retrospectiva rio oil & gas 2014

2 Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014

O IBP fará um levantamento dos impactos da Rio Oil & Gas no município do Rio de

Janeiro, conforme anunciou o pre-sidente do instituto, João Carlos de Luca, durante a cerimônia de encer-ramento da feira, que recebeu nesta edição mais de 45 mil visitantes e te-ve mais de 1.000 expositores.

A ideia se inspirou nos estudos que a cidade de Houston, no Texas, faz pa-ra analisar o impacto da OTC sobre a ci-dade. “Estamos fazendo um levanta-mento similar. Houston recebe algo

em torno de US$ 2 bilhões durante a semana da OTC. Aqui é algo mais modesto. Mas contribuímos para a cidade. Os hotéis tiveram ocupação ampliada de 30% para 80% durante a Rio Oil este ano”, disse de Luca du-rante a cerimônia.

Em meio a preocupações de execu-tivos do mercado de petróleo, o prefei-to Eduardo Paes assegurou ao IBP que a edição da Rio Oil & Gas 2016 está confirmada para o Riocentro.

“Não há o menor risco de a fei-ra não acontecer. O Riocentro está re-

Uma feira com a alma do RioParticiParam da cobertura da rio

oil & Gas 2014 alexandre GasPari,

cláudia siqueira, FeliPe areia,

FeliPe maciel, isabel correia lima,

João monteneGro, Júlio santos,

lívia neves, ricardo viGliano,

rosely máximo e thayanne coelho

Fotos: somaFoto

a rio oil & Gas 2014 recebeu a visita de mais de 45 mil pessoas e contou com mais de 1.000 expositores

Brasil Energia Petróleo & Gás, nº 407, outubro 2014 3

servado para o COI somente no pe-ríodo das Olimpíadas e o Comitê Or-ganizador vai desmontar as estrutu-ras dos Jogos a tempo para a feira. Não há questionamentos com rela-ção a isso, porque este foi pré-requi-sito para a cessão do espaço para a Rio 2016. Eu garanto que a Rio Oil & Gas acontecerá aqui no Rio e será no Riocentro”, afirmou o prefeito.

Em sua 17ª edição, a feira come-ça a gerar fruto de novos eventos pa-ra a cidade. O Rio de Janeiro vai se-diar, em 2015, o encontro anual da World Energy Cities Partnership (WE-CP), organização internacional que reúne líderes das grandes cidades do mundo que têm sua economia ba-seada na área de energia. O anún-cio foi feito durante a Rio Oil & Gas 2014 pelo presidente do Rio Negó-

cios, Marcelo Haddad, e o secretário--geral do IBP, Milton Costa Filho.

“Faz todo sentido anunciar a re-alização de nosso próximo encontro anual na Rio Oil & Gas. Nossas reu-niões estão programadas para coin-cidir com as principais feiras de pe-tróleo e gás em todo o mundo. É o caso da OTC Brasil’, afirma Christi-ne Sagen Helgø, prefeita de Stavan-ger e atual presidente da WECP.

Gerando negócios O congresso e a feira contaram

com a participação de 3.000 alunos de 37 cursos de 45 universidades do pa-ís. “Um modelo que deve ser replicado na OTC 2015”, comentou De Luca.

A Rodada de Negócios, que é um termômetro do sucesso da feira, encer-rou este ano com expectativa de volu-

me de negócios de R$ 164 milhões de reais, com 37 empresas âncora.

Foram realizadas 828 reuniões en-tre 176 fornecedores inscritos e 37 empresas âncoras. Foi a maior rodada realizada em todas as edições da feira.

“O resultado foi bastante acima do esperado. Foi a maior Rodada de Negócios já realizada em edições da Rio Oil & Gas”, disse o superinten-dente da Onip, Bruno Musso.

A rodada de negócios da Onip e o Sebrae têm o objetivo de fomen-tar negócios e oferecer às grandes empresas a possibilidade de identi-ficação de alternativas competitivas de fornecimento de bens e serviços no mercado doméstico.

A Rio Oil & Gas 2016 ocorrerá entre os dias 19 e 22 de setembro de 2016.


O Brasil deve passar a ex-portar entre 1,5 milhão e 2 milhões de barris/dia de

petróleo entre 2018 e 2020, geran-do uma receita entre US$ 50 bilhões e US$ 60 bilhões para a balança co-mercial brasileira. A previsão foi fei-ta pela diretora-geral da ANP, Mag-da Chambriard, em sua palestra du-rante a cerimônia de abertura da Rio Oil & Gas 2014.

“Nós estamos na direção de do-brar nossa produção e nossas re-

servas. A segurança energética pa-ra os próximos anos está garantida. O Brasil tem petróleo para muitos anos”, disse Magda.

Para um auditório lotado, a di-retora da ANP destacou pontos co-mo conteúdo local e investimentos em P&D no setor petróleo brasilei-ro. Magda ressaltou que existem problemas, mas que os resultados obtidos até o momento são bons.

“Sou uma otimista. O Brasil está, por exemplo, a um passo

de se tornar exportador de equi-pamentos subsea. Em breve, a indústria naval no Brasil esta-rá despontando em nível inter-nacional. Posso apostar nisso”, afirmou ela.

CobrançasEntretanto, o otimismo de Mag-

da contrastou com a preocupação do presidente do IBP, João Carlos de Luca, sobre o futuro do setor brasi-leiro de petróleo. O executivo apro-

Números superlativos do Brasil exportadorANP estima que o país exportará 1,5 milhão de b/d em 2018 e fará receita anual de US$ 60 bilhões na balança comercial


veitou para anunciar o lançamento da Agenda Prioritária da Indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis 2014-2015. É o primeiro documen-to elaborado pela entidade com es-te formato e que inclui sugestões para aprimorar a indústria de óleo e gás no país, bem como as posições do IBP sobre diversos aspectos rela-tivos ao setor energético brasileiro. “Esperamos que nossa agenda se-ja um instrumento de política públi-ca”, declarou De Luca.

A necessidade de um cronogra-ma de leilões de blocos explorató-rios no Brasil é um dos pontos des-tacados na agenda do IBP. Esta, ali-ás, é uma das reivindicações recor-rentes da indústria, e que De Luca fez questão de ressaltar novamente.

O diretor de Gás e Energia da Pe-trobras, José Alcides Santoro, que representou a presidente da petro-leira, Graça Foster, na cerimônia de

abertura, também fez coro pela re-alização de novos leilões. “É funda-mental para manutenção das ativi-dades”, avaliou.

A Agenda Prioritária pede ain-da a paridade dos preços dos deri-vados de petróleo no Brasil com os do mercado internacional, o que se-ria útil também para o etanol. “Não se trata de discutir recursos. Trata--se de recursos que não entraram no caixa. Isso tem reflexo direto em toda a indústria”, disse De Luca. A defasagem dos preços dos deriva-dos – que gera um custo estimado atualmente entre R$ 60 bilhões e R$ 80 bilhões –, aliada à concentração de contratações, tem mexido com o caixa da Petrobras e, consequente-mente, causado impactos negativos nos fornecedores da empresa.

Também está na pauta do IBP uma discussão com o governo so-bre a nova interpretação da Recei-

ta Federal acerca da taxação dos contratos de afretamento no país. “Grandes projetos de E&P podem ser inviabilizados”, comentou o pre-sidente do IBP.

O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, foi representado pelo secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do MME, Marco Antônio Martins Almeida. Ele aproveitou para anunciar que o go-verno autorizou a realização de uma nova rodada de licitações da ANP no primeiro semestre de 2015, embo-ra não tenha dado detalhes sobre as possíveis áreas a serem ofertadas.

Também participaram da ceri-mônia de abertura da Rio Oil & Gas 2014 o governador do estado do Rio de Janeiro, Luiz Fernando Pe-zão; o presidente da PPSA, Oswal-do Pedrosa; o diretor-geral da Onip, Eloi Fernández y Fernández; e o pre-sidente do WPC, József Tóth. (F.M.)


plenárias

O aumento exponencial da oferta de petróleo não convencio-nal nos Estados Unidos e o simul-tâneo crescimento da demanda dos países asiáticos, especialmen-te da China, vêm mudando dras-ticamente a relação comercial na área energética entre os países. E o Brasil, com o pré-sal, é uma das linhas desse novo contorno do mapa geopolítico mundial, no qual eficiência, inovação tecnoló-gica e competitividade serão cada vez mais fundamentais.

Este cenário, com suas deman-das e perspectivas, foi apresenta-do na conferência plenária “Óleo e Gás: perspectivas da autossufici-ência norte americana, o aumento de consumo na Ásia e as conse-quências na geopolítica mundial”, no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014. A conferência reuniu o chefe da Divisão da Indústria de Petróleo e Mercados da Agência Internacional de Energia (IEA, da sigla em inglês), Antoine Halff, e o vice-presidente executivo da Shell, Mark Shuster, e foi moderada pelo presidente do WPC, József Tóth.

Segundo Halff, os novos parâ-metros subverteram tão fortemen-te a ordem que se tinha no pano-rama energético mundial que aca-baram por gerar vários mitos sobre os destinos do setor. Entre eles, o de que o crescimento da demanda asiática é ininterrupto; de que o shale inaugurou uma nova era de abundância a ponto de se trans-formar no maior desafio da Opep;

e de que os Estados Unidos se de-sengajariam do mundo a partir do alcance de sua autossuficiência de petróleo. “Esses tópicos não de-vem ser aceitos como verdades absolutas”, disse ele. Para corro-borar sua opinião, o executivo da IEA argumentou que a demanda asiática continua crescendo, mas a base está mais lenta; que os Esta-dos Unidos vão desenvolver novos engajamentos com o crescimento dos BRICs e na área de derivados; e que a Opep, embora vá enfren-tar o desafio dos baixos preços do óleo a curto prazo, também vai ti-rar proveito das tecnologias não convencionais. “Os maiores desa-fios da Opep são os conflitos inter-nos entre os países associados”, disse.

Entre os desafios, Halff enu-merou a busca pela segurança no abastecimento mundial, o aces-so à energia como ferramenta pa-ra reduzir a pobreza dos países, o controle das mudanças climáticas e a governança mercadológica, já que a energia está intimamente li-

gada aos mercados financeiros. “Desde a crise de 2008, a IEA e a Opep estão trabalhando para me-lhorar a transparência e a confia-bilidade das agências. Neste novo

Um mundo em franca mutação

mark shuster, da shell: crescimento populacional vai impactar também

o fornecimento de água e alimento, não somente de energia

O PRE SAL BRASILEIRO É PARTE IMPORTANTE DE UMA NOVA ORDEM ENERGÉTICA GLOBAL


cenário, o maior engajamento se-rá fundamental”, concluiu.

Shuster reforçou essa visão. “Nossa indústria de energia está passando por mudanças tão de-terminantes que estão redefinin-do as regras do jogo e impactando diretamente nossas vidas”, disse o executivo. Ele alertou para o fato

de que o crescimento populacio-nal – em 2030, serão 9 bilhões de pessoas no mundo, com 75% de-las vivendo nas cidades – vai im-pactar também o fornecimento de água e alimento. Com isso, é essencial que a indústria de ener-gia invista cada vez mais em tec-nologia, como forma de alcançar

maior eficiência e competitivida-de. “A Shell investiu U$ 1,3 bilhão em pesquisa e desenvolvimento em 2013 e também está focada em aumentar a eficiência da sua cadeia de suprimento.”

Para Shuster, o pré-sal brasilei-ro, com seus 40 bilhões de barris de reserva, pode ter impacto simi-


plenáRias

A demanda de energia no mundo crescerá 41% até 2035. É um ritmo um pouco menor do que o observado nos últimos 20 anos, quando o consumo de ener-gia cresceu 52%. Esta é a princi-pal conclusão da nova edição do BP Energy Outlook 2035, estudo de tendências do mercado de pe-tróleo desenvolvido pela petroleira britânica desde 1952 e apresenta-do pelo gerente geral da empresa, Mark Finley, na conferência plená-ria “BP Energy Outlook 2035: ten-dências energéticas globais”, me-diada pelo secretário geral do IBP, Milton Costa Filho, no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

De acordo com a previsão da BP, os países emergentes representam a maior fatia desse crescimento, 95%, especialmente China e Índia, enquan-to as economias mais maduras, aí in-cluídas as da América do Norte, Euro-pa e Ásia, chegarão a reduzir sua de-manda energética no final do período estudado. Embora não inclua o Brasil, Finley arriscou dizer que o consumo energético interno deve crescer cerca de 50% nesse mesmo período.

No market share do atendimen-to dessa demanda, os combustíveis fósseis ainda terão papel importante. Petróleo, gás natural e carvão chega-rão ao mesmo patamar de consumo em 2035, respondendo por 27% ca-da um. O restante ficará com nuclear, hidrelétricas e renováveis. Entretanto, em termos de crescimento, as energias renováveis triplicarão até o fim do pe-ríodo, e, entre os fósseis, o maior au-mento será do gás natural, sobretudo para geração termelétrica, como alter-nativa ao carvão.

O petróleo terá o menor cres-cimento, com a demanda subindo 0,8% ao ano até 2035. Mesmo as-sim, isso irá significar uma deman-da de mais 19 milhões de barris/dia no referido ano em relação a 2012, a maior parte dela vinda da China, da Índia e do Oriente Médio. Mais da metade da oferta de óleo para sustentar esse crescimento virá de

fontes fora da Opep, aí incluídos o tight oil dos Estados Unidos, as areias betuminosas do Canadá e o óleo do pré-sal do Brasil. Os norte--americanos, aliás, devem se tornar o maior produtor de líquidos e redu-zir sua importação de óleo em 75% em 2035.

O resultado do estudo acabou por responder a questões funda-mentais, tais como se teremos ener-gia para o atendimento da deman-da e se esse atendimento será con-fiável e sustentável. A resposta é “sim”, especialmente considerando o crescimento de novas fontes como o shale gas, o tight oil e os biocom-bustíveis. A segurança está garantida a partir da autossuficiência dos Esta-dos Unidos.

Em se tratando de impacto am-biental, as emissões de dióxido de car-bono devem aumentar 29%, a maior parte oriunda dos países emergentes. Entretanto, a tendência é de arrefeci-mento, a partir do aumento do uso do gás natural e das energias renová-veis. “O mundo vai se tornar mais efi-ciente em seu consumo de energia”, concluiu Finley. (R.M.)

Demanda cresce mais devagar ATÉ 2035, O RITMO SERÁ BEM INFERIOR AO REGISTRADO NOS

ÚLTIMOS 20 ANOS

lar ao da revolução do shale nos Estados Unidos, transformando o país num dos maiores produtores de petróleo do mundo. No entan-to, terá de buscar mais competi-tividade de seus fornecedores e avaliar se o modelo de conteúdo local está adequado. “Afinal, 30% do custo do projeto têm a ver com

a cadeia de suprimento. O forne-cedor tem de cumprir prazos, pois nossa indústria envolve muitos atores, em muitas regiões, com mercados livres”, alertou ele.

O executivo ressaltou o acirra-mento da competição a partir da abertura do mercado do Méxi-co, da ampliação do Canal do Pa-

namá, que vai reduzir custos pa-ra importação de GNL, e da área de Vaca Muerta na Argentina. “Se o Brasil não seguir o rumo certo, com governo e indústria traba-lhando em conjunto para desen-volver os recursos do pré-sal, se-rá atropelado pela concorrência”, concluiu. (R.M.)


Em 2021, o Brasil experimentará uma queda na demanda por bens e serviços similar à que vive nos dias atu-ais, caso não haja leilões da ANP entre 2015 e 2017. A avaliação é do presi-dente da Abespetro, Paulo Cesar Mar-tins, que ministrou palestra na Confe-rência Plenária “Regularidade dos lei-lões e seus reflexos na cadeia produti-va”, que encerrou o terceiro dia (17/6) da Rio Oil & Gas 2014.

Para uma plateia lotada, Martins mostrou que o país chegará ao fim do ano com apenas três sondas de perfu-ração operando para empresas priva-das. Em 2010, 17 unidades desse tipo estavam contratadas e operando no offshore brasileiro. “Precisamos con-tinuar com as rodadas. Ter previsibili-dade. Existem dificuldades, e temos de criar um ambiente de negócios seguro para os investidores. É uma missão de todos nós”, salientou.

O presidente do IBP, João Carlos de Luca, e o diretor-geral da Onip, Eloi Fer-nández y Fernández, fizeram coro com Martins e declararam que, além da pre-visibilidade das rodadas, a operação úni-ca da Petrobras no pré-sal também limi-

ta a atratividade do setor atualmente. “Não achamos uma decisão boa para a indústria como um todo, nem para a Petrobras”, afirmou o presidente do IBP.

De Luca destacou que dois terços do pré-sal ainda precisam ser licitados e que o governo poderia tentar flexibi-lizar a legislação, para dar oportunida-de a novas empresas. “Será que não podemos deixar outras empresas fa-zerem isso? Sabemos do desafio, mas pode ser feito”, frisou.

Aproveitando a presença do secre-tário de Petróleo, Gás Natural e Com-bustíveis Renováveis do MME, Marco Antônio Martins Almeida, o diretor--geral da Onip pediu mais diálogo do governo com a indústria fornecedora. “Fomos pegos de surpresa com a con-tratação dos excedentes da seção one-rosa”, disse Fernández y Fernández.

O executivo reforçou a reivindica-ção de Martins, da Abespetro. “A re-

gularidade dos leilões é de grande im-portância para as empresas, tendo em vista investimentos, alocação e treina-mento de pessoal. A previsibilidade e o planejamento são determinantes para que as empresas possam trabalhar.”

Almeida, do MME, encerrou o painel ressaltando que o governo es-tá aberto ao diálogo com a indústria e pediu a intensificação das conversas. Afirmou, no entanto, que vários pon-tos são analisados pelo governo para definir a realização de um leilão, como curva futura de produção do país, ne-cessidade da indústria de bens e ser-viços e demanda das petroleiras dos mais variados portes, entre outros.

Assim, Almeida deixou claro que o governo federal não tem interesse em estabelecer um calendário de lei-lões de longo prazo. Segundo ele, essa obrigatoriedade pode engessar os tra-balhos da ANP. “Ofertar áreas perma-nentemente, sem agregar valor a elas, não é interessante nem para as empre-sas, nem para o governo”, disse.

Entretanto, Almeida garantiu que o governo não ficará novamente cin-co anos sem realizar licitações. (F.M.)

precisamos regularidade das rodadas

de luca, almeida, Fernandez e martins: a indústria pede mas o governo ainda resiste a um calendário de leilões

OPERAÇÃO ÚNICA TAMBÉM É UM

LIMITADOR PARA O INVESTIMENTO


Almoços-PAlestrAs

O sucesso alcançado pela indús-tria do petróleo no Brasil nos últi-mos anos não será necessariamen-te repetido no futuro. O recado foi dado pelo vice-presidente Executi-vo Comercial de Desenvolvimento de Novos Negócios e Gás Integrado do Portfólio Upstream para as Amé-ricas da Shell, Jorge Santos Silva, ao resumir a avaliação da indústria mundial em relação ao país.

Silva destacou que existem vários desafios no caminho brasileiro, co-mo a competição com outras oportu-nidades exploratórias no México, na Argentina (Vaca Muerta), na África e nos EUA, que estão abrindo a Costa Leste para a exploração offshore. “As empresas passam por um momento de restrição na capacidade de investi-mento e estão mais seletivas na esco-lha dos projetos”, frisou.

Segundo o executivo, o pré-sal re-presenta uma grande oportunidade, mas trata-se de uma oportunidade complexa, que envolve altos riscos. “Admiramos a capacidade técnica da Petrobras, mas a complexidade do pré-sal requer não apenas o compar-tilhamento do risco financeiro, mas também do risco tecnológico.”

Um dos grandes desafios, de acordo com Silva, será compatibilizar a necessidade de aumento da produ-ção com a manutenção da exigência de conteúdo local. “É preciso avaliar de maneira conjunta e desapaixona-da qual é o conteúdo local possível para o Brasil”, afirmou, apontando necessidades, como preços competi-tivos, qualificação de pessoal e sim-plificação tributária.

A regularidade de novos leilões de áreas exploratórias também foi destacada como uma maneira de tornar o investimento local mais competitivo. “As empresas preci-sam planejar no longo prazo, man-ter técnicos e engenheiros no país e evitar o vai e vem que encarece os projetos”, salientou o executivo.

Silva disse ainda que o mun-do está buscando novas fontes de energia, como as renováveis, que também impactam o setor petróleo. “A competição é grande, e precisa-mos sempre nos reinventar”, acen-tuou, citando o exemplo da própria Shell, que investiu em uma joint venture com a Raízen para produzir biocombustíveis no Brasil.

Na opinião de Silva, o mundo está mudando rapidamente, e en-tender essa mudança é uma ne-cessidade, tanto para as compa-nhias de petróleo como para os países. “Temos todos os motivos para nos orgulhar do sucesso do Brasil, mas insistir no modelo do passado não é garantia de futu-ro”, alertou novamente.

O que conta, explicou o execu-tivo, não é o regime exploratório, mas a competitividade dos contra-tos. “Cada vez mais surgem oportu-nidades para o setor, e o Brasil não é o único”, lembrou, ressaltando a oportunidade para o país, que está diante de um cenário de aumento da demanda de energia no mundo.

Citando dados do World Ener-gy Outlook, Silva disse que o Brasil é um dos países com maior poten-cial exploratório, com 90% dos recur-sos ainda intocados, em comparação com um percentual de 65% na Rús-sia e de 55% no Oriente Médio. “Isso apenas com o volume conhecido do pré-sal”, argumentou. Ele mencionou ainda que a FGV calculou que, para cada US$ 4 milhões investidos no se-tor, são gerados 33 mil empregos. “De 2004 a 2013, esse investimento saltou de US$ 7 bilhões para US$ 35 bilhões, e já está sendo projetado pa-ra US$ 50 bilhões”, afirmou. (R.V.)

O alerta de um investidorO PRÉ-SAL É

COMPLEXO, IMPÕE GRANDES RISCOS

E PRECISA SER COMPETITIVO ANTE OUTRAS ALTERNATIVAS

Jorge santos silva, da shell: setor petróleo sente a concorrência

das fontes renováveis


Integrante do consórcio que ar-rematou a área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, do qual tam-bém fazem parte três grandes pe-troleiras estatais, a Total notou que o relacionamento entre as compa-nhias privadas (IOCs) e as controla-das por governos (NOCs) passa por transformações. O vice-presidente de E&P da companhia francesa pa-ra as Américas, Ladislas Paszkiewi-cz, chamou a atenção para esse fa-to, destacando que é preciso maior cooperação entre os dois lados.

“O mundo mudou. Essa relação precisa evoluir”, observou o execu-tivo durante almoço palestra no se-gundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014. Ele ressaltou a necessidade de unir esforços para que a indús-tria ganhe em conhecimento, ge-renciamento de projeto e capacida-de de investimento. Para Paszkiewi-cz, esse é o caminho para superar as dificuldades associadas a uma con-juntura caracterizada por crescente inflação e complexidade dos proje-tos de óleo e gás, e na qual ques-tões geopolíticas poderão elevar o nível de tensão no mercado.

Outra questão importante é o controle de custos em um cenário de alta volatilidade dos preços do barril de petróleo, que deverá seguir no patamar dos US$ 100 (Brent) nos próximos anos. No entanto, isso de-pende, entre outros fatores, da in-fluência da Opep no controle do equilíbrio do mercado.

Na visão de Paszkiewicz, apesar desses desafios, as perspectivas para a indústria são boas. O petróleo continu-

ará sendo a principal fonte de energia do planeta, respondendo por 32% da matriz energética mundial, em 2020, e 29%, em 2030. A demanda por óleo deverá crescer em torno de 0,65% ao ano nos próximos 15 anos, com forte contribuição de Estados Unidos, Iraque, Canadá e Brasil, entre outros países.

Já demanda por gás, apontou o executivo, crescerá, em média, 2% ao ano, e a de GNL, em torno de 5% ao ano até 2030, atingindo 550 milhões de toneladas/ano naque-

le ano. O incremento na oferta virá sobretudo da América do Norte, da Ásia e da África.

Nesse período, analisou Paszkiewi-cz, a produção de hidrocarbonetos tenderá a ter uma distribuição geo-graficamente mais equilibrada, com significativo deslocamento da produ-ção para o Ocidente. Nesse sentido, a América do Sul terá papel ainda mais relevante nos volumes de óleo e gás.

Para dar uma ideia do potencial da América do Sul, o executivo ci-tou o caso da margem equatorial entre a Guiana Francesa e o estado de Pernambuco, no Brasil, cuja ex-tensão é semelhante à que compre-ende a fronteira entre México e Es-tados Unidos e o estado americano da Flórida. “Acredito que há muito a ser descoberto nessa região”, sa-lientou Paszkiewicz, mencionando que a Total adquiriu dez blocos ex-ploratórios na 11ª rodada da ANP, em 2013, concorrência focada nes-sa parte do litoral brasileiro.

Citando o fato de que o Brasil res-pondeu por cerca de 40% das des-cobertas de petróleo convencional em todo o mundo nos últimos quatro anos, o executivo garantiu que o pa-ís ainda trará grandes retornos à To-tal. Sua expectativa é particularmen-te grande em relação a Libra, onde ele acredita que o consórcio terá de investir algo em torno de US$ 80 bi-lhões para desenvolver as reservas, es-timadas entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris de óleo equivalente. “Essa área sem dúvida resultará na geração de receitas para a Total nas próximas décadas”, avaliou o executivo. (J.M.)

Vamos discutir a relação?

brasil ainda trará grandes retornos à total, garantiu ladislas Paszkiewicz

MUDANÇAS NA CONJUNTURA

INTERNACIONAL EXIGEM MAIOR

COOPERAÇÃO ENTRE ESTATAIS E PRIVADAS


Almoços-PAlestrAs

A Petrobras poderá utilizar unida-des de produção de maior porte no pré-sal a partir da próxima década, su-perando o atual patamar médio, de 120 mil barris/dia de óleo. A novida-de foi apresentada no almoço-pales-tra “Pré-sal brasileiro: o papel da tec-nologia no crescimento da produção”, apresentado pelo gerente Executivo de Pré-sal da petroleira, Carlos Tadeu da Costa Fraga, que substituiu o dire-tor de E&P, José Formigli.

A estratégia vem sendo estudada pela Petrobras, sobretudo para o de-senvolvimento de Libra, onde também é cogitada a utilização de sistemas de coleta de maior diâmetro. Segundo Fra-ga, a mudança se deve aos altos volu-mes produzidos nos poços do pré-sal.

Três FPSOs instalados no cluster do pré-sal da Bacia de Santos – Cidade de Angra dos Reis, Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty – já atingiram sua capacidade máxima com apenas qua-tro poços conectados. “Estamos pro-duzindo com os poços restritos”, disse o executivo.

Além do uso de unidades de maior porte, Fraga destacou como desafio a aplicação de tecnologias ainda mais avançadas. Entre elas es-

tão a utilização de sísmica para mo-nitoramento em tempo real; o uso de pig estruturado, com previsão de ins-talação do primeiro protótipo a partir de 2017; a busca por uma nova ge-ração de membranas de maior dura-bilidade para recuperação de CO

2; e o investimento no uso mais intenso de processamento submarino. Para a próxima década, Fraga ressaltou o uso de separadores supersônicos e a aplicação de nanotecnologia de for-ma mais abrangente, bem como per-furação a laser.

Outro ponto relevante para Fraga é o uso intensivo de completação inteli-gente nos poços do pré-sal, ferramen-ta que tem facilitado o gerenciamento dos reservatórios. Hoje, a área de E&P tem 12 poços com completação inte-ligente no pré-sal, e a meta é colocar em operação 200 novos poços no pré--sal e no pós-sal até 2019.

Em relação à produção, a despei-to do aprendizado alcançado em Sa-pinhoá e Lula, a Petrobras antevê de-safios nas áreas da cessão onerosa. Se-gundo Fraga, essas áreas têm reserva-tórios muito mais fraturados. “Os re-sultados que temos atingido em Bú-zios, Entorno de Iara, Sépia e Itapu não são semelhantes aos demais”, confir-mou o executivo.

No segmento de construção de poços, o destaque é a redução do tempo de perfuração e de completa-ção. De 2010 a 2014, a petroleira con-seguiu reduzir em 60% o tempo de perfuração dos poços do pré-sal e em 65% o tempo de completação.

Em junho, a petroleira bateu o re-corde de perfuração e completação de um poço no pré-sal, conseguindo concluir toda a atividade em menos de 100 dias. Oito anos após a primei-ra descoberta no cluster, a empresa já perfurou 100 poços na região, dos quais 25 já foram completados.

Até o fim do ano, será colocado em operação o primeiro poço horizontal do pré-sal, o Lula-8H, perfurado em 2012. Considerado um marco, o poço atingiu uma inclinação de 89º e um trecho ho-rizontal de quase 1.000 m. (C.S.)

lições com o pré-sal ALTA PRODUTIVIDADE DOS POÇOS REQUER

ESTRUTURAS DE PRODUÇÃO E DE ESCOAMENTO DE

MAIOR PORTE

carlos tadeu da costa Fraga: desenvolvimento de libra

poderá ter unidades de produção de maior porte


Buscar o entendimento entre to-dos os players. Esse é um dos prin-cipais focos da PPSA, definiu Oswal-do Pedrosa Júnior, presidente da companhia, durante o almoço pa-lestra “Novos contratos do pré-sal e a consolidação do regime de parti-lha”, realizado no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

A tarefa envolve, sobretudo, os acordos de individualização da pro-dução em áreas sob diferentes regi-mes de contrato, considerados hoje um dos principais desafios da esta-tal. No momento, a PPSA represen-ta a União nas negociações de cinco acordos, envolvendo Lula, Sapinhoá e Sul de Lula, na Bacia de Santos, e Tartaruga Mestiça, em Campos, to-dos com a Petrobras, e Gato do Ma-to, em Santos, com a Shell.

“Estamos negociando com Pe-trobras e Shell para garantir a me-lhor recuperação possível da jazida unitizada. É uma carga de traba-lho sem igual, mas acreditamos que tudo irá ocorrer a contento para a consolidação do regime de partilha no Brasil”, disse o executivo.

Pedrosa esclareceu que cabe à PPSA representar a União nos pro-cessos de unitização sempre que a jazida avançar por uma área não lei-loada, mas é o governo que decide o que fazer com a área não contrata-da. “Isso é uma atribuição do CNPE. O governo pode decidir fazer isso contratando a Petrobras ou fazendo uma licitação, em qualquer um dos casos sob regime de partilha, com a Petrobras tendo no mínimo 30% dos direitos da área estendida e sen-

do operadora desse contrato da par-te da jazida unitizada, mas a unifica-ção da produção de toda a jazida se-rá tratada por um comitê operacio-nal, no âmbito do acordo de indivi-dualização”, prosseguiu.

Segundo Pedrosa, não há na-da que impeça essas negociações. Em sua avaliação, a regulação atual claramente permite tratar qualquer problema de unitização em áreas não leiloadas no polígono do pré-sal.

O executivo reforçou a importân-cia do regime de partilha para o país. Com o excedente da cessão onerosa e Libra – contratos gerenciados pela PPSA –, o volume de óleo sob regime de partilha atinge de 18 bilhões a 27

bilhões de barris de óleo equivalente (BOE) potenciais.

Por falar em Libra, mesmo desta-cando o grande potencial da área, Pe-drosa ressaltou que ainda há muitos desafios. “Há a descoberta na área oeste, mas ainda há muito por fazer nas áreas central e leste em termos de exploração e avaliação”, analisou.

O executivo também ressal-tou o fato de o Brasil ter poten-cial de volumes recuperáveis totais de 120 bilhões de BOE, dos quais 88%, ou seja, 106 bilhões de BOE, ainda não foram produzidos. O in-dicador brasileiro desbanca impor-tantes potências do setor petrolí-fero mundial, como Arábia Saudi-ta (75%), Rússia (65%) e Estados Unidos (50%).

“Hoje, o Brasil é reconhecido co-mo líder mundial de descobertas de petróleo nos últimos dez anos, e is-so é um sinal claro da ousada cam-panha no pré-sal brasileiro”, acen-tuou o executivo. (C.S.)

em defesa da partilha

regulação brasileira atual já permite acordos de individualização da produção sem transtornos, afirmou oswaldo Pedrosa

PPSA DEFENDE O MODELO, DIZENDO QUE O BRASIL TEM

120 BILHÕES DE BOE, DOS QUAIS 88% AINDA

POR PRODUZIR


sessões especiais

A cooperação é o melhor cami-nho para minimizar as muitas dú-vidas e os incontáveis desdobra-mentos que rondam o ainda re-cente processo de negociação dos acordos de individualização da produção no Brasil. Essa foi a con-clusão unânime dos palestrantes da sessão especial “Unitização”, que lotou um dos auditórios do Riocentro no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Moderada pelos advogados Ma-rilda Rosado e Adriano Manso, a sessão contou com apresentações de Dirceu Amorelli Júnior, assessor da diretoria da ANP; Olavo Bentes David, consultor da PPSA; Thiago Macedo, procurador da ANP; Tatia-na Zuma, gerente jurídica de E&P da Petrobras; e Alejandro Segura, dire-tor comercial da BG.

Com o mercado regido por três modelos distintos – partilha, con-cessão e cessão onerosa –, o Brasil vive uma condição sem preceden-tes na indústria mundial do pe-tróleo. Embora a legislação tenha evoluído, sobretudo após a Re-solução 25/2013 da ANP, Thiago Macedo destacou que os proces-sos de individualização irão reque-rer sempre aperfeiçoamento. Para ele, trata-se de um processo que precisa de colaboração, e não de desconfiança e de desconstrução.

“Não existe simplicidade nesses processos, ainda mais em se tratan-do do pré-sal. Soluções podem ser construídas, e o aperfeiçoamento regulatório está aí para consertar e aprimorar sempre o processo.”

Na percepção da ANP, é funda-mental que a indústria esteja sem-pre disposta a trabalhar para contri-buir para o arcabouço regulatório, tarefa que deve ser desempenhada também pelos concessionários. Por isso, cooperação e parceria são e sempre serão palavras-chave.

As maiores preocupações estão centradas nos casos de individualização envolvendo um ativo do pré-sal já licita-do e uma área ainda não licitada, que, pela legislação, serão conduzidos pela PPSA, representando a União. Vistos como mais complexos, esses processos ainda geram muitas dúvidas.

Entre os pontos de preocupa-ção, um dos destaques, mencio-nado tanto por Tatiana, da Petro-bras, quanto por David, da PPSA, foi o rateio dos custos de desenvol-vimento, o desconto limite de 20% da produção mensal da jazida com-partilhada e a não atualização mo-netária dos projetos de partilha.

Para David, esse percentual não só deveria ser revisto como ficar em aberto. “A PPSA tem expertise pa-ra entender a economicidade dos projetos, e esses valores poderiam ser negociados entre as partes, de modo a não privilegiar determina-dos projetos nem tornar não-eco-nômicos outros, que precisem de parâmetros mais vantajosos”, ava-lia o consultor da PPSA.

Contrário à posição dos execu-tivos da PPSA e da Petrobras, Ma-cedo argumenta que não cabe à União tomar risco. Para ele, o con-cessionário tem a opção de incluir esse custo na hora de montar sua proposta para o leilão. (C.S.)

evolução permanente na unitização

olavo bentes david, da PPsa: segundo o executivo, empresa tem expertise para entender a economicidade dos projetos

COM TRêS MODELOS DISTINTOS, BRASIL

VIVE CONDIÇÃO SEM PRECEDENTES NA

INDÚSTRIA MUNDIAL DO PETRóLEO

QUANDO SE TRATA DE INDIVIDUALIZAÇÃO DA

PRODUÇÃO


Parcerias com universidades, in-vestimentos em P&D e troca de ex-periências entre fornecedores e pe-troleiras. Esses foram os caminhos apontados na sessão especial “EOR: experiências, oportunidades e desa-fios”, realizada no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014, para um me-lhor aproveitamento das tecnologias desenvolvidas para otimização da re-cuperação de petróleo.

Segundo o vice-presidente Sênior da Water Standard, Paul Choules, a im-plantação de novos projetos é o grande desafio. “Há muitas variáveis, e às ve-zes o que dá certo no laboratório não funciona na prática.” Choules sugeriu que o setor poderia compartilhar infor-mações e, assim, minimizar erros. “A partilha de informações entre empre-sas químicas, petroleiras e empreiteiras é muito importante, cada uma revelan-do seus avanços e fracassos.”

A representante de P&D em Óleo e Gás da Oxiteno, Olívia Cueva, tam-bém acredita que a integração pode ser valiosa. Para ela, o setor quími-co é muito complexo, e as informa-ções compartilhadas permitiriam que os processos avançassem com maior agilidade. “Se empresas químicas, petroleiras, produtoras de métodos e de serviços estivessem em contato, os campos poderiam ter uma recupera-ção avançada desde o primeiro dia.”

O pesquisador Corporativo da Nal-co Champion, Duy Nguyen, concorda. “Não se fala muito dos erros, as em-presas decidem manter esses projetos em segredo. Essas informações pode-riam ajudar a compreender por que al-guns processos não deram certo.”

Para a Statoil, o objetivo é alcan-çar fator de recuperação de 60% nos próximos dez anos. “Nos últi-mos dez anos passamos de 30% para 50% de recuperação, o que é um grande resultado”, ressaltou a líder de Tecnologia de Reservató-rios da Statoil, Maria Clara Costa. Para isso, a petroleira norueguesa mantém parcerias com universida-des brasileiras, como Unicamp e PUC. “Queremos aumentar o co-nhecimento no Brasil e ajudar o pa-ís a avançar mais nessa área. Por is-so, instalamos nosso centro de P&D no país.”

O gerente Sênior de Novos Empreendimentos em E&P da To-tal, Philippe Clovin, falou sobre o uso de membrana de cerâmi-ca e centrífugas para EOR, adota-do pela empresa francesa. O exe-cutivo destacou que as experiên-cias bem-sucedidas em laboratório precisam ser bem testadas em ce-nários reais. “O tempo para pas-sarmos uma tecnologia do labora-tório para o cenário real é de cinco anos. Na indústria farmacêutica, isso acontece em três anos. Somos muito conservadores.”

Moderador da sessão, o vice--presidente Chevron Brasil Upstre-am Frade, David Minemier, nar-rou as experiências da empresa em EOR e destacou a importância do debate para o desenvolvimen-to de novas tecnologias. “Tudo isso é muito favorável à indústria. Toda a cadeia se beneficia com o suces-so das empresas na implementação desses projetos.” (I.C.)

aumentando o fator de recuperação

maria clara costa, da statoil: fator de recuperação da petroleira

passou de 30% para 50% nos últi-mos dez anos

FORNECEDORES E PETROLEIRAS DEVEM TROCAR

MAIS INFORMAÇÕES SOBRE SUCESSOS E

FRACASSOS EM SUAS TENTATIVAS


sessões especiais

Com uma das maiores linhas cos-teiras do mundo, o Brasil ainda é pre-judicado pela falta de conhecimento sobre as características ambientais de seu litoral. A sessão especial “Estudos, pesquisas e desenvolvimento – a con-tribuição do setor petróleo e gás para a sustentabilidade”, realizada no ter-ceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014, apresentou os esforços da indústria pa-ra ampliar o conhecimento sobre as ba-cias offshore do país e, assim, contribuir para uma atuação mais sustentável das petroleiras.

O gerente de Análise de Risco e Res-posta a Emergência da Statoil, Diogo Dias Sandy, apresentou os resultados de um levantamento feito por meio de uma cooperação entre 19 operadoras para avaliar dados oceanográficos em 7 mil km da costa brasileira. De acordo com o analista, o trabalho não se resu-miu à esfera do licenciamento ambien-tal. “Ele ajudará no processo de toma-da de decisão das empresas na hora de definir o melhor ponto para perfurar um poço, por exemplo”, afirmou.

Esse tipo de cooperação vem sendo estimulado pelo Ibama, segundo a co-ordenadora de Licenciamento Ambien-tal do órgão e moderadora do debate, Vanessa Horta. “A BP e a Queiroz Gal-vão estão fazendo um diagnóstico co-mum. Operadoras também trabalham em parceria na Margem Equatorial”, exemplificou.

A coordenadora de Tecnologia de SMS da BG, Flávia Adissi, ressaltou que as funções oceanográficas impactam

diretamente as operações das petrolei-ras. Foi pensando nisso que a compa-nhia britânica iniciou, em 2012, o Pro-jeto Azul, em parceria com o Labora-tório de Métodos Computacionais em Engenharia (Lamce), da Coppe/UFRJ, e a consultoria Prooceano.

Com conclusão prevista para 2015, o Projeto Azul visa criar um sis-tema de observação oceânica para a Bacia de Santos, onde a BG é sócia de ativos. “A coleta de dados ocea-nográficos é uma lacuna de conheci-mento, e é importante para todas as operadoras”, assinalou Flávia.

Outra britânica, a BP, criou uma fer-ramenta para identificar a vulnerabilida-de das áreas costeiras brasileiras. O pro-grama disponibiliza dados ambientais, socioeconômicos, logísticos e de con-trole da poluição, podendo ser utiliza-do na elaboração dos planos de área das operadoras. “Começaremos a tra-balhar na inserção da ferramenta no processo de licenciamento em Barreiri-nhas, no início do ano que vem”, an-tecipou Bárbara Bosísio, líder da Equipe de Licenciamento Ambiental da BP.

Já o especialista Sênior em Geren-ciamento de Risco da O’Briens do Bra-sil, Álvaro Souza Junior, criticou o cri-tério de aceitabilidade de risco – re-lação entre o tempo de recuperação do ambiente e o tempo de ocorrên-cia do evento degradante – utilizado pelo Ibama. O termo de referência do órgão ambiental diz que o período de recuperação deverá ser insignifican-te em comparação com o tempo de ocorrência do dano, o que, segundo ele, dá brechas a interpretações distin-tas. “O que é ‘insignificante’? Isso não está definido”, alertou. (J.M.)

produção de óleo sustentável

Funções oceanográficas impactam diretamente as operações das petroleiras,

frisou Flávia adissi, do bG Group

OPERADORAS DESENVOLVEM

PROJETOS PARA LEVANTAR DADOS AMBIENTAIS DAS

BACIAS MARíTIMAS BRASILEIRAS E

MINIMIZAR RISCOS DE DANOS AO MEIO

AMBIENTE


Melhora na vazão de poços, maior controle na entrega de sur-factantes, otimização da recupera-ção secundária, maior resistência a corrosões e acumulações são algu-mas das promessas das pesquisas e projetos de nanotecnologia. “Não temos dúvida de que tornará nossa atividade mais competitiva”, disse a gerente de interação rocha-fluido do Cenpes/Petrobras, Priscila Moczydlo-wer, moderadora da sessão especial “Nanotecnologia aplicada às ativida-des de E&P”, realizada no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Os palestrantes da ses-são frisaram que a nanotec-nologia ainda está em de-senvolvimento, mas tem al-to potencial comercial. Um dos resultados que melhor evidenciam seus potenciais usos em óleo e gás é a ativi-dade da Ecopetrol no cam-po de Castilla, de óleo pesa-do, na Colômbia. Em cinco meses, expôs o engenheiro de petróleo da companhia, Richard Zabala, a injeção de nanofluidos em poços do campo resultou em um aumento de produção de 100 barris/dia, com a redução da viscosidade do óleo e consequente melhora na vazão.

De acordo com projeção do vice--presidente de Tecnologia da Baker Hughes, Rustom Mody, o merca-do de nanotecnologia representa-rá US$ 26,7 bilhões já em 2015. “A tecnologia ainda está sendo ex-plorada, e estamos chegando à fa-se comercial. O potencial é enorme,

e por isso investimos muito dinhei-ro em seu desenvolvimento”, decla-rou. A companhia investe na criação de nanofluidos que separam o óleo da rocha e tornam a vazão mais flui-

da. “Podemos modelar as nanopar-tículas para que elas reajam em con-tato com o óleo. Assim, não há per-da de fluidos no caminho.”

A nanotecnologia ainda é apon-tada como uma opção para prolon-gar a extração em poços não con-vencionais, já que permitiria chegar aos poros mais finos das rochas e manter a formação aberta.

No Brasil, o Laboratório Nacio-nal de Nanotecnologia (LNNano),

em Campinas, patrocinado pela Petrobras, realiza a caracterização de materiais metálicos, com infor-mações em escala atômica. “Po-demos observar as alterações dos materiais em nível atômico, em di-ferentes condições de pressão e temperatura”, contou o diretor do laboratório, professor Fernando Gallembeck.

Esse nível de detalhamento é crucial no desenvolvimento de no-vos materiais que são utilizados, por exemplo, em dutos onshore e offshore. O LNNano pesquisa ainda

a dureza de materiais, a fim de desenvolver soldas de dutos sem deformação.

A Petrobras, além de apoiar o LNNano, é parceira do Advanced Energy Consor-tium (AEC), iniciativa de in-vestimento em pesquisas de diversas empresas no mun-do. O AEC patrocina estudos de nanotecnologia na USP, na UFRJ, na UFMG e na UFABC.

A coordenadora de Pes-quisa em Nanotecnologia do Cenpes/Petrobras, Lua Sele-

ne, divulgou alguns estudos em desenvolvimento nessas univer-sidades. As iniciativas envolvem construção de nanotubos para condução de polímeros; desen-volvimento de partículas magné-ticas que absorvem substâncias não desejadas e podem ser cap-turadas por ímãs; e transporte de surfactantes em nanobolhas que só são liberados quando em con-tato com o óleo. (L.N.)

potencial nanotecnológico

rustom mody, da baker hughes: mercado de nanotecnologia vai movimentar us$ 26,7 bilhões já em 2015

TECNOLOGIAS EM DESENVOLVIMENTO

PROMETEM MELHORAR A

COMPETITIVIDADE E AUMENTAR A

PRODUÇÃO DO SETOR DE óLEO E GÁS


palestras convidadas

A entrada do gás e do petró-leo de xisto em maior escala abre uma janela de oportunidade para a indústria de petróleo. Ao inves-tir na exploração do tight oil (LTO), as empresas buscam obter desem-penho financeiro, em função dos custos mais competitivos para sua produção. A avaliação foi feita por Mark Routt, consultor senior da

KBC Advanced Technologies Inc, na palestra “Revolução do gás e petróleo de xisto: implicações pa-ra os mercados globais de petró-leo e seus impactos operacionais no refino”, no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Embora as reservas de LTO es-tejam distribuídas por várias regi-ões do mundo, alguns fatores in-fluenciam diretamente seu nível de aproveitamento. Um deles é a água, cuja presença nos Estados

Unidos ajuda a colocar o país na dianteira desse negócio. Na Chi-na há boas reservas, mas a água limita a produção em maior esca-la. Fatores logísticos e ambientais também influenciam a exploração do tight oil em larga escala.

Ainda assim, o futuro é promissor. “Há reservatórios vastos, com dispo-nibilidade de óleo por 45 anos”, ob-servou o consultor da KBC, estiman-do um volume de 33 bilhões de bar-ris viáveis com o uso das tecnologias disponíveis atualmente.

A maior produção de gás e óleo de xisto também traz novos desafios à área de refino. “A qualidade desse óleo pode variar de bacia para bacia, de lote para lote. Isso vai trazer impli-cações para o refino”, avaliou Routt, apontando aumento dos custos ope-racionais neste segmento.

Segundo o consultor, as refina-rias que conseguirem mais flexibi-

lidade no trato com esse insumo terão mais vantagem competitiva.

Apesar da influência do LTO, a projeção é de que os preços do óleo cru sigam ainda com a tendência de preços altos. Isso é influenciado pela percepção do mercado de que está havendo uma retirada de suprimento.

“Esta é uma energia interessante e competitiva, que afeta globalmen-te os mercados”, reforçou Arlindo Moreira Filho, gerente geral de Pla-nejamento de Logística da Petrobras e moderador da palestra. (J.S.)

Revolução de xisto à vista

Com as tecnologias

atuais, estima-se

que há 33 bilhões

de barris de tight

oil recuperáveis em

todo o mundo

A MAIOR OFERTA DE GÁS E óLEO DE XISTO AFETA O MERCADO

GLOBAL E IMPÕE NOVOS DESAFIOS AO REFINO, QUE PRECISA SE ADAPTAR A ESSES

ENERGÉTICOS

mark routt, da Kbc advanced technologies: qualidade diversificada

do tight oil vai exigir mudanças nos padrões de refino


O chefe da Divisão da Indús-tria de Petróleo e Mercados da Agência Internacional de Ener-gia (IEA, da sigla em inglês), An-toine Halff, projetou um cená-rio de incertezas para o merca-do global de biocombustíveis no médio prazo, sobretudo devido à ausência de uma política forte para o setor pós-2020 nos Esta-dos Unidos e na União Europeia. Até lá, o crescimento global será sustentado pelos mercados pro-dutores emergentes, como Su-deste Asiático, África e Oriente Médio.

Durante a palestra “Os bio-combustíveis no cenário interna-cional”, realizada no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas, o execu-tivo ressaltou que a falta de su-porte para o segmento aumentou o risco de investimento percebi-do pelo mercado. Projetos que te-riam condições de expansão es-tão arquivados ou caminhando lentamente, como a planta Ajos, na Finlândia, projetada pela Vapo para operar no processo BtL (bio-mass-to-liquids).

O crescimento da produção de biocombustíveis no países do continente americano que fa-zem parte da Organização para a Cooperação e Desenvolvimen-to Econômico (OCDE) é estima-do em discretos 0,8% ao ano até 2020 – 60 bilhões de litros. Glo-balmente, a estimativa fica em 2,6% ao ano até o mesmo ano, o que representa 139 bilhões de

litros anuais. O etanol deverá ter uma produção global de 1,76 mi-lhão de barris/dia em 2019, en-quanto a produção de biodiesel é estimada em 560 mil barris/dia até o mesmo ano.

Halff mencionou que es-se progresso em pequena esca-la ainda poderá ser revisto, por conta da queda no consumo. “A produção de gasolina nos Esta-

dos Unidos está em franca ex-pansão, o que tira um pouco o mercado dos biocombustíveis. Precisamos de um arcabouço de políticas que nos permita prosse-guir para além de 2020.”

Já no Brasil, espera-se um crescimento de 1,8% ao ano até 2020, para 31 bilhões de li-tros de biocombustíveis produzi-dos por ano. Mesmo assim, Halff não apontou o país como um dos principais mercados que poderão segurar as incertezas globais, por conta dos conflitos entre políti-cas no setor. “Os preços baixos do açúcar podem minar a situa-ção econômica do setor sucroal-cooleiro e impedir investimentos em canaviais e usinas produtoras de etanol no Brasil.”

Além disso, o alto custo das terras, o menor potencial de ga-nhos de eficiência dos projetos e mudanças na política norte-ame-ricana para os biocombustíveis estão entre os fatores que con-tribuem para uma baixa expan-são no setor.

Gerente de Gestão Tecnológica da Petrobras Biocombustível, João Norberto Noschang Neto, media-dor da palestra, ressaltou a impor-tância dos mandatos que obrigam a mistura de biocombustíveis em combustíveis fósseis, hoje presente em 62 países, para mercados que apostam no segmento também pa-ra geração de empregos e redução das emissões de gases de efeito es-tufa (GEE). (T.C.)

incertezas nos biocombustíveis

antoine halff, da iea: falta de suporte ao investimento

em biocombustíveis aumentou o risco de investimento percebido pelo mercado

GASOLINA AINDA EM EXPANSÃO

DISPUTA MERCADO



Marco tecnológico mundial em E&P offshore, o Sistema de Monitoramento Sísmico Perma-nente em Jubarte, na Bacia de Campos, foi tema de palestra no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014. Capaz de transformar a sísmica em ferramenta de deci-são do operador durante a pro-dução, a tecnologia, desenvolvi-da pela PGS, aumenta a produti-vidade e o fator de recuperação de óleo durante toda a vida útil do campo. O sistema ainda am-plia a atuação da geofísica para a produção, mantendo integrado todo o processo de desenvolvi-mento do campo.

Diferente da sísmica 4D con-vencional, que usa cabos na su-perfície da água, o sistema per-manente mantém os sensores no fundo do mar. Com isso, a aqui-sição de dados fica mais eficiente

e ágil, pois os cabos ficam de for-ma permanente no campo. As-sim, segundo o gerente de Geo-física da Petrobras, Paulo Johann, a tecnologia reduz o tempo para integração dos dados, permitin-do uma tomada de decisão mais rápida. “Nessa indústria, se não tomamos as decisões de imedia-to, estamos fora dos negócios”, afirmou Johann.

O executivo recomendou que o monitoramento permanente se-ja utilizado desde o início da ex-ploração até a produção. “Preci-samos investir mais em geofísica desde a primeira decisão. Assim,

conseguimos produzir de maneira mais segura e sustentável.”

Johann frisou que a tecnologia reduz incertezas, e por isso deve ser adotada o mais rápido possí-vel. “Queremos usar esses dados logo nas primeiras descobertas, para mitigar riscos ao máximo. Temos de passar imediatamente a usar o 4D para determinar a curva de produção, mesmo se a base da sísmica for em 3D. Precisamos co-meçar a expandir a utilização do 4D para, inclusive, aumentar a vi-da útil do campo.”

No entanto, Johann disse que ainda levará tempo para que o procedimento se torne sistemáti-co. “Nossa indústria é muito con-servadora. No caso de Campos, é necessário trabalhar em parceria, e para desenvolver novas tecnolo-gias é preciso acompanhar o tra-balho das companhias e dos cen-tros de pesquisa. Essa é a maneira de colocar o Brasil na posição de liderança no âmbito da tecnolo-gia geofísica”, destacou.

Para o moderador da palestra, o líder geofísico da Shell Wences Gouveia Jr., a qualidade do mo-nitoramento em Jubarte é im-pressionante. Segundo ele, há no mundo quatro sistemas des-se tipo, dois deles no Brasil. “O Brasil já está demonstrando que essa tecnologia pode dar retor-no significativo às companhias.” A petroleira anglo-holandesa im-plantou ainda o sistema no Par-que das Conchas, também em Campos. (I.C.)

Jubarte destaca sísmica 4D

Para Paulo Johann, da Petrobras, o monitoramento sísmico permanente reduz o tempo de integração dos dados e agiliza a tomada de decisões

DOS QUATRO SISTEMAS

NO MUNDO, DOIS ESTÃO NO BRASIL


As descobertas em águas pro-fundas na Bacia de Sergipe-Alago-as vão demandar a instalação de um gasoduto para o escoamento do gás natural, que será produ-zido associado ao petróleo na re-gião. “Sabemos que já existe vo-lume para suportar dois sistemas de produção, que estão previstos no Plano de Negócios. E vamos ter de fazer um gasoduto”, afirmou o gerente geral de Interpretação da Petrobras, Cláudio Valdetaro, du-rante a palestra convidada “Des-cobertas recentes da Petrobras”,

no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Valdetaro historiou a ativida-de da Petrobras em Sergipe, des-de o primeiro poço na região, per-furado em 1939, antes mesmo da criação da petroleira, até os atuais planos de avaliação de descober-tas (PADs) em águas profundas. A

companhia já perfurou 24 poços em águas profundas de Sergipe e obteve sucesso em 16 campanhas.

“É um número relevante”, disse o executivo.

A relevância da atuação da Pe-trobras na região e a importância que a empresa vem dando aos tra-balhos na área podem ser tradu-zidas em números. Somente em 2012, a Petrobras perfurou seis poços pioneiros no offshore sergi-

pano, e todos indicaram descober-tas. No começo de 2013, um poço seco não desanimou os geólogos da empresa. “Tudo o que foi des-coberto hoje é resultado de anos de estudos”, comentou Valdetaro.

O executivo mostrou que, atual-mente, a Petrobras está refazendo campanhas sísmicas em águas rasas e profundas da bacia. Estão sendo ad-quiridos 3.200 km2 e 3.400 km2 de dados sísmicos 3D em águas rasas e profundas, respectivamente. As cam-panhas de aquisição devem ser con-cluídas no início de 2015, quando

vão começar os trabalhos de proces-samento e interpretação dos dados.

Até o fim do ano, a Petrobras deve receber propostas para a li-citação que prevê o afretamento dos dois FPSOs que serão instala-dos em Sergipe. Cada unidade te-rá capacidade para produzir 100 mil barris/dia. (F.M.)

novo gasoduto no offshore de sergipe

cláudio valdetaro, da Petrobras: resultados em sergipe-alagoas projetam a instalação de dois sistemas de produção e um gasoduto

Mais de

6.500 km² de

sísmica 3D estão

sendo adquiridos

atualmente em

águas rasas e

profundas da Bacia

de Sergipe-Alagoas

DESCOBERTAS DA PETROBRAS EM ÁGUAS

PROFUNDAS DA REGIÃO JUSTIFICAM A

INSTALAÇÃO DE RAMAL PARA

EXPORTAR O GÁS QUE SERÁ PRODUZIDO

ASSOCIADO AO óLEO



A conta para adequar a logísti-ca de distribuição de combustíveis à demanda nacional alcança R$ 53 bilhões até 2025. A estimativa é do Instituto Ilos e considera a neces-sidade de expandir infraestrutura, como portos, ferrovias e tanques. Os dados, apresentados na pales-tra convidada “Análise da infraes-trutura existente para transporte de combustíveis no Brasil: necessida-de de investimento”, no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014, apon-tam déficits regionais para atender à importação e exportação de deri-vados em 11 praças de distribuição.

Um dos desequilíbrios mais acentuados está em São Paulo, on-

de há previsão de déficit de 4,3 mi-lhões de m3/ano de gasolina e 4,6 milhões de m3/ano de óleo diesel em 2025. Segundo o gerente Sê-nior do Ilos, Marcus D’Elia, haverá uma inversão do eixo de cabotagem

entre o estado e o Nordeste. “São Paulo passará a receber combustí-veis da região”, previu.

O maior déficit é projetado para o Paraná, que anualmente deman-dará 5,3 milhões de m3 de gasolina e 5,1 milhões de m3 de diesel. Na avaliação de D’Elia, o desequilíbrio

vai pressionar a estrutura portuária do estado, com uma movimentação da ordem de 10 milhões de m3/ano.

Já nos estados com novas refina-rias, haverá déficit de gasolina e ex-cedente de diesel. O Rio de Janeiro

demandará 4,9 milhões de m3/ano de gasolina além da oferta regional, mas terá excedente de 8,7 milhões de m3 de diesel, com a operação do Comperj. No Maranhão e em Per-nambuco, os excedentes anuais de diesel serão de 5,4 milhões de m3 e 5,7 milhões de m3, respectivamente.

A saída para suprir os desequilí-brios regionais será investir pesado em infraestrutura. Em portos, calcula--se R$ 3,1 bilhões. Somente em Para-naguá serão necessários 516 mil m3 novos de tancagem. Itacoatiara (AM), Vila do Conde (PA) e Vitória (ES) vêm em seguida, com 304 mil, 238 mil e 217 mil m3, respectivamente. Em fer-rovias, serão R$ 24 bilhões, sendo os principais na Norte-Sul (R$ 3,9 bi-lhões) e na ALL (R$ 3 bilhões), para in-terligar os mercados do Rio de Janeiro e São Paulo.

O Ilos projeta uma demanda de diesel no país de 78 milhões de m3

em 2025, aumento de 33 milhões de m3 em relação a 2013. O volume se-rá superado pela oferta, que alcança-rá 90 milhões de m3/ano, consideran-do Rnest, Comperj e Premium I e II. Já para a gasolina, há um déficit proje-tado de 35 milhões de m3 em 2025, para uma demanda que crescerá de 49 milhões de m3, em 2013, para 86 milhões de m3/ano. A conta toma por base uma “gasolina equivalente”, que corresponde à gasolina tipo C, já com adição de etanol, bem como o novo perfil das refinarias, a falta de in-formações oficiais da Petrobras sobre a capacidade das novas carteiras do combustível e o decréscimo do setor sucroalcoleiro desde 2009. (R.V.)

Downstream precisa de R$ 53 bilhões

de acordo com marcus d’elia, do ilos, são Paulo terá um dos desequilíbrios mais acentuados entre oferta e demanda de combustíveis em 2025

ESSE É O INVESTIMENTO

ESTIMADO PARA VIABILIZAR A

DISTRIBUIÇÃO DE DERIVADOS

EM 2025


O Brasil pode assumir uma po-sição de destaque e se tornar um grande player da indústria mundial de bioquerosene de aviação no lon-go prazo. A conclusão é do estudo “Plano de voo para biocombustí-veis de aviação no Brasil: plano de ação”, apresentado no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014, na palestra convidada “Bioquerosene de aviação”.

O projeto, realizado por Boeing, Embraer e Fapesp, avaliou desafios e oportunidades tecnológicas, eco-nômicas e de sustentabilidade, as-sociados ao desenvolvimento e à comercialização de biocombustíveis para aviação no Brasil. A Unicamp coordenou o estudo, que contou com a participação de mais de 30 agentes do setor privado, de insti-tuições governamentais, ONGs e da academia.

De acordo com o professor da Unifei e um dos coordenadores da pesquisa, Luiz Augusto Horta, a indústria mundial da aviação está comprometida com a redução das emissões de CO

2. A meta é alcan-çar uma redução de 50% nas emis-sões líquidas sobre níveis de 2005 até 2050. “Se o Brasil não der atenção a esse setor, estará virando as costas para sua história nesses dois temas, que é riquíssima, tan-to na produção de biocombustíveis quanto na aviação.”

O trabalho identificou ações pa-ra que o Brasil ocupe posição de destaque no setor. Entre elas, Hor-ta destacou a necessidade de mais pesquisas de matérias-primas, uma

malha mais eficiente de logística de distribuição e ajustes na legislação.

Atualmente, a matéria-prima do bioquerosene representa cerca de 80% do valor total do produto. “Um dos grandes desafios é con-seguir desenvolver um combustível de biomassa em escala comercial e com preços competitivos”, expli-cou Horta. “Precisamos de um pla-no consistente e contínuo, feito em conjunto pelos ministérios de Minas

e Energia e da Agricultura, para ala-vancar esse processo.”

Para a superintendente de Bio-combustíveis e Qualidade de Pro-dutos da ANP e moderadora da palestra, Rosângela Moreira de Araujo, a publicação traz um le-que amplo de aspectos que de-vem ser explorados. “É um tema que precisa ser discutido no âm-bito institucional, não só nacional, mas também internacional.” (I.C.)

Brasil pode ser líder em bioquerosene

horta, da unifei: “se o brasil não der atenção, estará virando as cos-tas para sua história tanto na pro-dução de biocombustíveis quanto

na aviação”

A indústria mundial

de aviação tem

como meta

alcançar, até 2050,

uma redução de

50% em suas

emissões líquidas

de CO2 sobre

níveis de 2005

ESTUDO COORDENADO PELA UNICAMP

APONTA OS DESAFIOS E AS OPORTUNIDADES

DO PAíS PARA LIDERAR EM

ESCALA GLOBAL A PRODUÇÃO DESSE BIOCOMBUSTíVEL


Fórum de SuStentabilidade

Os investimentos em E&P desde a abertura do mercado brasileiro, em 1997, trouxeram um legado vital pa-ra a sustentabilidade dessa indústria. De 1999 até 2013, as empresas des-tinaram R$ 8,4 bilhões a projetos de pesquisa, o que garantiu a monta-gem de uma infraestrutura tecnoló-gica para o desenvolvimento da ino-vação e a formação e capacitação de recursos humanos para o setor.

Com os desafios do pré-sal no radar da indústria, uma maior arti-culação entre os players será decisi-va para que o país consiga dar um novo salto tecnológico, como con-cluíram os dois painéis do Fórum de Sustentabilidade, realizado no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014, que debateram o legado dos investimentos em P&D e a formação de novos profissionais para o setor de óleo e gás.

“É preciso um trabalho colabora-tivo. Não dá para bancar um volume alto de investimentos sozinho”, ava-liou André Cordeiro, gerente Execu-tivo da Petrobras/Cenpes, que, nos últimos três anos, investiu uma mé-dia de R$ 1,1 bilhão em P&D. A pro-jeção da ANP é que o volume de in-vestimentos do setor nessa área che-gue a R$ 30 bilhões em 2023.

Investimentos contínuos e maior relacionamento entre indústria, uni-versidades, centros de pesquisa e fornecedores são a chave para um país que, com o pré-sal, deve figurar, em 2030, entre os seis maiores pro-dutores mundiais de petróleo. Será preciso vencer as pressões da indús-tria por soluções tecnológicas.

A parceria entre os players será decisiva para moldar uma boa estra-tégia de pesquisa. Um bom exemplo disso ocorre no Parque Tecnológico da UFRJ, que abriga uma série de empresas da área de petróleo.

É o caso do BG Group, que vai instalar no local o coração das suas atividades de pesquisa no mundo, acentuou Giancarlo Ciola, geren-te de Inovação da petroleira. “O co-nhecimento é a chave para enfrentar o desafio tecnológico”, confirmou Mauricio Guedes, diretor- executivo do Parque Tecnológico da UFRJ.

Na esteira dos investimentos em P&D, a indústria vem trabalhando em programas específicos para for-mar novos profissionais e atender às demandas e pressões do mercado. Um exemplo é o Programa de Recur-sos Humanos (PRH) da ANP, que já conta com investimentos de R$ 377 milhões, que renderam a concessão de 8,2 mil bolsas e parcerias com 32 universidades, em 16 estados. A su-perintendente-adjunta de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico da agência, Tathiany Moreira, frisou que o programa busca preencher as lacu-nas do mercado. (J.S.)

Hora da colaboração

a estratégia de formação profissio-nal e de pesquisa será decisiva se o país quiser competir internacional-

mente, diz tathiane moreira

COM INVESTIMENTO DE R$ 377 MILHÕES

PROGRAMA DE RECURSOS HUMANOS DA ANP JÁ RENDEU 8,2 MIL BOLSAS DE

ESTUDO

Untitled-1 1 20/10/14 16:54


Profissional do futuro

O IBP estuda a realização de um encontro nos moldes do “Profissio-nal do Futuro” destinado a estudan-tes de segundo grau, na faixa de 15 a 17 anos, em 2015. A proposta é mostrar as carreiras e as oportuni-dades nas áreas de petróleo, gás natural e energia. A entidade já es-tá articulando uma parceria com a Secretaria de Educação do estado do Rio de Janeiro para promover o evento.

Segundo o secretário executi-vo do IBP, Milton Costa Filho, o ob-jetivo é provocar o interesse do jo-vem em ingressar no setor de óleo e gás justamente no momento em que ele está debruçado sobre sua escolha profissional. “É uma idade

em que o estudante define a carrei-ra que quer seguir”, disse.

Costa Filho comemorou o suces-so da edição deste ano do “Profis-sional do Futuro” na Rio Oil & Gas 2014, que registrou uma participa-ção recorde de estudantes. Foram cerca de 3 mil inscritos, de 37 insti-tuições e 45 cursos, vindos de vários estados, como Amazonas, Pernam-buco, Bahia, Espírito Santo, Minas Gerais e São Paulo.

De acordo com o executivo, o programa de 2014 teve uma abor-dagem mais voltada à modernidade e à sofisticação tecnológica da indús-tria. “A proposta é utilizar elementos que possam atrair mais o jovem”, comentou Costa Filho, ressaltando

o momento estratégico para o setor. “O crescimento da indústria vai de-mandar muita mão de obra, e pode-rá haver um grande gargalo se não atrairmos essa juventude”, avaliou.

A edição de 2014 do “Profissional do Futuro” reuniu diversos executivos do setor de óleo e gás, que falaram sobre a indústria, a carreira e a sua própria experiência profissional. Entre os palestrantes estiveram o presiden-te da Schlumberger Brasil, José Firmo; o presidente da Radix Engenharia e Software, Luiz Eduardo Rubião; o vi-ce-presidente Jurídico da BP, Humber-to Quintas; o CEO da Embraer Óleo e Gás, Daniel Moczydlower; e o ge-rente de Perfuração da Barra Energia, Shiniti Ohara. (R.V.)

Formando a juventude do petróleoNO ANO EM QUE O PROGRAMA BATEU RECORDE DE INSCRITOS,

IBP SE ARTICULA PARA LEVAR INICIATIVA A ESTUDANTES DE SEGUNDO GRAU


Painéis | ExPloração & Produção

A indústria do petróleo vive um momento único. Ao mesmo tempo em que se debruça sobre o pré-sal, com poços em águas cada vez mais profundas e contaminantes que exigem materiais mais resistentes, e sobre o shale, que ainda desperta dúvidas quanto ao faturamento hidráulico, precisa avançar nas tecnologias para o aumento da recuperação em campos maduros


Esclarecer os reais riscos do desen-volvimento dos reservatórios não con-vencionais no Brasil, desmistificando os impactos da atividade de fraturamento, e incentivar o desenvolvimento de no-vas tecnologias, a fim de ampliar a eco-nomicidade e a produtividade de proje-tos desse tipo no futuro. Essas foram as principais preocupações discutidas no painel “Potencial de produção de re-cursos não convencionais”, no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

A preocupação está diretamen-te ligada à crescente onda de questio-namentos e reações da sociedade em relação à segurança das atividades de E&P em reservatórios não convencio-nais. Isso tem resultado em ações civis, algumas das quais ameaçam as campa-nhas em estados como Piauí, Sergipe, Alagoas, Bahia, Maranhão e Paraná. As pendências judiciais afetam diretamen-

te boa parte dos 72 blocos arrematados na 12ª roda-da da ANP, realizada em no-vembro de 2013, com for-te vocação aos reservatórios não convencionais.

O Brasil produz apenas 58% de sua demanda de gás natural e tem hoje uma reserva provada de gás con-vencional de 434 bilhões de m3 (15 TCF), em relação a um total de 656 bilhões de m3 (25 TCF), somando gás con-vencional e não convencio-nal. Por isso, segundo o che-fe de Gabinete da ANP, Silvio Jablonski, o país não pode prescindir de nenhum tipo de gás. Ele ressaltou que estimati-vas preliminares nas bacias do Parnaíba, Sergipe-Alagoas, Recônca-vo, São Francisco, Parecis e Paraná indi-cam um potencial de mais de 400 TCF, e que se a vigésima parte desse volume fosse convertida em reserva, o país ga-rantiria um volume equivalente ao das atuais reservas totais. “Temos uma im-portação atual de 38 milhões de m3/dia de gás no Brasil. Efetivamente, precisa-mos de gás”, reforçou o executivo.

Buscando reverter o que chamam de “guerra do fracking”, foi destaca-do o trabalho que vem sendo feito por um grupo de estudo criado dentro do Comitê Temático de Meio Ambiente (CTMA) do Prominp, formado por téc-nicos dos ministérios de Minas e Ener-gia e do Meio Ambiente, bem como da

ANP e da ANA. O grupo tra-balha na elaboração de um documento, semelhante ao white paper, feito pelo Rei-no Unido, com o objetivo de produzir um relato detalhado dos possíveis impactos do gás não convencional. O guia se-rá concluído no fim do ano.

“Estamos buscando refe-rências internacionais, e pa-ra isso firmamos um acordo de cooperação com o Reino Unido. O problema do não convencional no Brasil está longe de ser um problema ambiental, é um problema de conhecimento geológico. Não se sabe onde estão as rochas geradoras”, pondera Jablonski.

Já o vice-presidente para Recursos Não Convencionais na América Latina da Schlumberger, Richard Brown, de-fendeu a necessidade de aplicação de tecnologias de bombeamento e fratu-ramento para aumentar a produtivida-de desse tipo de reservatório. Hoje, se-gundo ele, 40% dos poços não con-vencionais da América do Norte não são economicamente viáveis.

Brown apresentou tecnologias de fraturamento desenvolvidas pela Schlumberger no exterior e reforçou que o desafio da indústria será aumen-tar a produtividade dos poços não con-vencionais, utilizando cada vez menos recursos. “A meta é fazer mais, com menos”, concluiu. (C.S.)

Fraturamento desmistificadoPara especialistas, exploração de recursos não convencionais no Brasil depende de mais esclarecimentos à sociedade sobre seus reais impactos

É necessário melhorar a comunicação. O risco ainda percebido no Brasil é quase inaceitável, e isso só será resolvido com informação e esclarecimento”carlos henrique abreu mendes, Gerente de SMS e Operações do IBP

Palavra do moderador

carlos abreu mendes

silvio Jablonski

richard brown


Painéis | ExPloração & Produção

A inovação será determinan-te para reduzir custos e aumen-tar a eficiência das operações em águas profundas no pré-sal e na margem equatorial, possibilitan-do que o Brasil alcance a meta de dobrar a produção antes do fim desta década. Planejamento e lo-gística também serão fatores crí-ticos. Essas foram as principais conclusões do painel “Desafios da construção de poços em águas profundas e novas fronteiras”, no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

O pré-sal, onde os poços têm média de produção que já atinge 30 mil barris/dia, demandará cada vez mais soluções de monitoramento e au-tomação, como o siste-ma de completação in-teligente, que permite a exploração de várias zonas do reservatório em um único poço. Pa-ra o gerente de Vendas de Sistemas de Perfura-ção da Baker Hughes no Brasil, Ian Thomson, a completação inteligen-te com controle elétrico, em lugar do hidráulico, é a mais indicada. “O sis-tema hidráulico deman-da muitos umbilicais, o que torna a instalação

ou intervenção mais complexa e demorada”, afirmou.

Recentemente, foi anunciado o primeiro poço do pré-sal concluído em menos de 100 dias, após 194 poços perfurados. Isso trouxe uma redução significativa no capex, se-gundo a Petrobras. O recorde foi al-cançado com inovações como uma broca especial, que combina carac-terísticas de uma broca tricônica com uma PDC.

Outra inovação destacada por Thomson foi a amostragem do flui-do da formação em tempo real du-rante a perfuração, que antecipa a

preparação do fluido de perfuração mais adequa-do na comparação com a amostragem convencio-nal, por perfilagem, que demanda três dias até o resultado.

Segundo o gerente Ge-ral da Petrobras para a Ba-cia de Santos, Eduardo Garcia, o compartilhamen-to de informações será de-cisivo para melhorar os in-dicadores de perfuração e completação de poços. “As lições na constru-ção de um poço devem ser compartilhadas com as empresas de serviço e perfuração”, afirmou.

Garcia destacou a confiabilidade dos equi-

pamentos a bordo como outro fa-tor crítico, num cenário com mui-tas sondas instaladas a 300 km da costa. “Temos verificado problemas ainda na instalação do equipamen-to, e o custo de reparo em platafor-ma é muito caro”, assinalou.

A manutenção de materiais críti-cos, como o BOP, está no topo das preocupações. Uma falha no equi-pamento pode levar a cinco dias de atraso na perfuração. Em uma ação estratégica para mitigar esse risco, a Petrobras assinou, recentemente, um acordo de cooperação com a Embraer, voltado à manutenção do equipamento.

A otimização do suprimento pa-ra as sondas será decisiva. “Em um plano de investimento como o da Petrobras, com tantas sondas, não pode faltar um grão de areia”, afir-mou Garcia. (R.V.)

Poços inovadoresPara que o Brasil consiga dobrar sua produção de petróleo, será crucial aumentar a eficiência na operação em águas profundas e no pré-sal

Falar em desafios para perfuração em águas profundas e novas fronteiras é falar da sobrevivência da indústria de óleo e gás no Brasil”Jacques salies, Gerente de Perfuração da QGEP


Jacques salies

ian thomson

eduardo Garcia


Estender a vida útil de campos maduros será um dos grandes desa-fios para a indústria do petróleo nos próximos anos, em função do salto no consumo mundial de energia e da dificuldade de acesso a novas desco-bertas de óleo. Assim, aposta-se na aplicação de tecnologias de aumen-to da recuperação nos reservatórios e em incentivos governamentais.

Partindo de uma estimativa de que 70% do petróleo consumido no mundo vêm de campos maduros e o fator de recuperação médio na in-dústria é de 35%, o diretor Senior de Tecnologias Globais da Halliburton, Michael Bittar, ilustrou quanto é rele-vante investir na extensão da vida útil dessas áreas. “Cada 1% a mais de recuperação equivale a dois anos do consumo mundial”, comparou ele, durante o painel ‘Extensão da vida produtiva de campos maduros’, reali-

zado no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Bittar destacou a im-portância de tecnologias de visualização que indi-quem de maneira acura-da a melhor localização de um poço na fase ma-dura. “Uma perfuração multilateral pode aumen-tar a produtividade do po-ço em até dois dígitos”, exemplificou.

O balanceamento da pressão, que cai com o avanço da depletação do reservatório, é outro desa-fio. Uma das formas mais avançadas de gerenciar es-sa queda é a injeção de químicos especiais, que ajudam a desobstruir a en-trada do reservatório.

Citando a experiência de 30 anos no campo de Statford, o presidente de Tecnologia da Produção da Statoil, Jarle Boe, citou a sinergia com outras in-fraestruturas no entorno do campo como diferencial. “Hoje podemos importar gás para injetar no campo.” Com fator de recupe-ração na casa dos 66% e 1 ponto percentual de acréscimo alcançado em relação à produção inicial, Sta-tford, que tem 4,4 bilhões de BOE in place e 60 poços produtores, é um palco para a aplicação das tec-

nologias da petroleira no-rueguesa.

Na corrida para che-gar aos 70% de recupe-ração, a Statoil aposta no conhecimento acu-mulado. “Temos regis-tros que indicam quanto cada poço novo repre-senta em relação ao fa-tor de recuperação total e quanto podemos redu-zir despesas com a pa-dronização dos equipa-mentos de poço”, disse Boe, ressaltando a im-portância do balanço fi-nanceiro do investimen-to e a redução dos cus-tos operacionais.

Já o gerente Geral da Unidade Operacio-nal (UO) Rio da Petro-bras, Eberaldo de Al-meida Neto, destacou a parceria com o gover-no num estágio em que o aumento dos custos é inversamente proporcio-nal ao retorno financei-

ro. “O governo é um parceiro que fica com uma grande parte dos lu-cros depois de 30 anos, e, mesmo com tecnologia, é importante re-duzir a carga tributária ou incen-tivar a produção”, afirmou, lem-brando que tecnologia custa caro e um poço no pré-sal pode custar US$ 300 milhões. (R.V.)

Tecnologia e subsídios para campos madurosTecnologias de aumento da recuperação de petróleo despontam em um cenário de muita demanda e pouca descoberta de novas reservas

À medida que a produção de água aumenta, fica mais difícil aumentar o fator de recuperação. E isso será um desafio a ser enfrentado no cenário do pré-sal”antônio claudio correa, Assessor de Planejamento Estratégico da PPSA


antônio correa

michael bittar

Jarle boe

eberaldo neto


Painéis | Gás natural e enerGia

Com a pressão da sociedade pela redução das emissões atmosféricas, o petróleo tende a perder espaço na matriz energética mundial. O gás natural surge como alternativa, seguido das fontes renováveis. Contudo, no Brasil, a política energética será crucial para que essas fontes ganhem o devido espaço, não somente na matriz elétrica, como também no setor industrial


Apesar do predomínio que ain-da terá por muitos anos na econo-mia mundial, a produção de petróleo tende a entrar em declínio. Para com-pensar esta queda, a indústria terá de descobrir novas fronteiras explorató-rias, de modo a garantir o aumento do consumo mundial desse energéti-co, enfrentando um cenário de preço elevado (embora estável nos últimos anos), de risco regulatório e um am-biente geopolítico dominado pela in-certeza. Essas foram as principais con-clusões do painel “Matriz energética brasileira”, apresentado no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Num cenário desenhado pela Pe-trobras, até 2020 será necessária a adi-ção de 18 milhões de barris diários à capacidade produtiva da indústria pe-trolífera, atualmente estimada em 90 milhões de barris diários. E uma das novas fronteiras exploratórias que vai contribuir para cobrir essa necessida-de mundial está no Brasil – o pré-sal –, com potencial para, em curto espaço de tempo, fazer o país passar de im-portador a exportador de óleo.

O Brasil já atingiu a marca de 500 mil barris/dia de óleo no pré-sal, com projeções de chegar a 1 milhão de bar-ris diários em 2017, e a 2,1 milhões de barris/dia em 2020. “Não existe barrei-ra tecnológica para a produção do pré--sal”, avaliou Antonio Eduardo Montei-ro de Castro, gerente executivo de Es-tratégia Corporativa da Petrobras.

No entanto, se o fator tecnológi-co não é mais tido como problema na

busca por novas fronteiras, há outras barreiras a superar. Entre elas estão a elevação dos custos para produção de óleo e a cada vez mais complexa logís-tica. Por isso, a indústria terá de fazer um grande esforço para reduzir o ca-pex e o opex a fim de tornar viável a exploração dessas novas áreas.

A tarefa é árdua, pois o consumo mundial não para de crescer, sobretu-do nos países emergentes. O BP Statis-tical Review of World Energy, publica-do em junho, mostra que, em 2013, o consumo global de energia cresceu 2,3%, em relação aos 1,8% registra-dos no ano anterior, sendo garantido majoritariamente por fontes fósseis, como petróleo, carvão e gás natural.

Por outro lado, a queda na pro-dução de óleo abre caminho pa-ra que o mundo tenha uma matriz energética mais equilibrada. Ou seja, as fontes renováveis, embora ainda não venham experimentando cresci-mento muito expressivo, terão cada vez mais importância no mix energé-tico mundial.

“As fontes renováveis, com as po-líticas governamentais de muitos paí-ses, ficaram mais competitivas. Há 20 anos, elas não faziam parte do mix”, observou Mark Finley, gerente geral de Mercados Globais de Energia e Econo-mia Americana da BP.

No caso brasileiro, o cenário mostra um forte equilíbrio entre fósseis e reno-váveis, chegando a 2030 com participa-ção de 55% e 45%, respectivamente. Afinal, o Brasil construiu sua matriz ener-gética baseada em fontes renováveis, como as hidrelétricas, a biomassa e, ago-ra, a eólica. Na matriz mundial, a partici-pação dessas fontes chega a 13%.

“O país está prestes a viver uma situação única no mundo, tornando--se um grande exportador de petró-leo, mas com uma matriz renovável”, destacou Maurício Tolmasquim, pre-sidente da Empresa de Pesquisa Ener-gética (EPE). (J.S.)

Uma matriz mais balanceadaIndústria terá de investir pesado para explorar petróleo em novas fronteiras o que abre espaço para as fontes renováveis na matriz energética mundial

No médio e no longo prazo, o Brasil terá cada vez mais um papel de protagonista. Mas é preciso superar desafios tecnológicos e regulatórios”helder queiroz, Diretor da ANP


maurício tolmasquim antonio de castro mark Finley helder queiroz


Painéis | Gás natural e enerGia

A oferta de gás natural no Brasil de-ve aumentar em cerca de 60 milhões de m3/dia até 2020, com crescimen-to de demanda de 80% até o mesmo ano. Apesar de animadoras, essas pro-jeções podem não se concretizar, ca-so o governo e a iniciativa privada não se organizem para tornar o gás natu-ral brasileiro uma fonte competitiva. Es-sa foi a principal mensagem do painel “Perspectivas de oferta e demanda de gás natural no Brasil”, no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Segundo o gerente Executivo de Gás e Energia da Petrobras, Hugo Rep-sold, o preço do gás no país – hoje na casa dos US$ 9/MMBtu – será reduzi-do à medida que a oferta do energético aumentar, o que vai ocorrer com o in-cremento da produção de gás associa-do. O desafio, no entanto, será sua mo-netização. “Desenvolver soluções para monetizar o gás é complexo. É impor-tante que quem tenha a reserva ancore o investimento”, assinalou.

O atual plano de investi-mentos da Petrobras prevê R$ 10,1 bilhões para a área de Gás e Energia, dos quais 50% serão voltados à construção de gaso-dutos para escoar o gás do pré--sal – os Rotas 1, 2 e 3. Essa no-va malha, porém, não resolverá o problema da interiorização do gás natural. “Precisamos de ân-coras para desenvolver o gás ter-restre. A construção de térmicas e fábricas de fertilizantes é uma alternativa”, observou Repsold.

O presidente da Abegás, Augusto Salomon, destacou a forte concorrência de ou-tros energéticos que o gás na-tural experimenta. Se isso não for trabalhado, vai impedir que boa parte do gás associado que começará a ser produzido no país chegue ao mercado.

Para o combustível ganhar competitividade, Salomon disse que será preciso maior proativi-dade do governo federal, con-cedendo benefícios fiscais, dis-ponibilizando linhas de financia-mento mais atrativas e promo-vendo políticas públicas para utilização do gás, inclusive em residências e no se-tor automotivo. “A grande questão no que se refere ao uso de gás em veículos é o usuário investir na conversão do mo-tor. Se o veículo sair de fábrica converti-do, será competitivo”, afirmou.

O alto custo relativo do gás no Bra-sil tem afetado a indústria química, um

dos mais importantes clientes dos distribuidores do energéti-co, sobretudo no que se refere ao gás de uso não energético (metano). “A demanda hoje é limitada e decrescente”, res-saltou a diretora de Economia e Estatística da Abiquim, Fáti-ma Giovanna Ferreira. “Muitas plantas estão fechando, en-quanto outras operam a baixa carga ou migram para países como o México.”

A assessora da diretoria da ANP, Heloise Helena da Costa, destacou que a retomada das licitações de blocos explorató-rios é fundamental para viabi-lizar o aumento da oferta de gás natural, bem como o início da exploração de reservatórios não convencionais. “É preciso adaptar a regulação vigente para essa nova fronteira, com ênfase na questão ambiental”, assinalou.

Na visão do conselheiro do IBP e moderador do painel, Ar-mando Guedes, o uso do gás como matéria-prima seria o

mais óbvio, por agregar maior valor. Ele ainda questionou a opção do governo pelas hidrelétricas a fio d’água. Como essas usinas não têm reservatório, em épocas de seca o governo é obriga-do a acionar térmicas a gás. “Trata-se de uma política contraditória. Onde o meio ambiente está sendo mais agredi-do?”, questionou. (J.M.)

Garantindo competitividadeApesar de números de dar inveja em termos de oferta e demanda, Brasil terá de superar obstáculos para monetizar suas reservas de gás natural

armando Guedes

hugo repsold

augusto salomon

Fátima Ferreira

heloise da costaO uso térmico não é o melhor, mas é o principal uso que estamos fazendo. Falta uma política de priorização do gás de valor agregado”armando Guedes, Conselheiro do IBP



O gás natural é ideal para ser a fonte complementar às renováveis na matriz elétrica brasileira, afir-mou o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Mau-rício Tolmasquim, moderador do painel “O gás natural na matriz elétrica brasileira”, no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014. Tan-to é que os planos do governo para o energético envolvem a instalação de 7,5 GW de térmicas a gás entre 2019 e 2023. Mas essa vocação do combustível enfrenta empecilhos, como a flexibilidade das térmicas e a inexistência de um mercado se-cundário.

A demanda variável das térmi-cas dificulta a oferta do combustí-vel. De acordo com o gerente geral de Operação dos Ativos de Geração da Petrobras, Marcelo Lopes, a ne-cessidade térmica pode variar entre 8 milhões de m3/dia e 49 milhões de m3/dia, o que torna o atendimento desafiador.

Segundo Lopes, para atender a essa demanda, hoje não tão variá-vel, por conta do despacho termelé-trico constante, a Petrobras importa 23 milhões de m3/dia de GNL. “Isso é 42% da demanda do mercado de gás natural. Mas a possibilidade de variação é um grande desafio.”

Para o vice-presidente Comercial e de Estratégia da BG, Marcelo Me-nicucci, viabilizar o gás em projetos flexíveis vai além da remuneração. “A fronteira de otimização do setor

elétrico não engloba a estrutura de produção do gás, que é visto como despachável e disponível”, explica. Ele sugeriu que se precifique essa estrutura, necessária para manter o gás disponível.

O executivo ainda citou a limi-tação da opção de reinjeção do gás nos poços quando a demanda di-minui. “Tudo o que não queremos é estragar um reservatório, e a par-tir de um momento a reinjeção li-mitada gera restrição também na produção do óleo.” A questão é relevante porque a perspectiva de nova oferta de gás no Brasil, vinda do pré-sal, é em produção associa-da a óleo.

Um mercado secundário seria a solução para o gás de usinas con-tratadas quando não ocorresse o despacho. Mas a indústria, candida-ta natural, teria de se adaptar aos momentos de despacho constante. Além disso, a rede de distribuição li-mita esse mercado.

O diretor técnico da consulto-ria PSR, Luiz Barroso, expôs os re-sultados de uma pesquisa, realiza-da a pedido do IBP, que concluiu que apenas 2% do vertimento de hidrelétricas poderia ser atribuído ao despacho térmico, em um ce-nário de inflexibilidade de 70%. “Maior inflexibilidade não é ne-cessariamente ruim. Depende do preço do gás. E contratos mais in-flexíveis têm preços mais baratos”, concluiu.

O país deve permanecer importan-do gás até, pelo menos, 2030, previ-ram os palestrantes. “Claro que mu-danças podem ocorrer, mas, até onde podemos enxergar, o país continuará importador”, afirmou Menicucci. (L.N.)

Inflexibilidade térmica vantajosaDemanda variável das térmicas a gás é o desafio a vencer. Produtores pedem que o preço do combustível considere a estrutura de produção

maurício tolmasquim

marcelo menicucci

marcelo lopes

luiz barroso

Colocamos um preço-teto de R$ 197/MWh para a geração a gás no leilão de energia porque queríamos muito adicionar a fonte, mas se o preço fosse além disso ela perderia para o carvão”maurício tolmasquim, Presidente da EPE



Painéis | abastecimento e Petroquímica

O aumento da renda e a melhora das condições econômicas da sociedade brasileira pressionam o mercado de derivados. Isso exige vultosos investimentos na logística de abastecimento e na garantia da oferta de combustíveis. Já na petroquímica, a pesada carga tributária e o shale gas americano, que tem preços competitivos, colocam em xeque a indústria nacional


Atrasos na entrega de obras, fal-ta de investimentos e excesso de bu-rocracia. Esses são alguns dos garga-los na infraestrutura logística brasileira que impactam diretamente a distribui-ção de combustíveis no país. O tema foi discutido no painel “Infraestrutura para transporte e distribuição de de-rivados no Brasil: oportunidades para investimentos”, realizado no primeiro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

De acordo com o diretor Superin-tendente da Ipiranga, Leocadio An-tunes, o Brasil é um dos sete maiores mercados de combustíveis do mundo e apresentou crescimento de 55,2% no volume comercializado entre 2004 e 2013. No entanto, a ex-pansão do setor, que de-ve se manter nos próxi-mos anos, traz também uma série de desafios. E parte deles se deve ao fa-to de o Brasil ter deixa-do de ser exportador de combustíveis para voltar a ser importador.

Antunes explica que a importa-ção traz uma insegurança maior do que a produção de combustível em uma refinaria local. “A logística é pe-ça chave no setor de distribuição. Com o aumento das importações, os entraves também crescem, e isso encarece o produto. O procedimen-to fica muito mais complexo, e a lo-gística pode falhar.”

O executivo ainda aponta a buro-cracia como um grande problema na

expansão das malhas logísticas. Ele destaca a necessidade de regras cla-ras, que estimulem os investimentos em infraestrutura. “Agências regula-doras, órgãos ambientais e entidades licenciadoras precisam agilizar proces-sos de autorização, tanto para amplia-ção como para construção de novas instalações”, disse Antunes.

De acordo com o diretor Execu-tivo do Instituto de Logística e Su-pply Chain (ILOS), Paulo Fernando Fleury, a principal consequência dos problemas de infraestrutura logísti-ca é o aumento de custos nas ope-rações de distribuição. “Gargalos como aumento no tempo de entre-

ga acarretam perdas nas vendas. Is-so inviabiliza os investimentos priva-dos, porque o custo dos transportes é muito grande.”

Fleury disse ainda que o Brasil está perdendo competitividade internacio-nal, em função da infraestrutura logís-tica ruim. “O valor investido hoje no Brasil é muito baixo se comparado ao de 30 anos atrás. Menos de 0,5% do PIB é destinado ao setor”, informou.

O executivo explicou que, para tornar sua infraestrutura equivalente à dos Estados Unidos, por exemplo, o Brasil precisaria investir R$ 811,7 bilhões em rodovias, R$ 130,8 bi-lhões em ferrovias e R$ 42,9 bilhões

em portos. “Estima-se que o déficit de investimentos em infraestrutura logística alcance, hoje em dia, R$ 1 trilhão.”

Outro percalço são os atrasos em obras de pro-gramas como o PAC e o Programa de Investimen-

tos em Logística (PIL), que diminuem o interesse do empresariado em in-vestir. “O andamento está devagar, as empresas estão achando os cus-tos muito altos e os riscos elevados. E se a iniciativa privada não participar, o país nunca vai chegar ao patamar necessário”, previu Fleury. Segundo ele, o atraso das obras de infraestru-tura é de aproximadamente quatro anos, e os custos estão sendo reajus-tados, em média, em 80% do inicial-mente planejado. (I.C.)

Derivados no gargaloDistribuição de combustíveis esbarra em entraves de infraestrutura logística, cujo déficit de investimentos é calculado em R$ 1 trilhão

Precisamos de ações da iniciativa privada, para assim tentar atrair mais investimentos para a infraestrutura logística brasileira”Waldyr barroso, Diretor da ANP


Waldyr barroso leocadio antunes Paulo Fleury


Painéis | abastecimento e Petroquímica

Será cada vez mais necessário ha-ver maior interação entre os agentes do mercado para garantir o abaste-cimento do mercado de combustí-veis no país nos próximos anos. O as-sunto foi discutido no painel “Estra-tégias para garantir o abastecimento de derivados no Brasil”, realizado no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

A dificuldade em estabelecer uma oferta segura se deve à demanda crescente de combustíveis. Esse fator, somado ao atraso nas obras de ex-pansão do parque de refino, fez com as importações crescessem, aumen-tando custos e a complexidade logís-tica do abastecimento.

Segundo o professor do Institu-to de Economia (IE) da UFRJ, Edmar Almeida, o Brasil demandará 80 bi-lhões de litros de gasolina em 2022, dos quais cerca de 10 bilhões de litros serão atendidos por importações. Já a autossuficiência de óleo diesel será atingida com as novas refinarias.

Almeida destacou, porém, que a expansão do refino resolverá o pro-blema de abastecimento no curto prazo, mas não garante a oferta no longo prazo. Parte disso se deve à de-cisão do governo de não alinhar os preços dos produtos no Brasil com os preços internacionais. “Isso traz riscos para a sustentabilidade econômica da Petrobras”, disse.

Para atender à demanda sem prejudicar o caixa da petroleira, Al-meida sugeriu a redução de barrei-ras de entrada para novos players na produção de derivados. “Novas em-presas não precisariam ser necessa-riamente concorrentes da Petrobras. Poderiam atuar como parceiras. As-sim, os prejuízos não cairiam sobre uma só empresa.”

Para o gerente de Marketing e Comercialização de Produtos Claros da Petrobras, Rubens Azevedo dos Santos Jr., cada agente deverá de-sempenhar melhor seu papel na ca-deia de combustíveis. O executivo afirmou que o objetivo da petrolei-ra é garantir o suprimento e a qua-lidade dos produtos ofertados pela expansão do refino, em linha com o crescimento do mercado e a ges-tão dos ativos de logística da com-panhia.

Santos Jr. disse que as empre-sas também precisam aprimorar su-as previsões de demanda. “Os distri-buidores, por sua vez, deverão inves-tir na capilarização dos combustíveis, cujas taxas de crescimento da deman-

da têm sido mais fortes nas regiões com menor infraestrutura logística.”

O executivo acredita que o papel da ANP também é fundamental pa-ra a garantia do abastecimento. “A agência deve aprimorar o arcabou-ço regulatório, para reduzir as falhas e melhorar a segurança do suprimen-to”, explicou.

O diretor da McKinsey & Com-pany, Svein Harald Øygard, comparou a política de preços do Brasil e de ou-tros países. “A política de segurar os preços pode acabar tendo um efeito pior do que mantê-los no patamar in-ternacional. O desenvolvimento de-ve ser pautado no desenvolvimento econômico, geração de empregos e oportunidades”, sugeriu. (I.C.)

Agentes devem trabalhar em parceriaFlexibilização das barreiras de entrada a novos players no refino como sugestão para garantir o abastecimento de derivados

O Brasil tem o desafio de garantir o abastecimento, mas tenho a certeza de que todos os agentes que fazem parte dessa cadeia estão envolvidos para que essa entrega aconteça de forma saudável e sem riscos para o país”José augusto dutra nogueira, Diretor de Operações da Ipiranga


José nogueira

rubens santos Jr.

edmar almeida

svein harald Øygard


O painel “Renascimento da pe-troquímica norte-americana e seus efeitos no mercado petroquímico brasileiro” tratou de ques-tões como competitivida-de da indústria brasileira, encargos, custos de pro-dução e infraestrutura, no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014. Com a al-ta produção de gás de xis-to americana e os baixos preços praticados nos Es-tados Unidos para o in-sumo, a indústria petro-química brasileira tem si-do duramente afetada. A questão levantada pelos agentes do setor é como torná-la mais competitiva até 2018, quando o Brasil terá uma oferta maior de shale gas.

O vice-presidente Exe-cutivo da Braskem, Lucia-no Guidolin, ressalta que os Estados Unidos não são a única região do mundo abençoada com gás de xisto, já que outros países têm reservas até mais substanciais. A vantagem norte-americana, contudo, está pautada em outros aspectos. “O que os Estados Uni-dos têm é a infraestrutura do mer-cado de energia, o capital de in-vestimento e a disponibilidade de água, além de planejamento go-vernamental com o intuito de pro-

cessar esse gás para que possa ser ofertado mais barato”, explicou o executivo.

As questões cambiais também afetam a compe-titividade da indústria pe-troquímica brasileira, já que há uma competição direta com produtores e taxas norte-americanos. Além desses gargalos, o setor enfrenta desafios presentes em toda a ca-deia industrial do país, co-mo a alta carga tributária, a busca por novas tecno-logias, a falta de mão de obra qualificada e os ain-da presentes problemas de infraestrutura.

O presidente da Abi-plast, José Ricardo Roriz Coelho, destacou que a indústria de transforma-ção funciona como supor-te para todas as demais cadeias produtivas. No entanto, ele afirmou que os mercados brasileiros de transformação e petroquí-

mica estão muito expostos e a pro-dução vem perdendo market sha-re. “A produção está praticamente estagnada, e as importações cres-cem rapidamente”, apontou.

O alto custo da produção no Brasil é outro fator que prejudica o posicionamento internacional dessas indústrias. De acordo com

o presidente da Abiplast, o custo de produção no Brasil é 23% mais caro do que o custo norte-ameri-cano. “Somos um dos países mais caros do mundo para produção de qualquer produto manufaturado. O preço da energia é muito alto, e os salários também.”

O representante de Percepção de Mercado de Produtos Quími-cos da IHS, Dewey Johnson, fa-lou sobre os diferentes cenários da indústria petroquímica e como os mercados de Estados Unidos, Oriente Médio e China vêm tra-tando a questão. O executivo afir-mou que os preços das matérias--primas são determinantes para o segmento. “A verdadeira compe-tição começa com as matérias-pri-mas. São os valores do carvão, do gás e do petróleo que vão estabe-lecer uma posição privilegiada”, analisou. (I.C.)

Custos desafiam a petroquímicaBrasil precisa de política que vá além da oferta de gás e promova vantagens competitivas à indústria nacional

As empresas americanas vêm investindo milhões de dólares em dutos, novas fábricas e ampliando a capacidade de produção”michel hartveld, Diretor da Chemplas


michel hartveld

luciano Guidolin

José roriz coelho

dewey Johnson


Painéis | BiocomBustíveis

Considerado um dos candidatos naturais à liderança mundial na produção de biocombustíveis, o Brasil precisa dar os sinais corretos para ampliar a sua produção de etanol, em crise desde 2008, e de outros combustíveis à base de biomassa. Para isso, são necessárias mudanças na política energética, de forma a precificar corretamente os derivados de origem fóssil


O retorno da incidência da Contri-buição de Intervenção no Domínio Eco-nômico (Cide) sobre a gasolina é uma das principais soluções para mitigar o endividamento do setor sucroalcoolei-ro. É o que sugere o diretor Técnico da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), Antonio de Padua. O processo de retração do mercado e a perda da competitividade do setor, iniciados em 2008, devem-se sobretudo à retirada do tributo, ressaltou o executivo, mo-derador do painel “Biocombustíveis: políticas públicas e o impacto no seu desenvolvimento”, realizado no primei-ro dia (15/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Pádua estima uma perda de recei-ta de R$ 9,6 bilhões ao ano pela in-dústria com a retirada do tributo, que foi completamente zerado em 2012. E para agravar mais o quadro para o etanol, um cálculo apresentado pelo presidente da Datagro, Plínio Nastari, mostrou que as taxas incidentes sobre

o etanol hidratado no percentual de açúcar total recuperável (ATR) da sa-fra atual vão criar um impacto de R$ 15,70 por tonelada de cana.

Hoje, há 33 usinas em recuperação judicial. O endividamento total apura-do na indústria ficou em R$ 66 bilhões em dezembro de 2013. De acordo com Nastari, a perda de renda em todo o segmento chega a R$ 17,5 bilhões ao ano, considerando ainda a defasagem do preço médio da gasolina, hoje esti-mada em 12% pelo executivo.

Além do endividamento e da bai-xa competitividade, também são de-safios as barreiras ao comércio in-ternacional e as resistências geopo-líticas. Foi o que apontou o diretor do Departamento de Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia (MME), Ricardo Dornelles, que ressaltou a permanência de uma indústria energética orientada ain-da pela lógica do petróleo e demais combustíveis fósseis.

Etanol 2GJá o vice-presidente executivo da

GranBio, Alan Hiltner, sustentou a en-trada do etanol celulósico na matriz su-croalcooleira para que o setor consiga atingir a meta de entrega estipulada pe-lo Plano Decenal de Expansão de Ener-gia (PDE) 2023, da Empresa de Pesqui-sa Energética (EPE), disponibilizado para consulta pública até 5 de outubro.

“O plano estima 47 bilhões de li-tros de etanol até 2023, 20 bilhões de litros a mais do que é produzido atu-

almente e mais de R$ 75 bilhões de investimento novo. Vai ser muito difí-cil para a indústria de primeira gera-ção conseguir isso sozinha”, afirmou Hiltner.

Até o fim deste ano, haverá quatro plantas para produção de etanol 2G instaladas no país, com capacidade de produção superior a 80 milhões de li-tros/ano cada. Além da GranBio, estão inaugurando produção no país a Du-Pont, a Abengoa e a Poet-DSM.

“Mais que possibilitar entrega de etanol, essas plantas estão mostrando a viabilidade de uma nova matéria-pri-ma, com enorme condição de compe-titividade”, concluiu Hiltner. (T.C.)

Da Cide ao etanol 2GRetorno da Cide sobre a gasolina e etanol de segunda geração são apontados como soluções para a crise do setor sucroalcooleiro brasileiro

Caso a Cide de R$ 0,28 por litro de gasolina fosse mantida, daria mais oportunidade ao etanol hidratado. Os investimentos no segmento não teriam parado, não teria havido redução da oferta de cana e provavelmente continuaríamos a investir e expandir o setor”antonio de Padua, Diretor Técnico da Unica


antonio de Padua Plínio nastari

alan hiltner ricardo dornelles


Painéis | BiocomBustíveis

Há mais complementaridade e si-nergia entre as indústrias de biocom-bustíveis e de derivados de petróleo do que competição. A afirmação, do professor da Unifei, Luiz Augusto Hor-ta, foi compartilhada por todos os pa-lestrantes do painel “Biocombustíveis: integração com a indústria de petró-leo”, no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014. Diretor da ANP entre 1998 e 2004, Horta, porém, foi enfático: en-quanto o país não adotar uma política tributária mais equilibrada e regras cla-ras, vamos retroceder nesse mercado.

“Nos últimos cinco anos, o gover-no adotou a opção populista e incom-petente de baixar o preço da gasolina. Com isso, estamos gastando mais de

US$ 3 bilhões por ano com importação de gasolina e gerando uma perda de R$ 5 bilhões anuais para Tesouro, estados e municípios com a eliminação da Cide (impos-to sobre a gasolina). E ainda acabamos com a indústria do etanol”, alertou ele.

Horta lembrou que o Bra-sil é um dos países com me-lhores condições de desen-volver essa indústria. Prova disso são as iniciativas de pe-troleiras na produção de bio-energia no país. A BP Bio-combustíveis iniciou suas operações em 2008 e hoje opera três usinas; a Petrobras Biocombustível (Pbio), tam-bém criada em 2008, parti-cipa de dez usinas de etanol e cinco plantas de biodiesel, três delas próprias; e a Raí-zen, fusão da Cosan com a Shell Brasil em 2011, é hoje a maior produtora mundial de etanol.

Entre as maiores oportu-nidades de cooperação entre as duas indústrias estão o reforço da seguran-ça energética e a diversificação do su-primento; melhoria da qualidade dos combustíveis convencionais; racionali-zação dos investimentos em refino e lo-gística; e apoio na redução de emissões de carbono. Segundo Horta, a partir de informações do MME, a Agência Inter-nacional de Energia (IEA, da sigla em in-

glês) estima que a produção brasileira de biocombustíveis alcance 1 milhão de barris equivalentes diários nos pró-ximos 20 anos, número pou-co inferior ao que é previsto para os Estados Unidos.

Norberto Noschang, da Pbio, ressaltou a importân-cia dessa indústria na gera-ção de emprego e renda e na promoção do desenvol-vimento das regiões em que atua. Entre os vários produ-tos, ele citou o biodiesel, cuja adição de 6% no diesel con-vencional já é utilizada no país; o bioquerosene de avia-ção, cujo processo de produ-ção está em estágio avança-do; e o etanol de 2ª geração, que a Pbio deve produzir em dois anos. “Todos os novos produtos a partir de biomas-sa devem ser adequados do ponto de vista de qualida-de e de uso para que façam parte da cadeia de combus-tíveis de forma sustentável

no longo prazo”, complementou ele.E competir com combustíveis fósseis

não é fácil, lembrou Frederico Kremer, gerente de Desenvolvimento de Produ-to da Petrobras. Para ele, o caminho é explorar as lacunas existentes, sobretu-do em termos de emissão de poluentes. “Por isso, os países devem incentivar a substituição do óleo por biocombustí-veis no transporte”, disse. (R.M.)

Onde o biocombustível encontra o petróleoEspecialistas dizem que as duas indústrias são complementares e não concorrentes, mas falta política de governo sem retrocessos

Com a produção de combustíveis a partir da biomassa, teremos, no futuro, uma matriz mais diversificada, vencidos alguns obstáculos para o uso deles. Entretanto, esse futuro pode não existir se as condições do presente não forem alteradas”José vitor bomtempo martins, Professor e pesquisador da UFRJ


José vitor martins

luiz augusto horta

norberto noschang

Frederico Kremer

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Painéis | sMs e ResPonsabilidade social

Aliar a necessidade energética a boas práticas socioambientais é talvez a maior “lição de casa” da indústria de óleo e gás. Se, de um lado, o licenciamento ambiental precisa ganhar dinamismo para garantir a oferta de petróleo, de outro, petroleiras e fornecedores devem investir em comunidades afetadas de forma sustentável, e não apenas com ações pontuais


O diretor do Departamento de Po-lítica de Exploração e Produção de Pe-tróleo e Gás Natural, da Secretaria de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do MME, José Botelho Neto, defendeu a Avaliação Ambien-tal de Área Sedimentar (AAAS) como um dos pontos fortes no desenvolvi-mento da segurança jurídica, da pre-visibilidade e do aperfeiçoamento dos processos de outorga e licenciamento ambiental de blocos exploratórios de petróleo e gás natural. Botelho Neto ressaltou, no painel “Avaliação socio-ambiental prévia à oferta de blocos”, realizado no terceiro dia (17/9) da Rio Oil & Gas 2014, que há um progra-ma conjunto entre os ministérios de Minas e Energia e do Meio Ambien-te (MMA), hoje em fase de publica-ção das portarias interministeriais pa-ra constituição dos Comitês Técnicos de Acompanhamento (CTAs), que se-rá responsável pela elaboração de ter-mos de referência das áreas avaliadas e pelas consultas públicas referentes ao tema.

Em 2013, foram definidas oito áre-as prioritárias para a elaboração da AAAS. Entre elas estão as áreas piloto das bacias de Solimões, de responsa-bilidade da Empresa de Pesquisa Ener-gética (EPE), e Sergipe-Alagoas, na qual está incluída também a Bacia do Jacuípe, cujos estudos ficarão a cargo da ANP. As avaliações já foram integra-das ao PAC, com orçamento definido.

O superintendente de Seguran-ça Operacional de Meio Ambiente

da agência reguladora, Marcelo Ma-fra, declarou que as avaliações pré-vias às rodadas de licitações ajudam, mas não são suficientes para dar se-gurança ao setor. “Todo o processo prévio ajuda para áreas tradicionais e que não estão próximas a sistemas ambientais complexos. No entanto, há exemplos de áreas onde existem claras dificuldades na obtenção do li-cenciamento para perfuração, como na Bacia do Pará-Maranhão, próxi-ma ao Parcel de Manoel Luís, par-que estadual marinho do Maranhão, protegido ambientalmente”, ponde-rou Mafra.

Segundo o superintendente, essa dificuldade no licenciamento se reflete numa quantidade ainda muito grande de pedidos dos operadores para pror-rogação do período exploratório. Ou mesmo em casos de pedidos de sus-pensão do contrato até a obtenção da licença ambiental.

As incertezas na elaboração de avaliações ambientais estão presen-tes, também, em modelos interna-cionais, como ressaltado pelo dire-tor técnico da consultoria britânica AMEC, Pete Davis. Segundo o exe-cutivo, a falta de informações sobre os blocos nos pareceres prévios aca-

ba, por vezes, levando à retenção de blocos e ao insucesso de leilões de áreas exploratórias.

Um exemplo internacional é a 14a rodada onshore de óleo e gás do Rei-no Unido, anunciada pelo ministro de Energia, Matthew Hancock, para 28 de outubro. Os efeitos do processo de fraturamento hidráulico estão en-tre os principais questionamentos, se-gundo a consultoria. E isso leva a uma dificuldade na previsibilidade das ava-liações, frisou Davis. (T.C.)

O fim das barreiras ambientais?Avaliação Ambiental de Área Sedimentar poderá ser a solução para os problemas enfrentados por petroleiras na obtenção de licenças no Brasil

robson calixto José botelho neto marcelo mafra Pete davis

É importante ver a integração entre os diferentes órgãos no Brasil, inclusive a Secretaria de Recursos Hídricos, como parte da busca por um ordenamento e planejamento conjunto do setor energético”robson José calixto, Gerente de Projeto da Secretaria de Biodiversidade e Florestas (SBF/MMA)



Painéis | sMs e ResPonsabilidade social

O investimento em projetos so-ciais precisa ser transformador. Não basta apenas destinar recursos se estes não forem aplicados em um modelo sustentável, porque o di-nheiro acaba. Um dos pilares da sus-tentabilidade é o entendimento das comunidades sobre o impacto da exploração dos recursos naturais e como essa exploração pode contri-buir para o desenvolvimento social. Esses conceitos marcaram o painel “A indústria do petróleo e os desa-fios socioambientais”, no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

A analista Ambiental do Ibama, Patrícia Rodin, ressaltou que a parti-cipação das comunidades no licen-ciamento não é mais iniciada na au-diência pública. “Começamos a ir às comunidades para prepará-las para o debate antes da audiência para a licença prévia”, contou, refe-rindo-se ao procedimento que já es-tá sendo adotado no licenciamento da Margem Equatorial.

Segundo Patrícia, essa abordagem prévia era im-possibilitada pela depen-dência do órgão em rela-ção à estrutura montada pelas empresas para reali-zar as audiências. “Articu-lando com instituições lo-cais, estamos conseguindo antecipar essa discussão”, disse, informando ainda que, no licenciamento do Ibama, o Termo de Refe-rência (TR), que orienta o relatório de impacto am-biental, já vai à consulta pública.

O diretor Global Téc-nico da DuPont, Davide Vassallo, disse que a pro-atividade deve prevalecer sobre o cumprimento de uma conformidade legal. “Ao esperar o licencia-mento, o empreendedor perde a oportunidade de trabalhar de maneira mais construtiva com a comuni-dade.”

Vassallo citou um estudo do banco Goldman Sachs, que revela que 73% dos problemas em em-preendimentos estão relaciona-dos a questões socioambientais, e reforçou a vantagem em ante-cipar a abordagem no entorno dos locais escolhidos. O consul-tor também explicou que o em-preendedor não deve concen-

trar-se apenas em alo-car recursos em proje-tos socioambientais, mas em desenvolver um pla-no de negócios susten-tável no longo prazo. “Não adianta patrocinar a compra de laptops pa-ra crianças se não houver um trabalho educacional para que elas saibam co-mo utilizá-lo.”

O gerente Executivo de Responsabilidade So-cial da Petrobras, Arman-do Tripodi, informou que a companhia vai adotar, a partir de 2015, uma siste-mática de indicadores para medir o resultado dos pro-jetos socioambientais da empresa. “Nossos projetos voltados para crianças se-rão vinculados a metas de melhoria da frequência e nota escolar.”

Patrícia enfatizou a importância do projeto

de educação ambiental no licen-ciamento dos projetos offshore que passaram a ser implantados coletivamente na Bacia de Cam-pos por Petrobras, Statoil, HRT, Chevron e OGPar. “Manter, por 30 anos, que é o prazo da concessão, as pessoas conscientizadas e en-volvidas na preservação do meio em que vivem será um grande de-safio da indústria.” (R.V.)

Foco em pessoasAdotar modelos de desenvolvimento permanentes em comunidades afetadas por projetos de óleo e gás será um desafio para a indústria

O desenvolvimento das pessoas está na base de um modelo sustentável. O foco nas pessoas será fundamental”carlos eduardo Frickmann young, Professor do IE/UFRJ


carlos young

Patrícia rodin

davide vassallo

armando tripodi

56 anosA casa da nossa indústria


Painéis | Regulação, DiReito e economia

O arcabouço tributário brasileiro é frequentemente apontado como o calcanhar de Aquiles para investimentos no país. A clareza das regras é vital para atrair recursos. Por outro lado, com investimentos de US$ 1,5 trilhão previstos até 2035, o Brasil tem de diversificar as fontes de financiamento, ainda muito centradas no BNDES e com pouca participação privada


Com um sistema tributário com-plexo, o Brasil precisa consolidar sua política fiscal, a fim de manter a competitividade e a atratividade do setor de óleo e gás. A necessidade de simplificar e tornar mais seguro o arcabouço tributário brasileiro foi o ponto central do painel “Tributação na indústria de petróleo e gás”, rea-lizado no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

Uma das preocupações mais ur-gentes é o fim da vigência do Re-petro, fixado em 2020. Para o vice--presidente de relações públicas da Statoil no Brasil, Mauro Andrade, a possibilidade de descontinuidade do regime é desconfortável. “Não con-sigo ver a indústria no Brasil, no ní-vel em que se encontra, vivendo sem esse instrumento”, afirmou. Além disso, há incertezas sobre o acesso a benefícios do regime para projetos que comecem agora, mas que ainda

estejam em exploração ou desenvol-vimento após o fim do regime.

O Repetro recebeu interpreta-ções diversas por parte dos estados, mas, em 2007, o Confaz formulou o Convênio 130, que tentou unifi-car o entendimento quanto ao regi-me. No mesmo ano, porém, foi am-pliada a lista de bens elegíveis para desoneração, o que não foi acom-panhado pelos estados, segundo a gerente de tributos de E&P da Shell no Brasil, Daniele Tavares.

Outro impasse é o resgate de créditos de ICMS e PIS/Cofins. Ele seria especialmente complicado na esfera estadual, sobretudo quan-do a operação é interestadual. “A empresa considera o capex sobre o preço final do produto sem conside-rar os impostos ao longo da cadeia, o que torna mais difícil recuperar créditos”, explicou Andrade.

Pela legislação, os créditos são atrelados aos operadores, e sua transferência para parceiros dos projetos é outro complicador. “É uma discussão de quase 15 anos, e poucos estados definiram o proce-dimento”, comentou o gerente ge-ral de avaliação tributária da Petro-bras, Marcio Branco.

A interpretação da Receita Fe-deral sobre o pagamento de afre-tamento para empresas estrangei-ras também preocupa. Essa opera-ção é isenta de retenção de imposto de renda na fonte, quando o paga-mento é para fora de paraísos fis-

cais. No entanto, o governo inter-pretou que plataformas não são embarcações. Assim, deixam de ser objeto de contrato de afretamento e passam a ser negociadas em con-tratos de locação, sobre os quais in-cide alíquota de 15%.

Outra discussão mais recente é a sugestão da Receita de que os con-tratos de afretamento, no exterior, e o de operação das plataformas, no Brasil, seriam na verdade um único contrato, de prestação de serviço, sujeito, portanto, à tributação legal e sem direito a alíquota zero.

Os palestrantes frisaram a urgên-cia de discutir e unificar as interpre-tações das regras. Dando exemplo da complexidade, Andrade citou o tempo médio de 2.600 horas ao ano que as companhias levam, no Brasil, durante o processamento e paga-mento de tributos, contra 86 horas na Noruega. (L.N.)

Impostos, sempre eles...Arcabouço tributário brasileiro para a indústria de óleo e gás dá margem a interpretações divergentes e é considerado um risco pelos investidores

maria cavalcanti mauro andrade

daniele tavares marcio branco

Temos pontos na legislação tributária em aberto que precisam de atenção. O tema tem grande impacto na avaliação econômica dos projetos”maria alice deschamps cavalcanti, Presidente do Conselho Fiscal do IBP



Painéis | Regulação, DiReito e economia

Os vultosos investimentos previstos para a cadeia de óleo e gás no Brasil nas próximas décadas adicionam um grande desafio ao setor: a disponibili-dade de financiamento. Serão aplica-dos US$ 1,5 trilhão no país até 2035 em toda a cadeia, de acordo com a Agência Internacional de Energia (IEA, da sigla em inglês). Desse total, US$ 1,2 trilhão somente no upstream.

Os números foram apresentados pelo professor e diretor do Instituto de Economia (IE) da UFRJ, Edmar de Al-meida, no painel “Os desafios do fi-nanciamento do setor de óleo e gás no Brasil”, no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014. Segundo ele, a Petro-bras tem conseguido financiar sua ati-vidade de desenvolvimento por meio da elevação e rolagem de sua dívida,

que aumentou de US$ 31 bilhões, em 2010, para US$ 94 bilhões, em 2013. No entanto, a empresa vai sair de um patamar de investi-mentos anuais de US$ 10 bilhões para algo em torno de US$ 45 bilhões e terá de cuidar de seu indicador dí-vida líquida/Ebitda, que já chegou ao topo, para não ter problemas na obtenção de crédito. “A Petrobras tem sido muito prejudicada pelo desalinhamento dos preços internos dos com-bustíveis e pelo adiamento do aumento da produção, o que afetou sua rentabilida-de e adiou receitas com ex-portação”, acentuou Almei-da, avaliando porém, que o crescimento da produção e da exportação a partir do pré-sal traz boas perspecti-vas para a empresa.

O potencial de cresci-mento da produção da Pe-trobras foi citado pelo dire-tor da Área de Planejamento Corpo-rativo, Pesquisa Econômica e Gestão de Riscos do BNDES, João Carlos Fer-raz, como importante para obtenção de financiamento no banco. “Terão prioridade investimentos que tenham vetor de inovação, de sustentabilida-de e de eficiência”, declarou. Ele sa-lientou, porém, que os projetos serão cada vez mais complexos e demanda-

rão engenharia financeira igualmente complexa, tor-nando necessária a partici-pação de uma indústria fi-nanceira privada.

Já o cenário para pe-quenos e médios produ-tores é mais preocupante. Por terem investimentos na fase de exploração, de alto risco, têm de contar com os fundos de private equi-ty, que saíram do Brasil por conta da recuperação judi-cial da OGX. Se no passa-do as petroleiras indepen-dentes chegaram a levan-tar R$ 10 bilhões em IPOs, hoje estão vendendo ativos para financiar a exploração. Normando Paes, presiden-te da Associação das Em-presas Produtoras de Pe-tróleo e Gás Natural Extra-ídos de Campos Marginais do Brasil (Appom), mostrou que os valores comprome-tidos pelas sete operadoras que adquiriram 72 áreas na

12ª rodada é de R$ 500 milhões so-mente na exploração. “Vamos preci-sar de regras claras, previsibilidade de leilões, oportunidades de crédito para pequenas e médias empresas e novos critérios de garantia para o programa exploratório mínimo que desonerem e viabilizem a contratação de finan-ciamento por essas empresas”, enu-merou Paes. (R.M.)

Financiamento vai exigir mais eficiênciaCom investimentos de US$ 1,5 trilhão até 2035, indústria de óleo e gás busca alternativas para garantir esses recursos sem onerar seu caixa

Vamos ter um aumento de 92% na produção de petróleo até 2023, com a entrada em operação de 74 novos FPSOs. O Brasil faz parte do grupo de seis países que suprirá o planeta de petróleo nos próximos 20 anos”antonio claudio Pereira da silva, Diretor Administrativo-financeiro da PPSA


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OTC BRASIL 2015E V E N T O O R G A N I Z A D O P O R I B P E O T C

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Painéis | Gestão e Cenários da indústria

O momento é favorável à indústria brasileira de bens e serviços para o setor de óleo e gás. Contudo, é hora de os fornecedores se reinventarem, investindo em tecnologia e gestão de processos. Assim, poderão garantir não somente encomendas no Brasil, beneficiados pela política de conteúdo local, como tornar a indústria nacional competitiva globalmente


A indústria offshore bra-sileira precisa percorrer um longo caminho se quiser sobreviver num ambiente global cada vez mais com-petitivo. E isso passa por medidas como maior inte-gração das áreas de enge-nharia e montagem para o desenvolvimento dos proje-tos, busca de parcerias in-ternacionais, investimen-tos em capacitação de mão de obra e incentivo à ino-vação. Essa foi a conclusão do painel “Como aumentar a produtividade e reduzir custos da indústria de cons-trução offshore brasileira”, no segundo dia (16/9) da Rio Oil & Gas 2014.

“O plano de execução do projeto deve ser consis-tente, desde a fase de orça-mento”, apontou Guilher-me Pires de Mello, diretor de Operações da Techint. Para ele, a estratégia de constru-ção do empreendimento de-ve levar em conta a filosofia de acabamento avançado, o qual deve ser pensado na fa-se de engenharia.

Além da integração das áreas, outros fatores são cruciais para aumentar a produtivi-dade e reduzir custos. A lista inclui itens como bases de dados inteli-gentes, melhores práticas de gestão,

consolidação de parceiros e uso de modelagem em 3D e 4D.

“A gestão das métricas é um item muito impor-tante para controlar a evo-lução dos projetos”, ava-liou Claudio Siqueira Vian-na, gerente geral da Petro-bras. Uma das prioridades da companhia é construir uma base de dados vigo-rosa, para facilitar a toma-da de decisões e ter con-sistência no planejamento do empreendimento.

A Petrobras adotou medidas logísticas para in-tegrar o site do projeto, bem como melhores prá-ticas de gestão e também ferramentas de modela-gem em 3D e 4D. Com is-so, pretende atacar pro-blemas que afetam a pro-dutividade, como o baixo número de horas em que a mão de obra está realmen-te dedicada a agregar va-lor ao projeto (na faixa de 25% do tempo); o nível de retrabalho (31%); e a falta de consistência de dados para fazer o planejamento e a montagem.

No Brasil, o quesito matéria-pri-ma tem peso de 20% a 30% no cus-to total de um projeto. Na Ásia, é um terço do valor praticado aqui. O que

comprova que o aumento da produ-tividade é fundamental para a sus-tentabilidade da indústria.

“É uma questão de sobrevivên-cia. Quem encarar vai sobreviver. Quem se esconder em subsídios vai desaparecer”, analisou Guilherme Guaragna, vice-presidente de Ope-rações do Estaleiro Enseada.

O caminho apontado pelos es-pecialistas para ser mais produtivo é a busca de parcerias sólidas, na-cionais ou internacionais. No en-tanto, isso só é possível com a con-tinuidade das demandas. “É pre-ciso estabelecer uma relação de confiança”, apontou Eric Powel, gerente de Projetos da Modec. Se-gundo ele, isso é vital para reduzir custos, junto com o investimento em qualificação.

“Não se pode trabalhar por pro-jeto. É preciso consolidar processos, treinar pessoal e utilizar sistemas in-tegrados inteligentes”, observou Mello, da Techint. (J.S.)

O caminho para a produtividadeIndústria offshore nacional precisa de maior integração do projeto, sistemas inteligentes, investimentos em capacitação e em parcerias sólidas

antonio müller

Guilherme mello

eric Powel

claudio vianna

Guilherme Guaragna

A indústria brasileira ainda precisa avançar muito em competitividade para se fortalecer no cenário internacional”antonio müller, Presidente da Abemi



Painéis | Gestão e Cenários da indústria

As empresas têm um desafio vital para agregar valor aos negó-cios: tirar vantagem da montanha de informações gerada nas ativi-dades de E&P de petróleo e gás natural. O caminho para isso pas-sa pela construção de plataformas tecnológicas flexíveis, que permi-tem integrar e analisar, com pre-cisão e em tempo real, grandes volumes de dados, estruturados e não estruturados.

O investimento pesado nesse conjunto de soluções tecnológicas abre caminho para a evolução da tomada de decisões num ambiente de negócios cada vez mais comple-xo e competitivo. Essa foi a conclu-são dos especialistas no painel “Ex-periências de Big Data na indústria de petróleo”, no último dia (18/9) da Rio Oil & Gas 2014.

O Big Data vem sendo utiliza-do em E&P no mapeamento de reservatórios e nos estudos sís-

micos, informou Ulisses Mello, di-retor do Centro de Pesquisa IBM Re-search Brasil. Há casos de represen-tação digital de plataformas intei-ras, com mais de 80 mil sensores, gerando dados so-bre 1,5 mil poços.

As empresas, no entanto, não conseguem apro-veitar a maior par-te da informação que geram. Esti-ma-se que usam apenas 5% dos dados produzi-dos. “O volume de dados hoje é muito grande, o que causa uma complexidade analítica”, apontou José de Sá, sócio-diretor da Bain & Company]. Isso acontece em todos os setores.

Estima-se que 80% dos da-dos de hoje foram gerados nos últimos três anos. E, no caso do setor de óleo e gás, destacou Mello, da IBM, há dez vezes mais dados para conhecer e analisar antes de uma empresa começar a sua produção.

O aumento exponencial dos da-dos exige também mais capacidade de processamento. A boa notícia é que ela está dobrando a cada seis meses, segundo Roberto Prado, di-

retor de Competi-tividade da Micro-soft para a Améri-ca Latina. “Pode-mos chegar a um ambiente no qual nunca estivemos antes”, avaliou.

O uso de Big Data, no entan-to, ainda precisa de respostas pa-ra duas questões cruciais, na ava-liação de Karin Breitman, direto-ra-presidente da EMC. Falta saber de quem são os

dados e seus benefícios e como estabelecer uma cultura para fa-zer esse trabalho.

O fato é que o emprego do Big Data na indústria de óleo e gás vem crescendo nos últimos anos. A Petrobras, por exemplo, já registra alguns cases de apli-cação dessa tecnologia. Um de-les é o do Centro de Monitora-mento de Diagnóstico de suas 16 termelétricas espalhadas pe-lo país.

“O objetivo é aumentar a dis-ponibilidade das usinas e fazer um planejamento melhor da manuten-ção”, explicou Luis Antonio Pereira de Araújo, gerente de Arquitetura de Tecnologia da Informação da Pe-trobras. (J.S.)

álvaro martins ulisses mello

José de sá roberto Prado

Karin breitman luis araújo

O emprego de tecnologias flexíveis vai facilitar a tomada de decisões operacionais, aproximando esta área da Tecnologia da Informação” álvaro adriano martins, Presidente da Abemi


Mergulho num mar de dadosGanha espaço o investimento em Big Data, solução que permite trabalhar grandes volumes de dados em tempo real para tomada de decisão


A maior complexidade das operações de perfura-ção offshore está levando os fornecedores a repensa-rem os equipamentos e as tecnologias utilizados atu-almente. O assunto foi dis-cutido no painel “Capacida-de da indústria para atender às demandas submarinas no Brasil”, realizado no último dia (18/9) da Rio Oil and Gas 2014.

Segundo o vice-presi-dente Sênior da Subsea7 do Brasil, Victor Bomfim, a in-dústria já provou que é ca-paz de superar as dificulda-des que o Brasil impõe. Ele destaca, no entanto, que as questões em relação à pro-fundidade estão cada vez mais complexas. “A Ba-cia de Santos é muito dife-rente da Bacia de Campos. Além de dificuldades logísti-cas, precisamos enfrentar as condições do mar, que são mais extremas e tornam a operabilidade mais crítica.”

O presidente da Technip do Brasil, Adriano Novistky, avaliou que, diante da gui-nada do pré-sal, a indústria utilizou tecnologias já exis-tentes, porém em maiores proporções. “Agora é tem-po de olhar com mais deta-lhes para o aprendizado tec-

nológico e tentar evoluir pa-ra novas soluções”, salien-tou. Ele revela que a com-plexidade de vários itens mudou com o pré-sal, como corrosão, presença de H2S, níveis altos de CO

2, lâminas d’água maiores e aumento dos diâmetros. “Precisamos de laboratórios que aten-dam ao grande volume de testes. Também adaptamos o maquinário para aten-der ao novo cenário e in-vestimos massivamente em P&D.”

Para a FMC, a principal discussão é como preparar as empresas para atender aos pedidos. “Nossa previ-são é entregar, em uma dé-cada, o equivalente ao que entregamos nos últimos 30 anos”, afirmou o diretor co-mercial da companhia no Brasil, José Mauro Ferreira.

O diretor de Análise de Mercados Globais Upstre-am da IHS, Helge Qvam, disse que a perspectiva de longo prazo para a indús-tria é extremamente positi-va. “A questão é no curto prazo, quando as encomen-das vão começar a entrar de novo”, ressaltou. A previsão é que a demanda por equi-pamentos como manifolds, umbilicais e árvores de na-

tal, que anda desacelerada, volte a ficar aquecida a partir de meados de 2015.

De acordo com a vice-presiden-te Sênior de Subsea Brazil da Aker Solutions Brasil, Maria Peralta, a de-manda do país é uma das maiores do mundo e é a aposta de muitas empresas internacionais. “Para po-der continuar entregando todos es-ses pedidos, precisamos da cadeia de fornecedores integrada e alinha-da”, afirmou.

O presidente da Prumo, Eduardo Parente, apresentou a evolução das obras do Porto do Açu, no Norte Fluminense, e como o empreendi-mento será positivo diante da situa-ção. “O Porto do Açu é o lugar ide-al para os fornecedores investirem e facilitarem seus processos.” (I.C.)

Fornecedores subsea avaliam indústria de equipamentosCom o aumento das operações no pré-sal, indústria se prepara para o desenvolvimento de novos equipamentos, destinados à nova fronteira

mauricio costa diniz

victor bonfim

maria Peralta

adriano novistky

José mauro Ferreira

helge qvam

eduardo Parente

O desenvolvimento do pré-sal trouxe novos desafios em relação a lâmina d’água, ambiente, contaminantes, entre outros. E a indústria tem respondido de maneira competente e rápida a essas questões” mauricio antonio costa diniz, Gerente Geral da Unidade de Serviços Submarinos da Petrobras



ConferênCia de enCerramento e Premiações

O Brasil está atingindo as métri-cas internacionais para a constru-ção de FPSOs, reduzindo, nos últi-mos dez anos, os prazos de entre-ga de unidades de produção de 60 meses para 42 meses, em média. Os dados foram apresentados pela presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, na cerimônia de en-cerramento da Rio Oil & Gas 2014. A empresa chegou a esses números por um estudo interno, que envol-veu 13 FPSOs, sendo sete próprios e seis afretados.

“Esse progresso está intimamen-te ligado ao sucesso da indústria no Brasil. Dos estaleiros. Dos modulei-ros. Nós saímos de 60 meses para

42 meses, na média, em relação a uma métrica internacional de 39 meses. É a referência internacional. Isso é muito motivador. É muito ani-mador. Acreditamos que é possível, sim, fazer boa parte desse trabalho aqui no Brasil”, afirmou a presiden-te da Petrobras.

Graça ressaltou que, até o fim do ano, serão interligados 60 poços produtores e garantiu a meta de produção da empresa, que tem pre-visão de crescer 7,5% em 2014. Pa-ra isso, a Petrobras conta hoje com 19 PLSVs, operando prioritariamen-te na Bacia de Santos.

A presidente da Petrobras de-fendeu também a regularidade dos

leilões de blocos exploratórios da ANP. A executiva corroborou a ideia do secretário de Petróleo, Gás Na-tural e Combustíveis Renováveis do MME, Marco Antônio Martins Al-meida, de que ter um calendário de concorrências é complicado, mas disse que a previsibilidade é funda-mental para a indústria.

“É preciso ter ritmo. Os leilões devem entrar com ritmo. Não há como ter um calendário. É preci-so olhar oferta, demanda. Mas é fundamental ter ritmo”, comen-tou a presidente da Petrobras para uma plateia repleta de executivos do setor, fornecedores e agentes reguladores. (F.M.)

em ritmo internacionalO BRASIL CONSTRóI FPSOS COM PARâMETROS INTERNACIONAIS,

APONTA ESTUDO APRESENTADO POR GRAÇA FOSTER

Graça Foster pediu previsibilidade dos leilões da anP, mas disse que não há como o governo montar um calendário de licitações


PrÊmio Plínio cantanhedecateGoria: tecnoloGia e inovaÇãoConcepção de Projeto e Qualificação das Tecnologias AdotadasCarlos Alberto Capela Moraes, Fabricio Soares da Silva, Andre Sampaio Monteiro, Luiz Philipe Martinez Marins, Dennis Azevedo de Oliveira, Rafael Merenda Pereira - Petrobras; Heloisa Folhadella, Ole Thomas Mcclimans, Rene Mikkelsen, Lachlan Mckenzie - FMC Technologies

cateGoria: ProcessosAnálise do Impacto dos Veículos Flex-Fuel na Formação e Regulação de Preços de Combustíveis Veiculares no Brasil Rodolfo José Galvão Buscarini - IE/Unicamp; Igor Gimenes Cesca - DEP/Unicamp

cateGoria: resPonsabilidade socio ambiental coPorativa Sistema de Apoio ao Monitoramento de Mamíferos Marinhos: Uma Nova Ferramenta Para a Gestão AmbientalAndré Silva Barreto, Rafael Medeiros Sperb - Univali; André Favaretto Barbosa - CGPEG/Ibama; José Martins da Silva Júnior - CMA/ICMBIO

cateGoria: economia e reGulaÇãoA Convivência de Três Espécies de Contrato de Petróleo Internacional na área do Pré-Sal e as Implicações para o Processo de Individualização da Produção Luciana Palmeira Braga - PPE/COPPE; Alexandre Salem Szklo - COPPE/UFRJ

cateGoria: equiPamentos e ProdutosSoldagem e Tratamento Térmico de Tubos API 5L X65 de Elevada Espessura para Serviço Ácido.Gilmar Zacca Batista, Marcy Saturno de Menezes, Andrês Fabrício Fischdick Acuña, Edgar Schneider - Petrobras; Thiago Luiz da Silveira – SACS Construção E Montagem; Celso Ribeiro de Araújo - ACV Tecline

menÇÕes honrosasbloco i • exploração & Produçãoa Subsalt Velocity Model Building Using Surface Offset Gathers from Wave-Equation Migrations Matteo Giboli, Pierre Emmanuel Barrallon, Anthony Douillard (Total); Reda Baina (Oper)

aA Collaborative Approach for the Planning and Execution of a Deep Water Drilling with Liner Operation Steven Rosenberg, Moji Karimi, Ming Zo Tan, Rex Winchell, Blake Manuel, Alexandro Salinas (Weatherford)

aReducing Reservoir Uncertainty During Appraisal & Development - Novel Applications of a NewWireless Reducing Reservoir Uncertainty During Appraisal & Development - Novel Applications of a New Wireless Monitoring Technology in Santos Basin Pre-Salt Eduardo Augusto Puntel de Oliveira (Petrobras); Brian Champion ,Sérgio Fonseca Silva (Expro)

bloco ii • Gás natural e energiaaComparação Interlaboratorial para Avaliação de Desempenho de Cromatógrafos de Linha e de Bancada Dedicados a Medição de Gás Natural Claudia Cipriano Ribeiro, Cristiane Rodrigues Augusto, Andreia de Lima Fioravante, Ronaldo Garcia Reis, Elizandra Cananéa de Sá Elias (Inmetro); Fátima Fernandes Moura, Sueyser Sodre Sathler, Ovidio Bessa Leite Neto, Gilberto da Silva Costa, Jose Luciano Duarte (CEG)

aPotencial de Demanda para o Gás Natural: Uma Modelagem Regional Yanna Clara Prade e Braga, Edmar Luiz Fagundes de Almeida (UFRJ)

bloco iii • abastecimento e PetroquímicaaOtimização de Cadeia de Suprimentos de Petróleo Sob Incerteza e Avaliação de Risco Marcelo Maia Freire de Oliveira (Petrobras); Laura Silvia Bahiense da Silva Leite, Virgilio José Martins Ferreira Filho (Coppe/UFRJ)

aAbordagem Multi-Planta para o Planejamento da Produção Integrada das Refinarias do Estado de São Paulo Diego Henrique Gonçalves Bezerra, Marcia Dardari Castanheira Faria, Osvaldo Sergio Menossi, Samuel Facchin, Vanessa Bandeira Dias (Petrobras) bloco iv • biocombustíveisaEtanol de Segunda Geração - Uma Realidade na Mobilidade Brasileira Décio Magioli Maia, Antonio Carlos Scardini Villela, Guilherme Bastos Machado, Juliana Belincanta (Petrobras); Miguel Andrade Filho (Unifacs)

aO Comportamento do Consumidor Usuário de Veículos Flex Fuel Pedro Ninô de Carvalho, Angela Oliveira da Costa, Patricia Feitosa Bonfim Stelling, Ricardo Nascimento e Silva do Valle, Ivan Cândido (EPE)

bloco v • sms & responsabilidade socialaProjeto Unificado de Proteção e Limpeza da Costa Brasileira Diogo Dias Sandy (Statoil), Josimar Moreira Cesar (Total), Mara Lucia de Oliveira (BG Brasil), Marcelo Semeraro de Medeiros (Sonangol Starfish), Maria Eduarda Carneiro Pessoa (Queiroz Galvão)

aDiversidade na Petrobras - A Experiência do Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça Wania Jesus de Santanna, Márcia Amaral Estevão dos Santos, Janice Helena de Oliveira Dias (Petrobras)

bloco vi • regulação, direito e economiaaImpactos Recentes da Política de Controle Indireto dos Preços de Gasolina, Diesel e GLP na Petrobras Patrícia Vargas dos Santos Corrêa de Oliveira, Edmar Almeida(UFRJ)

aInvestimento Brasileiro no Exterior: Desafios Pela Tributação Imediata de Lucros do Exterior e a Falta de Acordos de Investimentos (Bits) Marcelo Gustavo Silva Siqueira (Siqueira Castro Advogados)

Premiações

retrospectiva rio oil & gas 2014

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