossos negócios na América Latina. Obviamente, ele será nosso foco inicial; 70% a 80% das nossas atividades aqui na região serão voltadas para as demandas do pré-sal”, disse César Muniz, diretor do centro de pesquisa e tecnologia da empresa na América Latina.

A parceria entre a Baker e a Petrobras foi firmada no dia 1º de julho de 2009, e se deu através da assinatura de um acordo de cooperação voltado para pesquisa e desenvolvimento de tecnologias para as áreas de poço, reservatórios e elevação e escoamento de petróleo, com foco nos projetos do pré-sal brasileiro.

A implantação do centro de pesquisa no Parque Tecnológico faz parte dessa carteira de projetos.

O centro de pesquisas da multinacional oferecerá aos clientes soluções para todo o ciclo de vida do poço, promovendo eficiências operacionais e a redução de custos para a construção de poços, produtividade do reservatório e otimização do fator de recuperação. A Baker Hughes investiu cerca de US$ 50 milhões na construção de seus laboratórios, que devem empregar entre cem e 110 pessoas, a maioria dos pesquisadores com alto grau de especialização.

“Vamos poder capacitar e desenvolver tecnologia para perfuração, completação, avaliação de formações, construção de poços, caracterização de reservatórios, etc. O centro conta com uma oficina cujo objetivo é basicamente manipular protótipos de fer-

Foto: Divulgação

A norte-americana Baker Hughes, fornecedora de equipamentos, serviços e softwares para a indústria de petróleo e gás, inaugurou, no início de outubro do ano passado, no Parque Tecnológico do Rio, seu primeiro centro de pesquisa no país com o objetivo de desenvolver tecnologias adequadas aos desafios relacionados ao pré-sal e dar suporte à tecnologia avançada para E&P offshore no Brasil.

Da esquerda para a direita, Florival Carvalho, diretor da ANP, Carlos Tadeu da Costa Fraga, gerente executivo do Cenpes; José Miranda Formigli Filho, gerente executivo do pré-sal; Andy O’Donnel, presidente da Western Hemisphere Baker Hughes; Maurício Figueiredo, vice presidente da Baker Hughes do Brasil; Maurício Guedes, diretor do Parque Tecnológico do Rio e da Incubadora de Empresas da Coppe/UFRJ; Leduvy Gouvea, diretor geral da Queiroz Galvão Óleo e Gas; e César Muniz, diretor do centro de pesquisa e tecnologia da Baker Hughes na América Latina.

ramentas pilotos de forma a prepará-las para realizar testes em campos e temos quatro laboratórios analíticos que manipulam produtos químicos para fabricar outros utilizáveis na construção, produção e completação de poços; e laboratórios mais especializados para manipular e realizar, dentre outros, testes em fluidos químicos como, por exemplo, análise de termodinâmica dos fluidos produzidos nos campos de petróleo, detecção de viscosidade, laboratório de cimentação e de física de rochas, além de escritórios e salas de reunião”, informou o diretor.

Segundo Muniz, o empreendimento contará com equipamentos de alta previsão, mas eles ainda não chegaram no país, pois tiveram que ser importados do exterior. Mas isso deve acontecer a partir de janeiro de 2012, quando começará a operação. “Não existe fabricante desses equipamentos, então tivemos de importar da Alemanha, Estados Unidos e Suíça”, disse.

As obras do centro foram iniciadas em novembro do ano passado, mas, de acordo com ele, demoraram um pouco para iniciar devido à burocracia local. “Atrasamos o início da obra para novembro, mas felizmente conseguimos superar este atraso inicial e mantivemos a data de inauguração como previsto”, apontou.

O diretor da Baker informou que a empresa está em processo de contratação de mão de obra, buscando profissionais especializados locais, especialmente mestres, doutores e jovens graduados.

“Queremos nos integrar à academia local, inclusive já temos parcerias com as principais universidades e institutos de pesquisa do país”, ressaltou.

O executivo comentou ainda que a Baker atualmente está construindo um centro de pesquisa e tecnologia semelhante a este do Brasil no Oriente Médio, para atender as demandas offshore da região. Ele estará em pleno funcionamento também no início de 2012.

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produtos e serviços

Refinaria de Manguinhos

A nova fase de Manguinhos

A nova aposta da Refinaria de Manguinhos é a instalação de uma unidade de destilação a vácuo, que possibilitará processar petróleos mais pesados com mais flexibilidade operacional para processar cargas diferenciadas.

A refinaria está também instalando uma nova caldeira à vapor, em substituição às antigas, Tudo isto faz parte do processo de modernização dos equipamentos, gerando melhor rendimento produtivo, com menores consumos e emissões de poluentes, sem, no entanto, alterar o volume produzido. “Vamos continuar com a modernização do sistema de automação industrial das unidades, reduzindo os riscos de acidentes com ganhos operacionais, de segurança e ambiental. E continuamos investindo continuamente em segurança, reduzindo as chances de acidente e melhorando o controle operacional”, explica o presidente da refinaria, Paulo Henrique Menezes.

De acordo com ele, a modernização engloba os processos industriais, redução de emissões, segurança e a gestão mais focada em resultados.

Segundo Menezes, algumas destas iniciativas já estão em prática, como as mudanças na gestão da empresa e os procedimentos que aumentam a segurança dos colaboradores e reduzem as emissões. “As modernizações industriais previstas estarão ativas

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Fotos: Divulgação

Após passar por altos e baixos, a Refinaria de Manguinhos, a única unidade nacional que não faz parte do complexo de refinarias da Petrobras, se apresenta com uma nova estrutura e segue tocando um de seus projetos prioritários – o terminal marítimo, que interliga a refinaria à Baía de Guanabara e é considerado uma alternativa importante para a cadeia de produção e distribuição de derivados de petróleo.

ainda no primeiro semestre de 2012”, complementa.

Depois de liderar o ranking das ações mais valorizadas em 2010 – Ordinárias (ON), alta de 502% no ano e Preferenciais (PN) com mais 445% – de acordo com a Melhores e Maiores da Exame, a Refinaria de Manguinhos volta para a lista das ações com grande desempenho no acumulado de 2011 e registra valorização superior a 50% nas ON, contra o Ibovespa de 16,09% negativos, de janeiro até semana passada e CDI de 5,39% no mesmo período.

“Desde que o Grupo Andrade Magro adquiriu o controle da empresa, traçamos um plano estratégico que vem sendo cumprido à risca. E os resultados estão aparecendo. Além da parte industrial propriamente, nossos números também demonstram uma evolução que agrada aos acionistas, que apos-

tam cada vez mais em nosso sucesso”, indica o presidente da refinaria.

A Refinaria de Manguinhos produz, comercializa e distribui os principais derivados do petróleo, atuando no mercado por meio de suas subsidiárias Manguinhos Distribuidora e Manguinhos Química. A planta tem uma capacidade de processamento de 15 mil barris de petróleo por dia para a produção de gasolina comum, gás liquefeito de petróleo (GLP), diesel, óleo combustível e solventes especiais.

Em 2008, quando foi adquirida pelo Grupo Andrade Magro, a refinaria, através da empresa Grandiflorum Participações, reiniciou seus projetos, proporcionando crescimento e novos investimentos para o país.

Para garantir que os maus tempos são coisa do passado e o bom desempenho se repita nos próximos anos, Menezes contou que a refi-

naria se estruturou ao implantar uma boa gestão, voltada para a administração eficaz de custos, para atuar com agilidade a fim de se inserir no novo desenho do mercado internacional. Foram contratados profissionais voltados para resultado e Manguinhos se dedicou a uma política eficaz de gestão com foco na meritocracia.

Segundo o presidente de Manguinhos, em razão das atuais características do mercado, o projeto de biodiesel, antes prioritário da refinaria, deixou seu posto para o projeto do terminal marítimo que interliga a refinaria à Baía de Guanabara. “Este é um dos grandes ativos da companhia e será em muito otimizado para atender as demandas do pré-sal”, afirma, salientando que a refinaria retornará ao projeto de biodiesel tão logo o cenário se mostre interessante.

Menezes disse ainda que com a utilização desse terminal marítimo podem surgir oportunidades para o

Produtos: Gasolina comum; diesel; diesel comum; óleo combustível B1; biodiesel; Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) SERVIÇOS: Carregamento e armazenamento (capacidade de armazenamento da refinaria: 1,5 milhão de barris, volume quase equivalente ao consumo diário do Brasil) pré-sal no que se refere às atividades de farm-oil (ou fazenda de óleo), ou seja, grandes parques de tancagem,

capazes de armazenar imensas quantidades de óleo para depois enviá-lo para grandes navios. Quanto ao protocolo de intenções que Manguinhos havia assinado com a Petrobras em 2010 para estudos conjuntos de oportunidades de negócios, Menezes informou que eles optaram por não seguir com a parceria.

Em outubro de 2011, Manguinhos fechou um acordo com o Macquarie Bank para analisar a viabilidade de investimento e/ou financiamento para a exploração e produção do campo petrolífero Riacho Velho, em Upanema (RN). A aquisição desta área irá permitir o ingresso da empresa no upstream e acesso à sua própria matéria-prima.

De acordo com Menezes, o poço, a princípio, tem volume estimado de 5 milhões de barris de petróleo e 39,7 milhões de m³ de gás. “Este seria o modesto começo de nossa entrada no mercado upstream”, conclui.

Estaleiro Jurong Aracruz

Lançada pedra fundamental O empreendimento pertence à Jurong Shipyard, subsidiária da SembCorp Marine (SCM) de Cingapura, e chega ao estado para atender a demanda da indústria do petróleo na exploração dos campos do pré-sal. O estaleiro será responsável pela construção, conversão e reparos de navios sonda, navios plataforma e plataformas de perfuração.

A empresa ocupará uma área de 825 mil m2 e vai criar 2,5 mil vagas de trabalho no período de obras de instalação, que deve durar aproximadamente dois anos. Quando estiver operando, o estaleiro vai gerar seis mil empregos entre diretos e indiretos. A obra está orçada em R$ 500 milhões.

“A expectativa é de que em 2014 as obras do estaleiro estejam totalmente concluídas, mas em 2013 já estaremos com condições de operar”, afirmou Lu-

Foto: Divulgação

No fim do mês de dezembro foi lançada a pedra fundamental do estaleiro Jurong Aracruz, que ficará localizado em Barra do Sahy, no município de Aracruz, no Espírito Santo.

ciana Sandre, diretora Institucional do Estaleiro Jurong Aracruz.

Visando minimizar os impactos, principalmente na área social, o estaleiro está dando prioridade aos profissionais da região no preenchimento das vagas de trabalho.

Já está confirmado o convênio com o Instituto Federal do Espírito Santo (Ifes), para a realização de intercâmbio profissional e cultural em Cingapura, que vai contemplar 15 estudantes e cinco

professores por ano. Os alunos e professores terão acesso a capacitação técnica e transferência de tecnologia, que será aplicada na construção de embarcações e plataformas no estaleiro.

Os fornecedores locais também terão prioridade na contratação de bens e serviços. O estaleiro já cadastrou as empresas da região e realizará a capacitação para posteriormente selecionar os fornecedores que atenderem às exigências técnicas do Estaleiro.

A empresa pode já no seu primeiro ano de existência receber um importante trabalho. O estaleiro fez proposta à Sete Brasil, que disputa a licitação para o afretamento de 21 sondas de perfuração da Petrobras. O estaleiro teria capacidade para entregar até nove unidades dentro do tempo exigido pela Sete Brasil.

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análise

Petróleo e gás no Brasil:

antes mal acompanhado do que só

Explorando os benefícios das parcerias numa das indústrias que mais cresce no Brasil.

N

Bashir Karim Vakil é sócio do escritório Karim Vakil & Cruz Vizaco Advogados, e especialista em Petróleo e Gás e Indústria Offshore.

Ana Luiza Cruz Vizaco é sócia do escritório Karim Vakil & Cruz Vizaco Advogados, e especialista em Petróleo e Gás e Indústria Offshore.

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os últimos quatro anos o mundo mudou muito. Assistimos a uma das maiores crises financeiras globais da história moderna. Desmistificamos a teoria das soberanias inquebráveis, ao mesmo tempo que assumimos que algumas entidades são “grandes demais para quebrar” (do inglês too big to fail). Migramos de uma teoria fundamentalista de livre mercado – na qual o mercado tem sempre razão, e tende naturalmente ao equilíbrio –, para uma teoria intervencionista, na qual os Estados criam pacotes de nacionalização de ativos privados e soberanias se unem para salvar outras soberanias. Estes são tempos de provação... e já diz a velha expressão que “o que não mata, engorda”.

Assim foi com o Brasil.

Neste período conturbado, o país deixou, pouco a pouco, de ser um ator coadjuvante para passar a ser, junto com a China, um dos países impulsionadores da economia mundial, desempenhando papel fundamental nas políticas de resgate da economia de países outrora poderosos do Velho Continente.

O jogo virou!

Esta virada começou, talvez de forma mais mediática, com o anúncio da descoberta de Tupi – lá em 2007. Seguiu-se a crise financeira de 2008 que afetou as bolsas de todo o mundo e fez o dólar norte-americano e o Euro subirem, e o Real despencar... a economia brasileira reagiu de forma heroica, e em poucos meses superou o patamar pré-crise; o Real reassumiu o seu valor. Ante as adversidades a economia brasileira, conseguiu fechar 2009 com um crescimento de quase 3% e o país foi considerado investment grade pela agência Standard & Poor’s. Para fechar o ano em alta, The Economist, a maior e mais importante revista econômica do mundo, publicou uma capa em que o Cristo Redentor decola como um foguete, sob o título “Brazil takes off ”. 2010 prometia. E o Brasil cumpriu! O PIB brasileiro fecha o ano com um crescimento de 7,5%, o maior desde 1986. Poucas economias no mundo têm um desempenho igual à brasileira neste período.

Em quatro anos, enquanto ao norte do Caribe se assiste à crise do subprime, ao sul, em terras de Vera Cruz, assiste-se a um aumento no preço dos imóveis equivalente a 400%.

Recentemente, a Petrobras anunciou o seu plano de negócios para o período 2011-2015, que prevê um investimento total de US$ 224,7 bilhões – 57% desse valor serão aplicados na área de E&P. Não há o que dizer. O mundo todo quer investir no Brasil. Principalmente o mundo do Petróleo e Gás.

No entanto, se o desempenho econômico do país apela fortemente para a vontade do investidor estrangeiro, fatores como a burocracia, a corrupção e os impostos colocam o Brasil na 73ª posição do ranking da Forbes, que dispõe sobre os melhores países para se fazer negócios no mundo.

O setor do Petróleo e Gás não é diferente... é pior!

Foto: Agência Petrobras

Vamos tomar como exemplo uma empresa estrangeira que possui embarcações de apoio marítimo a plataformas de petróleo e que, como qualquer empresa estrangeira, quer trabalhar para a Petrobras: 1. Como se sabe, a contratação na Petrobras ocorre por licitação. Ora, uma empresa só poderá ser convidada a participar numa licitação da Petrobras se for cadastrada no CRCC (Certificado de Registro no Cadastro Corporativo). O processo é burocrático, e como burocrático que é, é moroso.

2. Além disso, deve a empresa estar regularmente constituída como entidade brasileira e possuir capital próprio a assegurar as atividades que prestará à concessionária.

Assim, da constituição de uma sociedade brasileira, sua inscrição nos órgãos públicos para obtenção do devido licenciamento, abertura de conta bancária ao registro no Banco Central de investimento externo para integralização de capital, bem como injeção de capital de giro inicial, todos os passos devem ser estritamente respeitados para que a empresa não sofra com qualquer desqualificação durante o processo licitatório.

3. Não obstante, como regra geral, deve a empresa estar autorizada pela Agência Nacional de Transportes Aquaviários (a Antaq) para ser uma Empresa Brasileira de Navegação (ou EBN). Para tanto, deve ela possuir capital social mínimo de R$ 2.500.000,00 e uma das seguintes opções: ou (i) ser proprietária de pelo menos uma embarcação com bandeira brasileira que não esteja fretada a casco nu a terceiros, ou (ii) afretar embarcação de bandeira brasileira, a casco nu, por prazo superior a um ano, ou (iii) estar a construir pelo menos uma embarcação em estaleiro brasileiro, desde que pelo menos 10% do peso leve da embarcação ou o somatório dos pesos leves das embarcações sejam construídos em estaleiro brasileiro, ou (iv) desejar obter financiamento com recursos do Fundo de Marinha Mercante para a construção de embarcação em estaleiro brasileiro e para o pré-registro de embarcação em construção em estaleiro brasileiro, no Registro Especial Brasileiro (o REB).

4. Ressaltamos também que toda a atividade que se envolva com petróleo, gás natural e seus derivados estará sob as rédeas da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e, por isso, deverá também a empresa obter autorização da referida agência.

5. Todavia, torna-se válido expor que para transformar uma embarcação estrangeira numa embarcação brasileira, o interessado deve cumprir com inúmeros requisitos referentes ao registro da bandeira. Ademais, importar embarcações de apoio marítimo é praticamente inviável nos dias atuais, já que a indústria nacional protecionista atua de forma contundente contra qualquer tentativa.

6. Por outro lado, apesar da indústria nacional estar se esforçando para competir com estaleiros estrangeiros (o Banco Nacional do Desenvolvimento aprovou recentemente o financiamento de US$ 226 milhões ao estaleiro STX OSV Niterói S/A para a construção de três navios de

apoio a plataformas de petróleo), construir navios aqui pode ser mais custoso e os riscos de não cumprimento contratual por parte de alguns estaleiros ainda persiste.

Como se vê, as dificuldades são muitas e amiúde suficientes para desestimular até o investidor mais agressivo.

Contornando obstáculos É importante reconhecer, então, que existem alternativas válidas para empresas estrangeiras iniciarem as suas atividades no Brasil, sem que sejam obrigadas a despender recursos e tempo em excesso. Falamos de parcerias com empresas locais, experientes em mercado brasileiro e em risco Brasil.

Parcerias para participação conjunta em licitações podem ser viabilizadas simplesmente mediante a assinatura de MOUs (memorandus de entendimento) ou LOIs (cartas ou protocolos de intenções) e a negociação cuidadosa de termos e condições que regulem as várias fases da participação num projeto.

Em caso de sucesso numa licitação, as participantes solenizam a sua parceria mediante a formação de consórcios ou joint ventures contratuais – qualquer das duas, com custos, prazos e burocracias infinitamente inferiores aos obtidos mediante uma participação solitária do ente estrangeiro.

Num tal regime, ambas as empresas se beneficiam com o intercâmbio profissional e tecnológico operado.

A indústria nacional evolui com a experiência estrangeira. E a empresa estrangeira, por sua vez, beneficia-se de uma entrada mais suave no mercado brasileiro, tendo ainda a oportunidade de aprender os localismos com quem melhor os conhece – a empresa brasileira.

A história recente do petróleo e gás brasileiro mostra-nos vários casos de sucesso que começaram desta forma. O mercado local está aquecido. E cumpre-nos, para o bem geral, auxiliar as empresas estrangeiras a contornar os obstáculos que colocam o Brasil (apenas!) na 73ª posição do ranking da Forbes.

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mancais

Mancais

de deslizamento autolubrificantes Soluções-padrão em materiais metálicos são complementadas com materiais compostos de alta tecnologia em equipamentos offshore.

O

s mancais autolubrificantes, livres de manutenção, são considerados padrão em equipamentos offshore há mais de cinco décadas. Aplicações específicas como os sistemas de plataforma autoelevável, de Turret, de Mooring e de Jack-up, bem como em equipamentos de lançamento e manuseio de tubos, perfuração, guindastes e equipamentos subaquáticos, representam um amplo espectro para o uso destes materiais.

A versatilidade no uso destes mancais em equipamentos offshore se justifica basicamente pelo enorme nível de exigência por segurança e confiabilidade deste setor.

Materiais autolubrificantes são usados sempre que as soluções convencionais tais como bronze com graxa não são práticas, não podem ser realizadas por motivos técnicos ou ambientais ou seu funcionamento efetivo não pode ser garantido. O foco será principalmente em aplicações com altas cargas e com baixas velocidades de deslizamento.

O processo tribológico dentro dos materiais de deslizamento autolubrificantes, metálicos ou não metálicos é basicamente o mesmo: micromovimentos geram microdesgastes na superfície de deslizamento e o lubrificante sólido existente na estrutura do material é liberado.

Este lubrificante sólido (que pode ser grafite, PTFE ou certos sulfetos) é transferido para o contramaterial (eixos com movimentos de rotação e oscilatórios ou placas com movimentos de translação) onde se forma uma película de lubrificante sólida e estável entre os materiais (bucha/eixo, placa/contraplaca) em função do movimento relativo, mesmo sob altas cargas, garantindo-se a lubrificação permanente.

Solução tradicional

Hubert Hilp é gerente de Aplicação Offshore & Marine da Federal Mogul DEVA GmbH. Colaboração de João Amaral, engenheiro de Equipamentos da Petrobras (UN-Rio), e de Wanderley Egídio, gerente de área América do Sul da Federal Mogul DEVA GmbH.

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Nos últimos anos, os usuários foram confiando quase que exclusivamente em bronzes-alumínio de alta resistência mecânica e à corrosão nos quais se obtêm propriedades autolubrificantes com a inserção de plugues de lubrificantes sólido (normalmente grafite compactado) Estes matérias, como, por exemplo, o deva.glide®, consistem em ligas de bronze fundido de alta resistência ao desgaste com a inserção de plugues de lubrificante sólido uniformemente distribuído na superfície de deslizamento de acordo com o princípio chamado “macrodistribuição”. O arranjo destes plugues depende também da direção do movimento.

A adequação geral de tais soluções foi recentemente reconfirmada em um artigo da Edison s.p.a, Itália, o qual foi publicado por ocasião da OMC (Offshore Mediterranean Conference) em 2010 em Alexandria (Egito).

Neste artigo, Angelo Zanetti, gerente responsável pelo projeto, descreve minuciosamente esta solução aplicada em projeto no campo petrolífero Veja, no Canal da Sicília (Itália).

Foto: Divulgação / Deva

Até meados de 2008, Edison s.p.a., operou sua embarcação FSO-Veja, a qual estava ancorada continuamente por 23 anos através de um sistema de atracação de ponto simples (projetado por SBM Mônaco). Durante os anos 2008/2009, o navio projetado com ‘casco simples’ teve que ser substituído pelo FSO Leonis de ‘casco duplo’ de acordo com o ‘Regulamento Marpol’.

Durante o trabalho do ajuste necessário no sistema de amarração existente, uma enorme rótula radial (em deva.glide® com diâmetro interno de 1.200 mm) fornecida pela Federal Mogul Deva foi revisada e colocada de volta para o uso com o FSO Leonis por mais 15 anos, o que corresponde a uma vida operacional total de 38 anos!

Como este conceito está consolidado, ainda será intensivamente usado com foco principal em grandes buchas e rótulas com diâmetros internos de 500 mm a 3.500 mm.

Do ponto de vista técnico, no entanto, é de crucial importância estar certo que haverá movimento suficiente neste tipo de sistema de mancais durante toda a vida útil para se garantir que se terá uma “sobreposição” entre os depósitos de lubrificante. Somente desta forma uma película uniforme de lubrificante pode ser continuamente construída sobre o contramaterial (eixo).

Portanto, esta solução autolubrificante deixa de ser apropriada para aplicações com pequenos movimentos angulares ou micromovimentos como em fairleads e fairlead-chainstopper.

Soluções contemporâneas Existem melhores alternativas que o “bronze com plugues” dentro da família dos materiais metálicos como, por exemplo, o deva.metal® e o deva.bm®. Ambos pro-

FSO Leonis ancorado no system SPM = 4 itens

Imagem 1 (deva.glide® + micrografia = 2 itens)

Imagem 3 (deva.metal® + micrografia)

duzidos por uma tecnologia específica de sinterização que difere essencialmente do “bronze com plugues” pelo fato de o lubrificante sólido estar uniformemente distribuído na matriz metálica e de permitir que o tipo e quantidade de lubrificantes sejam personalizados para aplicações específicas.

Os mais importantes critérios para a seleção do material são tipicamente a carga específica, a velocidade de deslizamento, a amplitude e quantidade de movimentos e, obviamente, para offshore, a resistência à corrosão devido às condições ambientais.

A imagem 3 refere-se a uma família de materiais deslizantes autolubrificados contendo lubrificantes sólidos uniformemente distribuídos na estrutura do material.

De acordo com as condições de operação específicas podem-se adaptar as ligas para atendê-las.

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mancais

Imagem 6 (Tabela): Comparativo dos materiais

Opções avançadas com materiais compósitos de alta tecnologia

Imagem 4 (deva.bml® + micrografia)

Imagem 5 (deva.tex® + micrografia)

A imagem 4 refere-se a um material ‘parede-fina” bimetálico constituído de um suporte de aço (resistente à água do mar) com uma camada de deslizamento em deva.metal®. O lubrificante sólido presente na estrutura do material pode ser grafite ou PTFE. A principal vantagem destes dois modernos sistemas sobre a tradicional solução “com plugues” é que, mesmo durante micromovimentos, sempre será fornecido uma quantidade suficiente de lubrificante e a função autolubrificante será garantida, uma vez que os lubrificantes sólidos estão homogeneamente incorporados na camada de deslizamento.

Além disso, o deva.bm®, como um projeto “parede-fina” oferece vantagens a seu usuário quando o espaço para instalação é limitado ou o desgaste máximo ≤ 1,5 mm não pode ser excedido Exemplos de aplicação são em juntas universais, em guindastes, em sistemas de ancoragem, em sistemas de descarga e em pequenas rótulas (≤ 300 mm) dentre outros.

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Atualmente, não só os mancais de materiais metálicos são usados no setor offshore. Sistemas com materiais compósitos de polímeros, resistentes e duráveis, de alta tecnologia, desempenham um papel importante no processo decisivo para obter o material mais apropriado para mancais (buchas, rótulas, placas de deslizamento, etc.).

Sua adequação também para aplicações envolvendo altas cargas e baixas velocidades de deslizamento em comparação com soluções em materiais metálicos são complementares, quando outras propriedades são necessárias.

Aumentou de modo significativo a demanda por taxas de desgaste muito baixas, por uma alta resistência à corrosão (em especial à água do mar), por um baixo peso e, acima de tudo, por um coeficiente de atrito mais consistente em níveis baixos, o que tem causado uma mudança de mentalidade em aplicações offshore. A palavra-chave aqui é subaquático.

Portanto, soluções alternativas baseadas em “polímeros de alta tecnologia” estão ganhando importância cada vez maior e se aproximando de áreas quando os materiais metálicos foram usados com sucesso por décadas. Deva. tex® é um exemplo deste tipo de material (compósito de alta tecnologia) desenvolvido especificamente para aplicações em água.

A imagem 5 corresponde ao Deva.tex®, um material autolubrificante, sendo as buchas/rótulas constituídas por compósitos de fibra de vidro reforçada, o qual é produzido usando uma tecnologia especial de enrolamento dos filamentos. O material base (suporte) garante alta resistência mecânica, enquanto a camada de deslizamento especial contém fibras não abrasivas e lubrificantes sólidos garantindo excelentes propriedades tribológicas mesmo em ambiente úmido ou submetido à carga de borda. Os lubrificantes sólidos foram desenvolvidos para

aplicação subaquática para garantir coeficiente de atrito e taxas de desgaste extremamente baixas.

Exemplos atuais para este tipo de abordagem no Mercado offshore/subsea são diversas aplicações em risers como sistemas de tensionamento, hang-offs, conectores ou placas de deslizamento para Turret systems, stab connectors para veículos submarinos operados remotamente (ROV) só para mencionar alguns.

Hoje, as mudanças mais críticas podem ser encontradas em fairleads e fairlead-chainstoppe. Válida durante décadas, soluções com bronze e plugues estão cada vez mais sendo substituídos por compósitos de alta tecnologia. Esses tipos de aplicações devem ser projetados para expectativas de 20-25 anos de vida útil, portanto, exigindo valores de atrito e de taxas de desgaste essencialmente baixos.

No entanto, as demandas por segurança e confiabilidade também são válidas para materiais de fibra, então a estabilidade de forma e dimensional, a não delaminação e o não inchaço são propriedades obrigatórias para estes materiais.

A tabela no alto da página anterior, simplificada, mostra as principais propriedades técnicas das quatro alternativas, suas vantagens e desvantagens como uma primeira orientação.

Muitas das propriedades dos materiais acima mencionados dependem das condições de ope-

rações específicas. Os coeficientes de atrito, por exemplo, podem variar muito, dependendo da carga, em alguns casos.

Além disso, ao projetar soluções de “buchas de deslizamento a seco”, critérios como a dissipação do calor gerado pelo atrito, corrosão, abrasividade, choque mecânico e carga de borda desempenham um importante papel na determinação do material mais adequado para a bucha. É por isso que somente as informações gerais podem ser dadas neste relatório.

Assim sendo, a disponibilidade de soluções comprovadas de materiais para buchas, seja no conceito metálico ou nos novos e modernos sistemas com compósitos de plástico, permitem ao engenheiro desenvolver uma solução técnica mais personalizada para atender às demandas de sua aplicação.

Torna-se cada vez mais importante atender aos requisitos ambientais e econômicos estabelecidos e cabe aos usuários e/ou clientes reverem suas abordagens tradicionais e se familiarizarem com os prós e os contras de ambos os grupos de materiais.

Para tanto, é sempre recomendável entrar em contato com os fornecedores, durante o desenvolvimento do projeto, para pedir-lhes o devido suporte técnico na análise e definição do material mais apropriado para cada aplicação específica.

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controle microbiano

Controle microbiano

gera aumento de produção de gás Programas aprimorados de controle microbiano reduzem os efeitos prejudiciais nos equipamentos de produção, oleodutos e até mesmo no reservatório.

O

Debora Takahashi é especialista em Aplicação da Biocidas de Processos de Dow Microbial Control na América Latina. É responsável pelo suporte técnico à indústria de petróleo, tratamento de água, mineração e saúde animal. É bióloga pelo Instituto de Biologia da Universidade de São Paulo, mestre em Biotecnologia e doutora em Microbiologia pelo Instituto de Ciências Biomédicas da Universidade de São Paulo.

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controle microbiano na indústria de gás e petróleo é realizado principalmente para evitar os efeitos prejudiciais do crescimento microbiano no equipamento de produção, no oleoduto e no reservatório. Esses efeitos são bastante conhecidos na indústria e incluem o seguinte: incrustação biológica (Videla et al., 1995), corrosão influenciada microbiologicamente (Pope, 1991; Videla, 1991), fermentação microbiana (McInerney & Sublette, 1997; McInerney et al., 1993), tal como produção biogênica H2S e redução da permeabilidade do reservatório (Khazipov et al., 1993).

O impacto dos efeitos prejudiciais do mau controle microbiano resulta em perdas no tempo de produção, má qualidade de petróleo cru e gás e, ocasionalmente, falhas sérias no encanamento. No caso dos encanamentos, o tratamento do controle microbiano é em geral resultado de falhas anteriores e/ou tentativas de mitigar futuras falhas, em vez de ser um tratamento proativo ou preventivo. Os efeitos positivos do controle microbiano proativo na indústria do petróleo e gás em geral não são considerados.

O modelo de microescala com fluxo de duas fases em meio poroso, combinado com os modelos modernos de crescimento de biofilme e atrito, pode ser usado para demonstrar e caracterizar o impacto do mau controle microbiano na produção de gás em reservatórios não convencionais de gás de xisto (Bottero et al., 2010). Este tipo de modelo pode ser usado para ajudar a criar limites no domínio tanto do tempo como do espaço para programas aprimorados de controle microbiano, isto é, durante o tempo em que programa de controle microbiano deveria funcionar e quando ele é mais importante para a produção de hidrocarboneto.

Apesar de sabermos que bactérias termofílicas existem e prevalecem em condições de reservatório (Leu et al.,1998; Mueller & Nielsen, 1996; Nilsen et al., 1996; Pedersen, 2000; Sanchez et al., 1993), a maioria dos testes de triagem microbiana continua sendo realizada em bactérias que crescem sob temperaturas bastante abaixo daquelas existentes no reservatório (Johnson et al., 2008; Pope et al., 1990; Ruseska et al., 1982).

Além disso, os testes de triagem raramente usam tempos de contato superiores a 24 horas e, quando são usados tempos de contato mais longos, o teste de reexposição não é incorporado. É importante realizar um teste de reexposição microbiana durante os testes de triagem para o controle microbiano, conduzidos durante períodos prolongados de tempo, já que as condições normais no reservatório contêm microrganismos endêmicos que persistem durante toda a formação, não apenas na região da perfuração do poço.

Se o teste de reexposição não for utilizado, os tempos de contato prolongado representam somente a eliminação inicial, o que favorecerá os produtos de rápida ação, que de fato não proporcionam nenhum atributo de

desempenho prolongado. Testes desse tipo quase sempre são mais semelhantes a uma análise de “desinfecção”, o que não é prático para operações de petróleo e gás.

Os perfis de degradação térmica dos biocidas são bastante conhecidos e muitos biocidas usados na indústria de petróleo e gás se degradam com muita rapidez sob temperaturas extremas em reservatórios profundos. Muitos biocidas que têm perfis de degradação térmica rápida são os mesmos biocidas com o modo de ação mais rápido.

Dessa forma, aqueles com perfis de degradação térmica lenta ou estáveis diante do calor possuem uma ação relativamente lenta. Assim sendo, foi desenvolvida uma combinação de produtos a fim de alcançar os índices de desempenho tanto para a eliminação rápida como para a conservação em longo prazo para cargas microbianas prolongadas.

Figura 1 – Deslocamento simulado da fase de água (em azul) pela fase gasosa (em vermelho) em três intervalos diferentes em meio poroso: (à esquerda) sem biofilmes e (à direita) com biofilmes (mostrado nas áreas cinzas).

Modelagem de biofilme em meios porosos Dois passos principais podem ser distinguidos na abordagem de modelagem adotada durante o estudo dos efeitos do biofilme em meios porosos. Primeiro, as bactérias são ligadas aos grãos, permitindo que cresçam somente na água fornecida com os nutrientes.

O domínio como um todo é saturado em água e o biofilme cresce nos poros, não nos grãos. Esse processo pode levar dias ou até semanas.

No segundo passo, o gás começa a fluir no domínio do modelo, deslocando a água (“fase de desidratação”).

Esse é um processo muito mais rápido do que o crescimento do biofilme, ocorrendo em questão de segundos no pequeno domínio considerado no cálculo (1 cm de altura por 5 cm de comprimento).

Consequentemente, calculamos em separado o desenvolvimento do biofilme nos grãos (1 mm a 2 mm de diâmetro) e aplicamos as estruturas obtidas (geometria do grão/biofilme) como entrada para o modelo de desidratação. Detalhes sobre as equações modelo e os parâmetros de entrada podem ser encontrados em Bottero et al. (2010).

A presença de colônias de bactéria pode afetar o fluxo de gás de pelo menos duas maneiras: 1) modificando a molhabilidade dos grãos ou 2) alterando a geometria do meio poroso (tanto a proporção da porosidade como o tamanho da abertura dos poros).

Duas colônias microbianas podem crescer em grãos adjacentes e fundir-se, obstruindo o espaço ou a abertura dos poros. A diminuição da abertura dos poros representa um aumento na queda de pressão e na passagem do fluxo no meio poroso. Como resultado, o gás poderá fluir pelo espaço dos poros apenas quando a pressão do gás ultrapassar a pressão capilar. Se a pressão capilar for superior à pressão da entrada do gás, então o gás não poderá fluir para dentro dos poros e a água ficará presa.

Várias simulações foram feitas para estudar os efeitos dos biofilmes no fluxo de gás. A Figura 1 representa o flu-

Figura 2 – Painel à esquerda: taxa de fluxo de água e gás em contraste com a passagem de tempo na linha x = 0,03, em um domínio com (linhas pontilhadas) e sem (linhas sólidas) biofilmes. Painel à direita; saturação de água em contraste com o tempo na simulação com ou sem biofilme desenvolvida nos agentes de escoramento.

xo de gás (em vermelho) em meio poroso em três etapas diferentes t1=0,03 s, t2=0,07 s, t3=0,108 s. Primeiro, o espaço dos poros foi saturado completamente com água (em azul), então a fase gasosa fluiu a partir do lado esquerdo, deslocando a água. A Figura 1 compara o fluxo do gás na ausência dos biofilmes (painéis à esquerda) com o fluxo na presença dos biofilmes (painéis à direita: colônias de biofilme ligadas aos grãos são representadas pelas áreas cinzas).

As taxas do fluxo de água e gás calculadas na ausência dos biofilmes foram comparadas aos valores obtidos com as simulações feitas com o crescimento do biofilme nos grãos dos agentes de escoramento. A fim de evitar efeitos de limites, as taxas de fluxo instantâneo são TN Petróleo 81

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controle microbiano Nomes químicos

Abreviação

Glutaraldeído

Glut

Sulfato Tetrakis Hidroximetil Fosfônico

THPS

Tris (hidroximetil) ni- TN trometano (Tris Nitro) cloreto de cis-1-(3CTAC -cloroalil)-3,5,7-triazo-1-azoniadamantano oxazolina dimetil

DMO

cloreto de alquil dimetil benzil amônio

ADBAC

cloreto de dodecil dimetil amônio

DDAC

calculadas próximas do centro do domínio simulado a x = 0,03 m. A porcentagem da biomassa no domínio era de 10% e a porosidade total diminuiu de 65% para 55% quando os biofilmes foram incluídos.

Percebe-se primeiramente que, com os biofilmes, a frente de gás passa pelo limite de x = 0,03 m mais tarde do que na ausência dos biofilmes (Figura 2). Isso ocorre por causa da redução na força de impulso para o fluxo de gás, isto é, há maior queda de pressão quando os biofilmes crescem no meio. Em segundo lugar, após 0,1 s a taxa do fluxo de gás na presença de biofilmes é somente metade daquela calculada no meio poroso não bloqueado (comparado na Figura 2, à esquerda, a redução no fluxo de gás vai de 6x10-3 a 3x10-3 m3/s).

Consequentemente, uma mudança em 10% na porosidade total causada pelo crescimento do biofilme pode causar uma queda em dobro nas taxas de produção de gás.

Esses resultados podem ajudar a determinar como, quando e onde os tratamentos de controle microbiano poderiam ser mais bem aplicados para minimizar a infiltração do reservatório e maximizar a produção. Apesar de a escala de domínio desses micromodelos ser muito menor do que o comprimento real da fratura, ela proporciona boa aproximação da quantidade de água que poderia permanecer atrás da fratura e como os biofilmes podem ajudar a estabilizar essa água.

Assim sendo, é muito importante considerar durante quanto tempo a água “presa” permanecerá na microporosidade da fratura, com que rapidez essa água se equilibrará com a formação de temperaturas e salinidades e o que poderia acontecer se o seu programa de controle microbiano não funcionar sob tais condições.

O modelo sugere que em um período muito curto de tempo e com uma pequena quantidade de biomassa, as taxas de produção poderiam ser bastante afetadas.

Os biofilmes também podem continuar crescendo mesmo depois da fase inicial de desidratação, o que 120

TN Petróleo 81

parece acontecer relativamente rápido, porque os microorganismos podem crescer em hidrocarbonetos leves (C1-C8) encontrados comumente nos reservatórios não convencionais de gás. Em reservatórios de óleo, existe uma fonte ainda maior de hidrocarbonetos disponíveis para sustentar o crescimento microbiano. Considerando esses parâmetros, faz sentido investigar as estratégias de controle microbiano que durem mais de um dia e possam continuar oferecendo proteção sob as altas temperaturas e salinidades encontradas comumente nos reservatórios.

Triagem microbiana de alto rendimento Um método para tratamentos de rápida triagem microbiana sob condições anaeróbicas, cuja patente está pendente (Yin, 2009), foi usado para identificar tratamentos promissores para o controle microbiano sob altas temperaturas e salinidades. Esse método permite a rápida triagem com um número maior de tratamentos e combinações e um nível mais alto de precisão (Yin et al., 2007).

As soluções e combinações para o tratamento biocida (Tabela 1) foram preparadas em uma solução definida de sal (3,1 g de NaCl, 1,3 mg de NaHCO3, 47,7 mg de KCl, 72 mg de CaCl2, 54,5 mg de MgSO4, 172,3 mg de Na2SO4, 43,9 mg de Na2CO3 em 1 L de água deionizada), sendo tratada com calor a 60° ou 80°C durante sete dias com exposições diárias de inóculos de SRB (aprox. 105 CFU/ mL). Alguns estudos adicionaram Na2S (10 ppm como H2S) à matriz para proporcionar uma exposição adicional.

A concentração de NaCl foi ajustada para alcançar salinidades diversas, de 0,3% a 15% como NaCl nas matrizes de teste. A eficácia dessas combinações foi avaliada em intervalos de tempo diferentes e, com um mínimo de biocida testado, determinou-se a dosagem necessária para alcançar o controle bacteriano tanto para em curto prazo (duas horas) como em longo prazo (sete dias).

As enumerações foram realizadas usando um método de diluição triplicada em série, com o meio Starkey modificado (3,5 g de lactato de sódio, 1,0 g de NH4Cl, 0,5 g de K2HPO4, 2 g de MgSO4.7H2O, 0,5 g de Na2SO4, 0,1 g de CaCl2.2H2O, 0,5 g de extrato de levedura, 0,1 g de tioglicolato de sódio, 0,1g de (NH4) 2SO4.FeSO4.6H2O em 1 L de água deionizada) para bactéria redutora de sulfato (SRB) e meio modificado de vermelho fenol dextrose (BD, caldo vermelho fenol dextrose com 15% NaCl) para bactéria halofílica produtora de ácido (APB). Todos os testes foram conduzidos sob condições anaeróbicas.

Eficácia Diversos estudos foram conduzidos para identificar as combinações biocidas que proporcionariam tanto uma eliminação rápida como um controle microbiano mais longo e persistente sob as altas temperaturas em reservatório.

Sob alta temperatura – Os dados são apresentados conforme o custo para tratar certo ponto do de-

sempenho e normalizados de acordo com a química do tratamento de biocida que serve de comparação.

Essa abordagem é usada porque vários produtos biocidas possuem custos diferentes e percentagens ativas associadas às suas fórmulas. Geralmente é difícil compreender o custo/benefício dos tratamentos com várias combinações biocidas quando os dados são apresentados como total de ativos. Portanto, o formato do custo por tratamento será usado para apresentar claramente os possíveis benefícios.

A Figura 3 apresenta o custo/benefício do tratamento usando diferentes ativos combinados a THPS em contraste com o tratamento somente com THPS. Nesses testes, a matriz era semelhante à composição da água do mar, enquanto as soluções foram aquecidas a 80°C por sete dias.

O custo do tratamento foi determinado pela identificação da concentração mais baixa de biocida(s) necessária para eliminar de todo os inóculos bacterianos tanto duas horas depois do contato como sete dias mais tarde, seguindo-se reexposições repetidas com inóculos microbianos. Esse indicador testa então não só a eliminação rápida de bactérias, mas também a persistência do controle microbiano sob altas temperaturas durante um período de até sete dias.

Conforme mostrado na figura 3, enquanto THPS é considerado um dos biocidas de melhor desempenho no controle microbiano em aplicações de petróleo e gás, um benefício de até 35% na redução de custos pode ser alcançado usando uma combinação de biocidas.

Na Figura 4, um efeito semelhante é apresentado para a combinação de THPS e CTAC, com um custo/ benefício ainda maior segundo o desempenho.

Novas combinações de THPS: 4% de sal a 80°C por duas horas e sete dias, eliminação de SRB As condições de teste mostradas na Figura 4 tinham a demanda adicional de Na2S (10 ppm como S2-) incluída na matriz de teste por dia. O sal de sulfeto foi usado para simular o H2S natural ou biogênico que pode estar na formação do reservatório e contribuir com a demanda biocida. A Figura 5 mostra mais uma condição de teste na qual a temperatura era de apenas 60°C, em vez de 80°C. Neste teste, a melhoria no custo sinergístico das combinações de THPS mais TN é ainda maior do que as mostradas na Figura 3. Uma explicação é que o cobiocida, que é o TN neste exemplo, foi muito menos degradado termicamente a temperaturas mais baixas e, consequentemente, pode proporcionar um efeito mais sinergístico.

O glutaraldeído é outro biocida comumente usado na indústria de petróleo e gás para realizar o controle microbiano. Sete combinações de glut com outros biocidas foram mostradas para melhorar o custo em até 80% em relação ao produto comparativo de Glut/ADBAC (Figura 6). A melhor combinação foi glut mais TN. Semelhante

Figura 3 – Valores do custo do tratamento para novas combinações de THPS. Os valores são expressos em % do custo do tratamento comparativo para THSP. As condições do tratamento incluem uma matriz de 4% de NaCl, temperatura de exposição de 80°C e tempo de contato de até sete dias. Os pontos de extremidade para um controle eficaz incluem a eliminação completa da cultura SRB inoculada tanto em duas horas como em sete dias.

Figura 4 – Valores do custo do tratamento para novas combinações de THPS. Os valores são expressos em % do custo do tratamento comparativo para THSP. As condições do tratamento incluem uma matriz de 4% NaCl, temperaturas de exposição de 80°C e tempos de contato de até sete dias. Os pontos de extremidade para um controle eficaz incluem a eliminação completa da cultura SRB inoculada tanto em duas horas como em sete dias.

aos experimentos com combinações de THPS, esses testes foram conduzidos com uma matriz de água do mar aquecida a 80°C por sete dias. As combinações de glutaraldeído parecem mostrar melhorias no custo do tratamento em comparação às combinações de THPS (Figura 3). O glutaraldeído não é tão estável diante do calor em comparação ao THPS, então é necessária uma concentração maior de glutaraldeído para proporcionar uma eliminação completa durante os sete dias. Quando o glutaraldeído é combinado a um biocida mais estável diante do calor, tal como o TN, alcança-se um tratamento com melhoria sinergística. Também é interessante observar nesses experimentos a melhoria do glut/DDAC em relação ao produto comparativo glut/ADBAC (Figura 6). É difícil determinar a partir desses dados se esse efeito é resultado dos diferentes compostos de amônia quaternária (quats) usados na formulação ou das proporções de glut:quats. Sabemos que os quats possuem uma estabilidade muito boa diante do calor, então uma formulação com mais quats certamente também seria mais estável diante do calor.

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controle microbiano

Figura 5 – Valores do custo do tratamento para novas combinações de THPS. Os valores são expressos em % do custo do tratamento comparativo para THSP. As condições do tratamento incluem uma matriz de 4% de NaCl, temperatura de exposição de 60°C e tempo de contato de até sete dias. Os pontos de extremidade para um controle eficaz incluem a eliminação completa da cultura SRB inoculada tanto em duas horas como em sete dias.

do mar, a água se torna extremamente salina ao entrar em contato com os minerais das rochas do reservatório e a água de formação. As salinidades da água de injeção podem alcançar facilmente níveis tão altos quanto 15% a 25%. Poucos estudos sobre a eficácia de biocidas são realizados sob salinidades muito altas, pois geralmente é difícil isolar e criar bactéria sob tais condições. A Figura 7 apresenta os resultados dos estudos de eficácia microbiana sob alta salinidade, usando THPS e combinações com TN. Uma mistura de bactéria halofílica produtora de ácido foi usada nesses estudos. Na verdade, os microorganismos dessa cultura exigem uma salinidade superior a 10% para poder crescer. Os estudos foram conduzidos sob 15% de salinidade, a 35°C e em condição anaeróbica. Os resultados mostram que as combinações de THPS mais TN também apresentam uma melhoria no custo do tratamento em comparação ao desempenho do THPS usado sozinho sob alta salinidade (Figura 7).

Esses resultados possuem ramificações importantes no tratamento de reservatórios com altas salinidades.

Eficácia comprovada

Figura 6 – Valores do custo do tratamento para novas combinações de glut.

Os valores são expressos em % do custo do tratamento comparativo para Glut:ADBAC. As condições de tratamento incluem uma matriz de 4% de NaCl, temperaturas de exposição de 80°C e tempos de contato de até sete dias. Os pontos de extremidade para um controle eficaz incluem a eliminação completa da cultura SRB inoculada tanto em duas horas como em sete dias.

Figura 7 – Valores do custo do tratamento para novas combinações de THPS. Os valores são expressados em % do custo do tratamento comparativo para THSP. As condições do tratamento incluem uma matriz de 15% de NaCl, temperatura de exposição de 35°C e tempo de contato de até sete dias. Os pontos de extremidade para um controle eficaz incluem a eliminação completa da cultura APB inoculada tanto em duas horas como em sete dias.

Altas salinidades – Apesar de a química de injeção inicial da água para a recuperação de petróleo e gás poder consistir de salinidades abaixo do nível da água 122

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O modelo de microescala para um fluxo de várias fases, combinado a modelos modernos de crescimento de biofilme, foi usado para quantificar o impacto da formação de biofilme microbiano em meio poroso.

Foram modeladas fraturas hidráulicas de gás de xisto especificamente não convencionais. O crescimento de biofilme nas fraturas hidráulicas diminuiu a porosidade em 10%, resultando em uma redução nas taxas de fluxo gasoso em 50%.

Esse tipo de modelagem nos ajuda a compreender os mecanismos de como os biofilmes podem diminuir a permeabilidade dos hidrocarbonetos de gás ou petróleo.

Isso ajuda a justificar o controle microbiano de longo prazo em reservatórios, em vez de concentrar-se nos tratamentos próximos da perfuração do poço.

Usando métodos de triagem mais rigorosos, que incluem tanto a exposição das soluções de matriz de teste a altas temperaturas (80°C) como um tempo de contato prolongado a até sete dias, várias combinações exclusivas de biocidas, cujas patentes estão pendentes, foram identificadas para alcançar tais indicadores de controle microbiano mais rigorosos. Essas combinações incluem diversos biocidas usados comumente na indústria de petróleo e gás, tais como sulfato tetrakis hidroximetil fosfônico (THPS) e glutaraldeído em combinações com ativos complementares. Além de proporcionarem uma eficácia em longo prazo, essas combinações também satisfizeram o padrão dos indicadores de contato de duas horas e 24 horas, sendo que seu custo de tratamento foi equivalente ou inferior a dos tratamentos padrões que usam somente biocidas.

Dois outros indicadores de desempenho “prolongado” também passaram pela triagem: 1) presença de 10 ppm de sulfeto na matriz de teste e 2) matrizes de alta salinidade (15% NaCl). O desenvolvimento de tratamentos combinados, com capacidade de satisfazer todos os indicadores de “estresse” com custo de tratamento 20% a 50% inferior ao uso somente de produtos biocidas, foi

alcançado por meio de métodos de triagem de direito exclusivo e alta produtividade.

Esses resultados mostram que os indicadores aprimorados de desempenho do controle microbiano, necessários para aumentar a produção de petróleo e gás dos reservatórios profundos de reexposição, podem ser obtidos com maior eficácia quando os tratamentos são combinados.

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seguros

Seguro contra

riscos de engenharia

garante tranquilidade à obra

Com a proximidade de eventos esportivos como a Copa do Mundo e as Olimpíadas, as contratações nas áreas de petróleo e gás vão aumentar.

D

Luciana Santana é diretora da Life Insurance (empresa de consultoria e assessoria em seguros) há 14 anos. É formada em administração pela Estácio de Sá e realizou cursos de especialização na área de seguros como: Atuário, Habilitação Plena de Corretor de Seguros e de especialização em construção civil e seguros ligados à vida.

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e acordo com estimativa do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), a indústria desse setor deve contratar 212 mil trabalhadores até 2014. Com isso, há uma real necessidade de as empresas contratarem os seguros contra riscos de engenharia.

Essa medida é adotada quando se contrata uma empresa para execução de um projeto ou no caso de você ter uma companhia encarregada de obras de engenharia. Esse tipo de prevenção é importante para assegurar os funcionários em caso de acidentes (acontecimentos súbitos e imprevistos), que proporcionam atrasos no cronograma das obras e danos diretos e indiretos ao negócio das empresas envolvidas. Ou seja, o seguro oferece garantias para o cumprimento do que foi firmado para esses eventos de grande porte.

Os acidentes podem ocorrer, por exemplo, durante a execução de obras civis, na instalação e montagem de máquinas e equipamentos, e ainda durante a quebra repentina de equipamentos de produção. O seguro contra riscos de engenharia serve como elemento de apoio econômico e proporciona segurança financeira ao investimento.

No caso das obras civis em construção, o seguro ampara o construtor contra a destruição das obras de engenharia civil, dos equipamentos e das máquinas utilizadas. Durante a instalação e a montagem de equipamentos, esse seguro é uma ferramenta fundamental para auxiliar as empresas que trabalham com esses tipos de serviços, além de prevenir a destruição de estruturas de aço de qualquer natureza. É importante ressaltar o seguro para proteger as empresas em casos de quebras de máquinas e de equipamentos eletrônicos. O empresário deve ficar atento para proteger o empreendimento além das perdas materiais: coberturas de responsabilidade civil devem ser incluídas.

Isso significa que as pessoas envolvidas nas obras estarão asseguradas caso ocorram acidentes.

No momento em que ocorre um acidente, muitos não sabem como proceder. A dica é acionar o plano de contingência, tomar todas as medidas ao seu alcance para reduzir as perdas, documentar os estragos com fotografias e avisar imediatamente a seguradora.

Após este procedimento, o proprietário da obra deverá enviar à seguradora o aviso de sinistro formal com as informações de local, data

Foto: Agência Petrobras

estão descritas todas as ações que o segurado deve tomar em cada evento.

Em relação às contratações do seguro contra riscos de engenharia, o Brasil ainda tem muito campo para ser explorado. Para se ter uma ideia, no caso da minha empresa de consultoria e assessoria em seguros, a Life Insurance, os mais vendidos em 2010 foram os de saúde (50%) e odontológico (30%). O de vida foi responsável por 10% e os outros 10% representaram os ramos elementares, como seguro contra acidentes pessoais, residencial, empresarial, de carro e contra riscos de engenharia.

Esses números mostram que a cultura da contratação desse tipo de serviço ainda não está totalmente difundida no país. Mas, com as taxas otimistas de crescimento das obras de infraestrutura, além dos eventos esportivos, de programas do governo como o de Aceleração do Crescimento (PAC) e do aumento do mercado de construção civil, esses números tendem a crescer nos próximos anos.

e hora do acidente. Além disso, o documento deverá conter uma breve descrição do ocorrido, explicando as circunstâncias do evento, danos e feridos, bem como a estimativa preliminar dos custos, os nomes das testemunhas e as medidas preliminares adotadas.

Vale ressaltar que o corretor de seguros deverá orientar e acompanhar o segurado nesse processo, além de informar os meios que a seguradora possui para receber o aviso e os documentos do sinistro.

Para não perder o direito à indenização é primordial o proprietário da obra ler a cláusula de sinistros. Lá,

INFORMAÇÃO DE QUALIDADE. A tecnologia da informação se aperfeiçoa em ritmo acelerado.

Não basta ser rápido na transmissão dos fatos; é preciso ser eficaz, saber onde prospectar a informação e ser ágil ao transformá-la em notícia.

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fino gosto

O melhor doce português,

com certeza!

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alda maria doces portugueses Rua Almirante Alexandrino, 1.116 Santa Teresa Tel.: 2232-1320 Das 14h às 19h, menos nas segundas-feiras www.aldadocesportugueses.com.br

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por Orlando Santos

No pacato bairro carioca de Santa Teresa há uma pequena casa coberta de azulejos azuis e brancos que abriga uma deliciosa relíquia: o Museu do Doce. Ele faz parte da já famosa casa de doces de Alda Maria, quituteira consagrada: à direita de quem entra no Museu do Doce, uma enorme placa prateada, pregada na parede indica que ela foi eleita, em 2011, a melhor ‘fazedora’ de doces portugueses, em votação realizada por uma revista de grande circulação nacional.

A consagração, que desbancou endereços famosos como a Confeitaria Colombo, Casa Cavé, Manon, e outras não tão seculares, parece não impressionar muito a doceira, que mantém a rotina, junto com três profissionais e a filha Simone, de manter viva a tradição de uma das mais antigas criações da culinária portuguesa.

O gosto da proprietária por delícias à base de muito ovo e açúcar vem de berço. Foi a avó, nascida na terrinha, quem lhe ensinou a manusear os tachos, quando ela era ainda uma menina e gostava de brincar na cozinha.

Alda Maria não nasceu em Portugal, mas em Pelotas, no Rio Grande do Sul, e nunca pisou em solo lusitano. Sua avó, portuguesa, criou a prole à base de doces de ovos e amêndoas e ensinou a todos os segre-

Fotos: Bia Cardoso

Alda Maria e sua filha Simone

Detalhe do Museu do Doce, com exposição permanente de livros e instrumentos utilizados na preparação das receitas.

dos de suas receitas. E a neta as repete e produz os bem-casados, fatias de Braga, Don Rodrigo, pastel de Belém, toucinho do céu, ovos moles, ambrosia...

As receitas herdadas e fabricadas pela família desde 1912, adoçam há 17 anos o paladar de cariocas e turistas que circulam pelo bairro. No ano de 2002, Alda Maria e sua equipe puderam sentir o sabor do sucesso de suas criações, que já atravessaram o Atlântico: uma encomenda de 500 doces para um casamento em Portugal... todos se deliciaram com os bem-casados importados de sua cozinha! E, no Brasil, numerosas festas e casamentos têm a marca de suas iguarias. As encomendas não param de chegar.

A tradição desses doces portugueses, passados de geração a geração, consagram a doceira de Santa Teresa como uma grande, e agora celebrada, refe-

rência na culinária lusitana. E para quem ainda não se debruçou so bre esse passado, não custa informar que os doces originários da Ilha dos Açores foram trazidos para o Brasil (incluindo a avó de Alda) pelos primeiros imigrantes portugueses que se instalaram no Rio Grande do Sul, na cidade de Pelotas, que passou a ser conhecidas como a ‘capital do doce’.

Além dos tradicionais doces portugueses, no espaço de Alda Maria há o referido Museu do Doce, com exposição permanente de livros e instrumentos utilizados na preparação das delícias. Alguns objetos do acervo fizeram parte da exposição Rio de Janeiro capital de Portugal, em comemoração aos 200 anos da vinda da Família Real para o Brasil.

Como os doces fazem parte de uma tradição familiar há oito gerações na família de Alda Maria, ao longo desses anos foram muitos os objetos e utensílios utilizados no preparo dos doces. Daí a importância de conservar viva toda essa tradição, que mesmo com o passar dos anos se mantém praticamente a mesma, assim como suas receitas.

O Museu do Doce, da casa Alda Maria Doces Portugueses, pretende valorizar e manter viva a história desses doces, a sua tradição e suas técnicas.

Forminhas usadas por D. João VI Além dos livros de receitas de suas precursoras, todos envelhecidos pelo tempo, mas guardados com muito carinho, Alda exibe orgulhosa, em sua casa/ museu de Santa Teresa, as forminhas de flandres em moldes de golfinho, usadas por Dom João VI. Os golfinhos foram o primeiro símbolo do Rio de Janeiro.

Também são mostrados aos visitantes moedores de amêndoas, funis de fios de ovos, batedores de claras, todos originais do século XIX. Tudo isso para ajudar a contar história de uma das mais conhecidas e apreciadas tradições lusitanas.

E agora, muitos anos depois, esta história é enriquecida pela consagração de umaCoccinelle mulher brasileira Bistrô que, sabendo Comércio, 11 –origens, Centro do preservar e cultuar asTravessa referências de suas Telefone: (21) 2224-8602 tornou-se, ela própria, símbolo desse prazeroso ato de fazer um doce com muito amor.

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um século de

arte brasileira por Orlando Santos

no Paço Imperial por Orlando Santos

Um século de arte brasileira no Paço Imperial

Paço Imperial Praça XV de Novembro, 48 Centro - Tel.: 2215 2622 De terça a domingo, das 12h às 18h Até 12 de fevereiro de 2012 (entrada franca) www.pacoimperial.com.br 128

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N

Não é a primeira vez que o Itaú Cultural generosamente exibe para os cariocas seu patrimônio da arte brasileira, resultado de paciente organização e seleção do banqueiro Olavo Setúbal (1923/2008), e adquirido ao longo de seis décadas.

No ano passado, parte desse acervo, com peças do século XIX, pôde ser vista no Museu Nacional de Belas Artes, no Centro do Rio. Agora, um novo lote desse expressivo patrimônio é mostrado, até fevereiro, no Paço Imperial, na exposição intitulada 1911-2011 Arte Brasileira e Depois na Coleção Itaú.

A mostra marca a reabertura do Paço Imperial após seis meses de reforma e exibe pinturas, esculturas e instalações. Tem curadoria de Teixeira Coelho, diretor do Museu de Arte de São Paulo (Masp). Daniela Thomas e Felipe Tassara assinam a cenografia.

Do quadro A pequena aldeã, óleo sobre cartão de autoria de Lasar Segall, do início do século XIX, à instalação imersiva e interativa [Op Era] Haptic Interface, realizada por Rejane Cantoni e Daniela Kutschat, do começo do século XXI, a exposição 1911-2011 Arte Brasileira e Depois na Coleção Itaú apresenta 186 obras de 137 artistas e fornece um panorama da produção artística no país no recorte de um século.

A organização e realização são do Núcleo Artes Visuais e Acervo do Itaú Cultural. Atualmente, a Coleção Itaú contém em seu acervo cerca de 3.600 peças representativas de todos os movimentos da história da arte nacional. Isto somado às mais de 6.800 peças da Coleção Numismática (moedas, condecorações em medalhas), e aos mais de dois mil itens da Coleção Brasiliana, totalizando mais de 12 mil peças.

Da marca humana a outras mídias – Diante da tamanha diversidade contida no acervo da Coleção Itaú, Teixeira Coelho optou por criar uma série de seis módulos que funcionam como fio condutor para o visitante. Eles tanto podem ser compreendidos isoladamente, como, se seguidos de ponta a ponta, traçar com definição o caminho percorrido pela arte brasileira desde as primeiras décadas do século passado até hoje.

A trajetória começa com o módulo A Marca Humana, que, como curador observa, traz a primeira modernidade brasileira ainda amplamente represen-

Foto: Frame / Divulgação

Foto: Rômulo Fraldini / Itaú Cultural

Foto: Itaú Cultural

coffee break

tacional. Nela, a figura humana ainda é central, como nas obras Autorretrato, de José Pancetti, Seringueiros, de Cândido Portinari, a já citada A pequena aldeã, de Segall, ou o óleo sobre madeira de Vicente Rego Monteiro, entre as obras que compõem essa seção.

Vale destacar a série de maquetes para a pintura mural Ciclo econômico, também de Portinari, que não entrou na mostra exibida em Belo Horizonte. Trata-se de estudos feitos para este mural instalado no Salão de Audiências do Palácio Capanema, no Rio de Janeiro.

Na sequência, há o módulo Irrealismo. Embora a figura humana e a paisagem ainda apareçam nessa etapa da produção brasileira, o registro é de composições que remetem a si mesmas entre o sonho incontrolado e o imaginário construído. “O tom vai do poético mais lírico, como em Cícero Dias e Sandra Cinto, ao surrealismo incisivo de uma verdadeira ‘peça de museu’ como O impossível, de Maria Martins, e à ordem diversamente metafísica de João Câmara e Leonilson”, observa o curador.

Modos de Abstração, o próximo módulo, também apresenta esculturas. De Alfredo Volpi a Abraham Palatnik, passando por Sergio Fingermann, Hélio Oiticica, Lygia Pape, Amílcar de Castro, entre outros, mergulha-se nos anos 1950, quando, em decorrência da I Bienal de São Paulo (1951), a arte brasileira passou a se concentrar em temas interiores, livres de uma referência imediata ao mundo exterior, transitando pouco a pouco do figurativismo para a abstração. Os conceitos dominaram a cena, seguidos dos neoconcretos, abstracionistas informais ou expressionistas, e iniciou-se um diálogo em pé de igualdade com a arte internacional.

O mergulho seguinte é em A Contestação Pop, cujas obras se inspiram na releitura de imagens de outros meios, como os quadrinhos, a fotografia de jornal, as embalagens dos produtos comerciais e objetos da cultura de massa. É o que se vê, de modo claro, em obras como Passeata de protesto, técnica mista sobre papel, de Antonio Dias; Che Guevara, acrílica sobre papel, de Rubens Gerchman, ou Protetor para identidade, serigrafia e colagens de Paulo Brusky.

Foto: Itaú Cultural

Foto: Iara Venanzi / Itaú Cultural

Da esquerda para a direita: Antonio Dias, Campo de energia; Maria Martins, O Impossível; Letícia Parente, Marca Registrada; Rodolpho Parigi, Magenta Grace Jones; Wesley Duke Lee, Retrato de Sergio e Leila.

Na Linha da Ideia, outro módulo, são apresentados em seis subgrupos: Arte e Antiarte, O Juízo Jocoso, Palavra Imagem, A Arte como Arte, Pintura Pós Pintura, Não Objetos e Antiforma. Segundo Teixeira Coelho, eles correspondem a um vasto e aberto período da arte identificado como ‘pós-moderno’, iniciado na década de 1960 – e no Brasil na década seguinte, apesar dos traços precursores de Oiticica ou Lygia Clark. É um período, de acordo com o curador, em que toda funcionalidade e finalidade da arte são ignoradas. “O experimental parece ser a regra e não a exceção e mesmo quando uma proposta se assemelha exteriormente a algo do passado, o gesto do artista que comanda a ação é outro.”E acrescenta Teixeira: “A arte tornou-se aquilo que Da Vinci queria que fosse: uma coisa mental, que ocorre mais na cabeça de quem a faz e vê do que no suporte físico exterior de que se serve.” Entre os artistas que assinam as 56 obras desse conjunto, estão de Julio Plaza a Tunga e Iole de Freitas, passando por Mario Ishikawa, Evandro Carlos Jardim, Amélia Toledo, Regina Silveira, Leda Catunda e Nelson Leirner.

Por fim, o grupo Outros Modos, Outras Mídias reúne obras em diversos suportes e com propostas distintas, desde a ação sobre o corpo à interação com a obra, permitidas pelas experimentações digitais. Esse núcleo mostra os audiovisuais Marca Registrada e Coletas, respectivamente de Letícia Parente e Brígida Baltar; a holografia O arco-íris no ar curvo, de Julio Plaza e Moysés Baumstein; ‘Memória’cristaleira, videoinstalação de Eder Santos; Reflexão # 3, software customizado, com trilha e teclado interativos, de Raquel Kogan, e a citada instalação [Op _Era] Haptic Interface, de Rejane Cantoni e Daniela Kutschat.

Não deixa de ser curioso registrar que esta nova mostra do Itaú Cultural coincide com informações vindas do exterior dando conta de que nos recentes leilões realizados na casa mais famosa de arte, a Christie’s, os lances envolvendo artistas brasileiros superaram todas as expectativas. Isto comprova a valorização de nossos artistas no mercado mundial de arte.

E é mais um bom motivo para se dar uma chegada até o Paço Imperial.

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feiras e congressos

Janeiro

17 a 21 - Índia India Maritime Week Local: Nova Déli info@indiamaritimeweek.com www.indiamaritimeweek.com

24 a 26 - Nigéria Offshore West Africa Local: Abuja Tel.: +1 713 963 6256 sneighbors@pennwell.com www.pennwell.com

Fevereiro 21 a 23 - Malásia Offshore Asia Local: Kuala Lumpur Tel.: +1 713 963 6256 sneighbors@pennwell.com www.pennwell.com

Março

13 a 16 - Colômbia Colombia Oil & Gas Local: Cartagena +44 20 7978 0340 amoulds@thecwcgroup.com www.thecwcgroup.com

20 a 22 - Brasil 3rd Rio Gas Forum Local: Rio de Janeiro Tel.: +44 20 7978 0349 www.thecwcgroup.com

26 a 28 - Quênia 3rd Eastern Africa Local: Nairobi babette@glopac.com www.petro21.com/events

Abril

30 a 3/5 - EUA OTC - Offshore Technology Conference Local: Houston, TX Tel.: +1.972.952.9494 registration@spe.org www.otcnet.org

24 a 26 - Canadá Oil Sands - Heavy Oil Technologies Local: Calgary, Alberta Tel.: +1 713 963 6242 bobt@pennwell.com www.pennwell.com

Setembro

Maio

12 a 14 - Arábia Saudita 2012 Index Local: Jeddah Tel.: +971 (0)4 438 0355 JaafarShubber@dmgevents.com www.dmgevents.com

21 a 24 - Inglaterra 4th African - Gas LNG Local: Londres Tel.: + 44.77.39.45.77.69 duncan@glopac-partners.com www.petro21.com

17 a 20 - Brasil Rio Oil & Gas 2012 Local: Rio de Janeiro (+55 21) 2112-9000 eventos@ibp.org.br www.ibp.com.br

24 a 28 - Canadá IPC 2012 - International Pipeline Conference Local: Calgary, Alberta Tel.: (403) 228-6374 laandmrb@shaw.ca www.shaw.ca

Outubro 21 a 24 - Malásia Pipeline Pigging & Integrity Management Local: Kuala Lumpur Tel. +1 (713) 521-5929 info@clarion.org www.clarion.org

Junho

12 a 14 - Canadá Global Petroleum Show & Conference Local: Calgary, Alberta ashifmerani@dmgevents.com www.dmgevents.com

08 a 11 - Inglaterra Gastech Conference & Exhibition Local: Londres Tel:+44 (0) 203 180 6550 johnbates@dmgevents.com www.gastech.co.uk

Novembro 14 a 16 - China CIPTC 2012 Local: Pequim allen.wang@bmc-china.cn www.ciotc-top.com

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

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de Rodrigo Jacobina, sócio do Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados.

opinião

A proteção da federação: receitas de royalties e do ICMS A discussão que se arrasta sobre a partilha dos royalties do petróleo toma, a cada dia, contornos mais severos e profundos. Seja nas ruas das cidades de estados produtores – como a recente manifestação ocorrida no Rio de Janeiro – seja nas propagandas partidárias no rádio e na televisão.

A

falta de uma clara posição do Poder Executivo sobre o tema, associada ao fato de que os estados produtores não possuem quorum suficiente para fazer valer seus interesses na discussão de tal redistribuição da riqueza nacional no âmbito do Poder Legislativo, leva à impressão de que a discussão pode, no fim, acabar no âmbito no Poder Judiciário.

No âmbito do Judiciário, a discussão decerto ganhará um contorno mais afeto à técnica jurídica e, nesse cenário, um ponto merece destaque: a questão do equilíbrio das receitas públicas e a violência ao pacto federativo.

As receitas públicas podem ser divididas entre tributárias e não tributárias; independentemente da natureza em si, tais receitas fazem parte de um todo e possuem como escopo único o fornecimento de recursos para o custeio da máquina estatal.

Hoje, na regulação do sistema tributário nacional, temos um mecanismo de repartição da receita oriunda do Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS): quando temos uma operação envolvendo dois estados – operações interestaduais – e dois contribuintes do imposto (comerciantes ou fabricante e varejistas, por exemplo) parte do ICMS fica com o estado de origem e parte com o estado de destino da mercadoria. Então, se é vendido um bem qualquer do estado do Paraná para outro contribuinte no estado do Rio de Janeiro, parte do ICMS fica com o Paraná e parte com o Rio de Janeiro – se um fabricante de computadores localizado no Paraná vende para um varejista no Rio de Janeiro, o ICMS é repartido.

Entretanto, durante a Constituinte de 19871988, houve uma ampla discussão para decidir se tal regra deveria ser adotada para todos os casos ou se comportaria alguma exceção. A conclusão foi que, no caso de petróleo, a regra não deveria ser aplicada. Quando se trata dessa mercadoria não há a tributação na fase da operação interestadual, ficando o estado de destino com o ICMS da comercialização subsequente à operação interestadual, sem nenhum crédito para diminuí-lo.

Como o ICMS é apurado segundo o princípio da não cumulatividade – quando é aplicado um regime que permite que seja usado um crédito equivalente ao ICMS da etapa anterior para abater o ICMS devido na operação atual – na prática, vez que não há incidência de ICMS na operação interestadual, o ICMS fica concentrado no estado de destino do petróleo e seus subprodutos.

A argumentação que sustenta tal exceção é de que, ao que parece, foi hoje esquecida pelo nosso Poder Legislativo. Basicamente, entendeu-se naquela Constituinte que como os estados de origem do petróleo – fundamentalmente os produtores – já possuíam significativa receita pública oriunda de tal produção econômica, os royalties, não deveriam acumular, também, uma receita oriunda do ICMS. Assim, para que não houvesse desequilíbrio na situação federativa, pareceu razoável que estados produtores, titulares de tais royalties, não tivessem nenhuma receita oriunda do ICMS da produção de petróleo, ficando assim equilibrada a situação entre os estados e a federação.

Hoje, com a rediscussão dos royalties sem que se rediscuta a questão do ICMS incidente nas TN Petróleo 81

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opinião operações interestaduais com petróleo, corre-se o risco de se promover um desequilíbrio, exatamente na contramão do que decidiu a Assembleia Constituinte que desenvolveu o atual regime entre 1987 e 1988. Esse desequilíbrio redunda numa séria ameaça à federação, ao pacto federativo.

Caso os estados produtores venham a se sentir prejudicados com o atual modelo – como vem se colocando – é possível o ajuizamento de Ação Direta de Inconstitucionalidade que, dentre outros tantos argumentos, certamente trará a questão da violação do pacto federativo pelo desequilíbrio de receitas públicas, circunstância que coloca em xeque um dos pilares fundamentais do regime constitucional inaugurado em 1988.

O nosso regime de federação está baseado na divisão de poder e obrigações públicas entre União, Estados e Municípios. Para que cada ente da federação possa cumprir seu papel público, é necessária a atribuição de receitas que possibilitem a estruturação de serviços e estruturas públicas. Ora, parece razoável entender que se o regime de repar-

tição das receitas foi desenhado em 1987-1988 com vistas ao equilíbrio e proteção do pacto federativo e, com esses focos, os estados produtores, por terem a receita de royalties não deveriam ter a receita do ICMS. Retirar receita de royalties sem discutir este imposto importa em colocar em risco o equilíbrio e, portanto, o pacto federativo.

Não é impossível redividir a riqueza dos royalties. Sim, é certo afirmar que a riqueza que se encontra offshore deve atingir a todos os estados do Brasil. Mas o debate tem de ser ampliado de tal forma a incluir a rediscussão dos modelos de redistribuição de receitas públicas (tributárias e royalties) e, também, de uma eventual redivisão das receitas da União oriundas dos royalties. É absolutamente imprescindível que o Poder Executivo entre, de uma vez por todas, na discussão, procurando manter o equilíbrio da federação e apresentando uma proposta de equalização que inclua, também, as receitas da União. Parece-nos a única forma de proteger a unidade da federação como um todo.

Indústria naval brasileira.

Um setor em expansão.

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Com um mar de oportunidades em sua proa e após anos de estagnação, o mercado naval brasileiro volta a ser uma realidade. De 2000 para cá, com os programas de Renovação da Frota de Apoio Marítimo (Prorefam) e o de Modernização e Expansão da Frota (Promef) da Transpetro, a indústria da construção naval brasileira saltou de dois mil para 80 mil empregos diretos e indiretos, serão 146 embarcações de apoio marítimo e 49 navios, com um índice de 65% de conteúdo nacional no setor de navipeças. Participe!

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VAMOS CONSTRUIR UM NOVO FUTURO ENERGÉTICO. VAMOS JUNTOS. Há 98 anos, a Shell investe no Brasil. E, cada vez mais, acredita em um novo consumidor mais consciente e responsável em relação à energia. A Shell foi a primeira empresa privada a produzir petróleo na Bacia de Campos. Desde 1998, investimos mais de 6 bilhões de Reais em projetos de Exploração e Produção no país, que se afirma como uma área estratégica para o Grupo Shell. Recentemente confirmamos os investimentos para a segunda fase de produção do Parque das Conchas e, nos próximos dois anos, a companhia prevê a perfuração de sete a dez poços no país. Além disso, este ano iniciaremos a fase de exploração nos cinco blocos em terra na Bacia de São Francisco.

Nossa caminhada rumo a um novo futuro energético já começou. Vamos juntos. www.shell.com.br/vamosjuntos