RN terá 114 novos poços para injeção

A Petrobras planeja converter 114 poços de produção em injetores ao longo do próximo ano nos campos de Estreito e Alto do Rodrigues, na parte terrestre da Bacia Potiguar, no Rio Grande do Norte. A expectativa é que a primeira etapa do projeto, que deve acontecer em março, converta 36 novos poços e os 78 restantes ao longo do ano. Ao todo, o projeto prevê a conversão de 472 poços do projeto.

O projeto faz parte de um conjunto de quatro empreendimentos que visam elevar a atual produção diária de 75 mil bpd para 115 mil até 2011, no Rio Grande do Norte e Ceará. Atualmente, 78 poços produtores já foram convertidos para injetores em Estreito e Alto do Rodrigues, conta Fernando Ribeiro, responsável pelo projeto e gerente do Ativo de Produção do Alto do Rodrigues da Unidade de Negócios e Exploração e Produção do Rio Grande do Norte e Ceará. Os poços recebem vapor por um duto que liga o ativo de produção a Usina Termoelétrica Jesus Soares Pereira (Termoaçu). O ramal custou US$ 200 milhões e tem 30 km de extensão. A meta é ampliar a produção na região em 18 mil bpd. O vaporduto vai injetar 610 t/h de vapor nos campos de produção de Estreito e Alto do Rodrigues e é além de ser o primeiro do mundo a operar com vapor superaquecido.

Gas Energy estudará gás na Bacia do Rio São Francisco (MG)

Rio de Janeiro, 28 de novembro de 2011 - Maior consultoria brasileira de gás, a Gas Energy foi contratada pela Companhia Elétrica de Minas Gerais (Cemig) para elaborar um estudo que, em dois meses, mapeará a oferta e os possíveis destinos para a comercialização de gás natural da porção mineira da Bacia do Rio São Francisco, uma área equivalente a 25% do estado. O estudo fará um levantamento das atividades de exploração e produção na Bacia do São Francisco e mostrará o estado geral das suas condições. O trabalho incluirá ainda uma análise com as possibilidades de monetização do gás a partir de uma pesquisa sobre as cadeias produtivas que poderiam se instalar na região, que abrange mais de 100 municípios.

A Gas Energy desenvolverá trabalhos e produtos associados ao acompanhamento da exploração dos blocos da bacia. Seu escopo inclui relatórios de localização dos potenciais mercados consumidores de gás natural, mapa dinâmico em plataforma georreferenciada com informações estruturais e socioeconômicas da região, planilha para cálculo dos royalties e participações especiais, avaliação de custos de produção e preços de venda para o gás natural, entre outros temas.

Por meio desse levantamento será possível acompanhar cada um dos 39 lotes para que se tenha uma ideia mais precisa do volume de gás existente na região, além de saber em que estágio de exploração os lotes se encontram e fazer uma análise econômica. Em caso de confirmação de alto potencial, o próximo passo será identificar quais empresas podem utilizar esse gás. Para isso, o estudo também destacará as empresas que fazem uso intensivo de energia, como é o caso de produtoras de alumínio, em que o insumo representa 60% dos custos de produção.

A Cemig, em parceria com outras empresas, detém a concessão de quatro blocos exploratórios na Bacia do São Francisco. Esses blocos foram arrematados quando da realização da 10ª Rodada de Leilões da ANP, em dezembro/2008.

Sobre a Gas Energy - empresa brasileira de assessoria empresarial nas áreas de gás natural e petroquímica, que desde 2005 tem forte atuação no setor de gás natural, com clientes em todos os seguimentos desta indústria.

Fonte: Insight 

As lições da mancha

As fotos de satélites e as imagens aéreas do vazamento de petróleo no litoral do Rio de Janeiro rodaram o mundo. Mas elas ainda não mostram toda a dimensão do problema. Até a última quinta-feira, a Agência Nacional de Petróleo (ANP) estimava que, desde o dia 7 de setembro, cerca de 400.000 litros tinham vazado da plataforma da Chevron do Campo do Frade, na Bacia de Campos. Um volume pequeno se comparado a outros casos, nacionais e internacionais. Mas o suficiente para revelar que o Brasil não está preparado para enfrentar esses acidentes.

E é isso o que mais preocupa agora. Em alguns anos, o pré-sal vai multiplicar as operações de exploração e produção no mar. Há uma década, os negócios com petróleo no Brasil movimentavam 2% do Produto Interno Bruto (PIB). Hoje movimentam 12%. Até 2019, estima-se que a produção nacional de petróleo mais que dobre. As novas explorações serão mais complexas, em águas ainda mais profundas e mais distantes do continente. Para minimizar os riscos e conter futuros vazamentos, várias mudanças serão necessárias, a partir das lições do acidente da Chevron. Eis as mais importantes:

Definir as responsabilidades dos órgãos reguladores

Como é hoje - Não existe um plano de ação que defina o papel dos órgãos envolvidos: ANP, Ibama, Marinha, Ministério da Justiça e governos dos Estados produtores. Os papéis foram definidos em 2000 por um projeto, o Plano Nacional de Contingência (PNC), feito em conjunto pelos ministérios do Meio Ambiente, de Minas e Energia, da Pesca e da Justiça. Mas o plano nunca foi regulamentado. Sem essas normas, os órgãos envolvidos ficam sem rumo.

Como deve ser - O primeiro passo é determinar quem é responsável por cada parte das atribuições, nos mais variados cenários. Os Estados Unidos e o Canadá têm planos assim. Argentina e Venezuela também. Pelo plano da Argentina, a Prefectura Naval, guarda costeira de lá, é a responsável pela coordenação da ação de emergência. Todos os outros órgãos se reportam a ela. Qualquer aviso de contaminação, potencial ou real, vai para a Prefectura Naval. Isso facilita o monitoramento pelos órgãos públicos e também por entidades independentes, como universidades e ONGs. E reduz as chances de as empresas de petróleo se esquivarem. No Canadá, a responsável pelas respostas às emergências no mar, segundo o PNC vigente, é a Guarda Costeira. Ela realiza exercícios de simulação de acidentes regularmente, envolvendo as empresas e as comunidades.

 

Garantir que a empresa está preparada

Como é hoje - As empresas são obrigadas a apresentar ao Ibama equipamentos e planos mostrando que têm tecnologia e pessoal para casos de acidente. Esses programas de contingência são chamados de Planos de Emergência Individuais (PEIs). Só com anuência do Ibama as empresas recebem as licenças para atuar. Mas, uma vez apresentados os PEIs, não há fiscalização para averiguar se a empresa atualizou os equipamentos ou manteve os treinamentos.

Como deve ser - A apresentação do plano de emergência não dispensa o monitoramento frequente. A empresa pode ter listado em seu plano um navio para conter vazamentos de óleo. Mas esse navio pode ter sido deslocado para outra área ou mesmo outro país. O plano da empresa precisa ser conferido regularmente. E ela também precisa realizar simulações de acidentes onde atua.

 

Obrigar as empresas a agir em conjunto

Como é hoje - Segundo um decreto de 2003, as empresas de petróleo que atuam numa mesma área devem ter um plano de emergência conjunto. Em caso de vazamento, as empresas vizinhas devem emprestar equipamentos e pessoal treinado. É o Plano de Área. Na prática, ele não é feito. "Não se ouve falar deles, em nenhum aspecto", diz a engenheira química Alessandra Magrini, da Coordenação dos Programas de Pós-Graduação em Engenharia (Coppe) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). "Não há qualquer estratégia de atuação em conjunto."

Como deve ser - Planos de Área precisam ser cobrados, em troca da licença ambiental, da mesma forma que os PEIs. Esses planos podem incluir até colaboração entre empresas de países vizinhos. Argentina e Uruguai têm acordos para atuação conjunta, assim como Estados Unidos e Canadá.

 

Vigiar o tempo todo

Como é hoje - As atividades de prospecção e exploração são realizadas por várias empresas, em áreas longe do litoral, e pouco frequentadas por algum agente independente, como pescador, pesquisador ou barco de turismo, que possa dar um alarme. O Brasil também não tem um sistema para monitorar dia a dia as atividades petrolíferas na costa. Os funcionários dos órgãos reguladores dependem muitas vezes das próprias empresas para ficar sabendo dos acidentes em alto-mar.

Como deve ser - O Brasil poderia desenvolver um sistema de monitoramento do petróleo equivalente ao que existe para acompanhar queimadas e desmatamento na Amazônia. Esse sistema foi criado pela Embrapa e pelo Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais usando os mesmos satélites que forneceram as imagens do vazamento da Chevron. Outra estratégia é destacar fiscais para residir em plataformas e navios de produção de petróleo. Algo semelhante ao que ocorre nas usinas nucleares de Angra dos Reis, no Rio de Janeiro. "Também é preciso haver uma sala de controle de poluição por óleo, que centralize esses dados", diz a procuradora Telma Malheiros, que implantou e chefiou por quatro anos a coordenação de óleo e gás do Ibama, responsável pelo licenciamento ambiental no setor.

É o que fazem outros países. Na Alemanha, as 450 plataformas de produção são monitoradas por aviões que fotografam 15.000 quilômetros quadrados do Mar do Norte por dia. O governo também analisa imagens de satélite, atualizadas três vezes por semana. Na Noruega, uma agência governamental, a Autoridade de Controle de Poluição, usa imagens de satélite. Ela tem tecnologia capaz de identificar mesmo as manchas pequenas, com apenas 100 metros de largura. O Canadá, com a maior costa do mundo, combina patrulhas aéreas e marítimas para coibir irregularidades.

Historicamente, os avanços em prevenção só vieram depois de grandes catástrofes ambientais. Foi o caso do naufrágio do petroleiro Exxon Valdez, em 1989, que encalhou na costa do Alasca e espalhou 43 milhões de litros de petróleo por 28.000 quilômetros quadrados de mar. A fauna da região, incluindo aves, focas e leões-marinhos, foi dizimada. O caso mostrou as falhas nos planos de emergência dos Estados Unidos. Depois do acidente, a Agência de Proteção Ambiental americana criou um cronograma para que os petroleiros adotassem o casco duplo, que reduz as chances de um vazamento num tanque do navio chegar ao mar. As empresas também foram obrigadas a usar rebocadores para guiar os petroleiros pelos estreitos do Alasca.

No ano passado, a pressão por regras mais rígidas aumentou com o acidente da BP no Golfo do México. O governo americano foi acusado de lentidão e má gestão dos esforços para conter a mancha. O presidente Barack Obama admitiu que errou ao permitir que o setor se autorregulamentasse e cancelou uma nova prospecção na região. O Brasil também aprendeu alguma coisa com acidentes. Em 2000, uma falha em uma das tubulações da Refinaria Duque de Caxias, da Petrobras, causou o derramamento de 4 milhões de litros de óleo na Baía de Guanabara. O acidente poluiu praias, provocou a morte de animais e causou prejuízos à população que vivia da pesca. Mas também inaugurou uma nova fase de investimentos da empresa em prevenção. Depois dele, a Petrobras instalou centros de defesa ambiental no país, que funcionam com pessoal de prontidão dia e noite, com barcos, balsas, recolhedores e milhares de metros de barreiras de absorção e contenção de óleo.

Nada disso é garantia de segurança total. A exploração em águas profundas, no limite do alcance e do conhecimento humano, é sempre arriscada. O pior cenário para um acidente é o que houve no Golfo do México, quando a boca do poço estourou a 1.500 metros de profundidade, e o petróleo ficou jorrando no mar descontroladamente. Não havia tecnologia para conter o vazamento. A BP levou três meses de tentativas e erros até conseguir montar uma caixa de concreto, do tamanho de um prédio de três andares, com 40 toneladas, que finalmente tampou o poço. Se algo semelhante acontecer aqui, a empresa responsável precisará de um recurso semelhante, que não está disponível agora.

"Nem o Brasil nem o mundo estão preparados para estancar algo daquele volume rapidamente", diz Segen Estefan, diretor de tecnologia e inovação da Coppe. Segundo ele, o país poderia ter capacidade para construir um tampão parecido em alguns dias. "Não se pode ficar desmaiando toda hora que surge um vazamento, porque é impossível evitá-lo", diz. "O importante é saber o que fazer para minimizar os danos."

Fonte: Revista Época 

ANP aplica em fiscalização o que Petrobras gasta com café

Restando apenas um mês para acabar o ano, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) desembolsou até agora apenas 63% do previsto no orçamento de 2011 para fiscalizar as atividades de exploração e produção de petróleo no Brasil. Foram R$5,03 milhões gastos, de um orçamento de R$8 milhões. Os dados estão disponíveis nas páginas do Portal da Transparência, da Presidência da República, e no Siga Brasil, site do Senado Federal.

Para efeito de comparação, esse valor é inferior ao desembolsado pela Petrobras para abastecer suas máquinas de café em todas as suas unidades do país. Somente dois contratos assinados pela estatal com essa finalidade em 2009, com validade de dois anos, somaram, segundo informa a empresa em seu site, R$11 milhões. Ou seja, para financiar o cafezinho, a empresa gasta por ano algo como R$5,5 milhões.

Zylbersztajn: muita plataforma e pouco dinheiro

Para especialistas, os gastos da ANP com fiscalização são insuficientes. Ainda mais se for levado em conta que, do orçamento total da agência, de R$484 milhões, somente 3% são destinados à fiscalização das atividades de exploração e produção de petróleo. Se for levado em conta o número de blocos de petróleo - 337 blocos em fase de exploração no país e 229 concessões em produção, entre terrestres e marítimos - o valor é de irrisórios R$9 mil para fiscalizar cada um destes 566 poços. Entre eles está o Campo do Frade, operado pela Chevron, que completou, na sexta-feira, 25 dias de vazamento.

O ex-presidente da ANP David Zylbersztajn aponta dois problemas no orçamento da agência. Primeiro, o valor previsto para a fiscalização das atividades de petróleo no país é extremamente baixo. Segundo, o fato de a ANP não usar totalmente o pouco que tem para isso.

- Se considerarmos que existem cerca de 50 plataformas em alto-mar e o custo que existe de tecnologia e logísticas para acompanhar essas plataformas, é muito pouco. O problema é que ninguém se preocupou muito em acompanhar de perto isso, até que aconteceu o acidente - avalia Zylbersztajn.

Do orçamento total da ANP para este ano, R$484,3 milhões foram autorizados pela União para gasto (esse valor exclui o que foi contingenciado). Apenas R$243,8 milhões, de fato, foram efetivamente gastos. Além dos recursos para a fiscalização, a ANP tem mais R$14,9 milhões no orçamento para despesas com "gestão das concessões" de produção e exploração de petróleo. O valor gasto até o fim de novembro era de R$8,9 milhões, ou seja, 60% do total. O único gasto totalmente executado do orçamento do ano foi o de publicidade: R$3,5 milhões.

Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie), lembra que a ANP não decide o tamanho do próprio orçamento. O problema seria também de ausência de uma política pública para o setor de petróleo:

- O acidente da Chevron mostrou que a ANP não sabe lidar com acidentes em alto-mar. É preciso capacitar o órgão, o que significa melhorar o orçamento e os gastos com fiscalização.

Fora a ANP, o Ministério do Meio Ambiente trabalha com uma previsão de gastos com "prevenção e combate a danos ambientais causados pela indústria do petróleo". A estimativa para este ano é de R$633 mil. Mesmo depois do acidente da Chevron, nem um único tostão tinha saído dessa rubrica.

Em nota, a ANP garantiu que sua verba "é suficiente para desempenhar sua atribuição de fiscalizar". Para mostrar que isso é verdade, lembrou que "só foram gastos R$5 milhões" do previsto. Sobre o possível uso do restante até o fim do ano, a agência informou: "não é possível fazer previsão de gastos", que são realizados "de acordo com as necessidades".

Os gastos da ANP são concentrados na fiscalização de postos de combustíveis e distribuidoras, área que tem uma verba de R$49 milhões.

O Tribunal de Contas da União (TCU) instaurou, na semana passada, uma auditoria na ANP para apurar sua responsabilidade no vazamento. A previsão é que o trabalho seja concluído entre 60 e 90 dias.

Fonte: O Globo

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CONCESSÕES - Novos players apostam pesado em campos offshore e também na terra firme

Aposta amazônica – Outra brasileira quer entrar no ranking das produtoras de petróleo e gás ainda em 2011. Trata-se da HRT, que incrementou suas atividades exploratórias na Amazônia. “A HRT O&G tem a expectativa de produzir o primeiro óleo ainda este ano, no último trimestre, durante a realização de um teste de longa duração”, garante o Diretor de Planejamento da empresa, Milton Franke. Ele explica que os líquidos do gás serão separados e agregados ao óleo. “No caso de descoberta de gás natural, os poços serão testados em teste de produção e os poços abandonados temporariamente, visando futuro aproveitamento”, acrescenta.

Em relação à nova parceira, a TNK-BP, terceira maior produtora de petróleo da Rússia, para explorar blocos na Bacia do Solimões, ele observa que, como as negociações continuam em andamento, a empresa prefere não avançar nesse tema. Mas garante que, como operadora dos blocos na Bacia do Solimões, atuará de forma técnica e transparente como até aqui. “Nossa experiência como profissionais da indústria aponta que os parceiros poderão contribuir de forma importante na melhoria dos projetos por trazerem experiências vividas em outros ambientes, às vezes com muitas características em comum”, complementou.

Recursos não faltam para tocar os empreendimentos. Segundo Franke, o plano quinquenal da HRT prevê investimentos de US$ 2,7 bilhões na Bacia do Solimões e de US$ 460 milhões na Namíbia. “Somente em 2012, a empresa investirá cerca de US$ 700 milhões nesses ativos. Quase a metade destes investimentos já estará sendo orientada para atividades vinculadas ao desenvolvimento da produção. Estamos, portanto, avançando com confiança em todas as frentes do nosso programa de E&P.”

Com a mesma confiança, ele revela que a companhia tem interesse declarado nos leilões que serão realizados pela ANP. “Como profunda conhecedora da geologia das bacias sedimentares brasileiras, a HRT O&G tem interesse em várias bacias sedimentares, tanto terrestres quanto marítimas, sempre visando conduzir investimentos exploratórios para a descoberta de óleo e gás, assim como na avaliação e desenvolvimento das descobertas”, afirma, para concluir: “Temos como objetivo nos estabelecermos como produtores de óleo e gás natural.”

Independentes querem mais – Quem garante isso é a Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), criada em 2007 com o intuito de reunir as empresas que estão atuando ou almejam participar nas atividades de exploração e produção no país, tanto nacionais como estrangeiras. De acordo com Paulo Buarque Guimarães, secretário executivo da entidade, é grande a possibilidade de essas empresas chegarem ao final da década com mais de 500 mil de boed de produção. “A OGX e a HRT têm grandes projetos que ainda não começaram a produzir, existem bons indícios de gás no São Francisco, e a Petrobras conta com diversos sócios independentes no pré-sal”, ressalta o executivo.

Ele rebate a afirmação de que a maioria das independentes optou por terra firme, onde o risco exploratório é menor. “É preciso lembrar que a OGX é independente e atua no mar, assim como a HRT, na Namíbia. Recentemente, a Barra Energia, junto com a QGEP, adquiriu parte do campo de Bem-te-vi, em Santos, além do fato de que no pré-sal algumas independentes têm parceria com a Petrobras.”

Segundo Guimarães, a produção no mar está estabilizada há mais de um ano. “A novidade foi a entrada em produção, em abril, do campo de Peregrino, da Statoil. No mar, apesar da diferença de escala, Partex, Sonangol e Alvorada têm mostrado um crescimento consistente”, assegura.

O dirigente não acredita que, pelo fato de ter um grande volume de projetos e investimentos previstos, a Petrobras deixará maior margem para as independentes abocanharem mais campos nos próximos leilões. “É difícil a Petrobras abrir mão de investir na manutenção da carteira de projetos futuros, mesmo em terra. A disputa é sempre difícil por conta do conhecimento geológico e dos recursos da empresa”, afirma.

No entanto, ele vê a possibilidade de mais associações das independentes com a Petrobras, para ganharem maior competitividade em um mercado altamente aquecido. “As independentes são muito recentes no mercado e suas atuações até agora têm sido marcadas por uma situação de aprendizagem e de novas descobertas para aumento de ativos”, observa. “É provável que agora comece uma fase de alianças entre elas e a Petrobras, o que seria muito desejável em terra, principalmente para otimizar o uso da infraestrutura instalada.”
 

Paulo Guimarães observa que o crescimento do mercado para as companhias independentes de petróleo no Brasil depende de alguns fatores. “Seria muito mais fácil se fosse mantida a regularidade dos leilões da ANP; sem a atratividade de novos blocos, o crescimento é muito difícil.” 

Fonte: Portal Petróleo & Energia

Um novo cenário para os Campos Marginais

A autossuficiência obtida no setor de petróleo, juntamente com a descoberta e o pretendido desenvolvimento do pré-sal, possivelmente colocarão o país no ranking dos dez mais em termos de reservas mundiais.

No entanto, a renda per capita do país demonstra o grande desnível social existente e aponta para a necessidade de importante e continuado trabalho de fomento da economia nacional, em prol do interesse público e da melhoria da qualidade de vida no país, principalmente em regiões carentes, como várias regiões do Nordeste brasileiro e o interior do estado do Espírito Santo. Neste cenário, a indústria do petróleo tem importante papel a cumprir, tanto na geração de riqueza como na de empregos. Com essa geração de empregos o país será capaz de incorporar ao mercado de trabalho milhares de profissionais, de várias formações.

Quando se menciona petróleo e gás no Brasil, associa-se de imediato à exploração de petróleo em águas profundas no Sudeste, ao pré-sal e à atuação das grandes companhias de petróleo – Petrobras à frente, a companhia estatal brasileira, que até 1998 desempenhou papel de detentora do monopólio da exploração e produção de petróleo.

A produção de petróleo no Brasil, porém, foi iniciada em 1939 no estado da Bahia, em bacia terrestre. Sobre o primeiro campo de petróleo do Brasil (o campo de Lobato, descoberto no Recôncavo Baiano e atualmente exaurido), encontra-se a comunidade de Lobato, extremamente carente, para a qual a riqueza gerada nas imediações durante décadas não resultou em progresso.

Em situações similares encontram-se populações de áreas do Brasil nas proximidades das quatro bacias terrestres que, até o início da década de 1990, contribuíram com a maior parte do petróleo produzido no país (Recôncavo, Sergipe-Alagoas, Espírito Santo e Potiguar). Ao mesmo tempo, hoje, dos mais de 350 campos de petróleo e gás existentes no Brasil, dez respondem por 75% da produção e estão localizados na Bacia de Campos, no litoral do estado do Rio de Janeiro. Dos cerca de 13 bilhões de barris de reservas provadas de petróleo do Brasil, mais da metade desses 350 campos contribuem com menos de 0,6%. Se considerarmos o pré-sal, essa contribuição poderá se tornar da ordem de 0,1%.

Atenta à necessidade de atuação mais focalizada, sobretudo nas bacias terrestres, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no cumprimento das suas atribuições de regulamentação e fomento da indústria, e em prol do interesse público, deflagrou um processo de incentivo à implantação da pequena e média empresa independente de petróleo e gás no Brasil, visando à sua atuação nessas bacias, que já não são o objetivo principal das grandes companhias integradas de petróleo, mas que ainda podem significar geração de riqueza e incorporação ao mercado de trabalho de boa parte das populações locais.

A atuação da ANP em prol da pequena empresa petrolífera abrangeu a licitação de pequenos campos de petróleo, com vistas à sua reabilitação, e à licitação de áreas em bacias maduras.Foram cinco as licitações da ANP de áreas em bacias maduras e duas as de pequenos campos ditos “marginais”. Todas essas licitações foram aprovadas pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), com o objetivo de gerar oportunidades para a pequena e média empresa petrolífera no Brasil.

Essa ação resultou no surgimento de 37 novas empresas brasileiras, de pequeno e médio porte, localizadas principalmente no Nordeste e no Espírito Santo, em terra. Essas empresas chegaram a produzir, em 2008, cerca de 1.800 barris de petróleo por dia. E chegaram a gerar mais de 1.500 empregos diretos e indiretos. Assim, a grande questão que se apresenta é: qual o papel da pequena empresa petrolífera no Brasil e como poderemos destacar sua complementaridade à atuação das grandes empresas petrolíferas, em especial à da Petrobras, no momento em que nossa estatal deverá despender enormes esforços no pré-sal?

É nesse contexto que, dentre as emendas aprovadas na Câmara dos Deputados, foi proposta, como emenda ao Projeto de Lei do Contrato de Partilha, o Artigo 53, que prevê políticas e medidas específicas para o aumento da participação da pequena e média empresa. Ela representa a primeira oportunidade de dar suporte legal a uma política industrial em favor dos produtores independentes de óleo e gás. Tal argumento é previsto no Artigo 70 da Constituição Federal, que menciona um tratamentodiferenciado para as empresas de pequeno porte constituídas sob as leis brasileiras.

A oportunidade de aprovar os Projetos de Lei em discussão no Congresso permite avançar em três frentes:

• 1) no pré-sal, nas reservas gigantes e onde o risco geológico é muito reduzido; 
• 2) nas demais áreas, com potencial de descobertas convencionais e, portanto, com maior risco geológico; 
• 3) nas menores reservas, em áreas específicas de baixo risco, destinadas às pequenas e médias empresas.

Desta maneira, o Estado terá respaldo legal para,na exploração e produção de óleo e gás, regular do macro ao micro, em conformidade com as particularidades de três segmentos distintos de atividade.

São três metas interdependentes: primeiro, assegurar a continuidade do crescimento econômico do setor; segundo, aumentar o conhecimento geológico e as descobertas em todas as bacias sedimentares do território nacional; e, terceiro, incentivar o ingresso de novos atores, com a maior participação do empresariado nacional.

A ANP entende que é possível gerar condições para que existam mais de 500 pequenas e médias empresas no Brasil, da aquisição de dados geofísicos à operação e manutenção de poços. Existe pelomenos uma centena de pequenos campos no Brasil e parte deles poderia servir de amparo para as novasempresas nacionais de petróleo.

A nova província petrolífera será considerável para a modernização do país e para a diminuição do risco Brasil. No entanto, todo esse movimento acontecerá com mais ênfase na região Sudeste, a mais rica do país. São necessários investimentos nas demais áreas, visto que cerca de 93% das bacias sedimentares podem ser tecnicamente caracterizadas como de nova fronteira exploratória. A ANP vem atuando nesse sentido, ao colocar em prática um planejamento estratégico denominado Plano Plurianual (PPA ) de Geologia e Geofísica, que pretende organizar e otimizar esforços para pesquisa de novas áreas produtoras de hidrocarbonetos. 

Destinar os pequenos campos à operação de empresas menores em nada comprometeria a continuidade do crescimento da produção nacional de petróleo. A revitalização de campos desativados não é apenas uma questão econômica. Promover projetos dessa natureza é dar prioridade às políticas sociais. Em um Brasil que cresce e que explora suas imensas bacias, existe espaço para todos. O maior desafio é realizá-lo, em prol da sociedade

Fonte: TN Petróleo

Produção sergipana de gás natural cresceu 135% entre o período de 2007-2011

Análises realizadas na Superintendência de Estudos e Pesquisas da Secretaria de Estado do Planejamento Orçamento e Gestão (Seplag), por meio do Observatório de Sergipe, constataram que houve um crescimento de 135% na produção de gás natural em Sergipe no acumulado de janeiro a agosto, entre o período de 2007-2011. A produção de gás natural segue caminho contrário a extração de petróleo, apresentando uma franca evolução com aumentos significativos em relação aos anos anteriores. “Ao compararmos os oito primeiros meses dos anos de 2010 e 2011, percebemos uma alta de 7,6% na produção do gás natural, registro que chega a 21,8% se a mesma comparação for feita entre 2009-2011”, revelou Walter Uchôa, Superintendente de Estudos e Pesquisas e coordenador do Observatório de Sergipe.

Já em uma análise evolutiva mensal, no último mês de agosto a produção de gás natural chegou a 98.80 mil m³, apresentando uma expansão de 7,10% em relação a julho.Ao contrário do petróleo, a extração de gás na plataforma continental, geralmente, é 10 vezes maior do que a produção em terra. Em agosto foi produzida 89.70 mil m³ em mar, ou seja, 89,8% da produção total, tendo a extração em terra alcançado 9.10 mil m³, equivalente a 10,2% da produção.

Petróleo

A produção de petróleo em agosto foi de 1,36 milhões de barris. Em relação ao volume produzido no mês anterior (1,37 milhões de barris) registrou uma leve retração de 0,7 %. Ao comparar a produção em agosto deste ano com o mesmo período do ano anterior que obteve produção de 1,25 milhões barris verifica-se um aumento de 9% na produção.

A produção em terra alcançou a marca de 983 mil barris correspondendo a 72,27% da produção total, já o produzido na plataforma continental chegou a melhor marca para o mês nos últimos quatro anos, com produção de 377 mil barris, o que corresponde a 27,73% do total.

Já a produção total acumulada no ano (janeiro/agosto) chegou a 10,206 milhões de barris, comparando com os anos anteriores verifica-se que houve uma leve recuperação na produção em relação a 2010, quando a produção foi de 10,184 milhões de barris. Porém quando comparada com os anos de 2009 e 2008 a atividade ainda não conseguiu recuperar o mesmo patamar desses anos, como se vê no gráfico.

Segundo o Diretor Geral de Pesquisas, Estudos e Análises, “a exploração do petróleo na plataforma FPSO Sevan Piranema iniciada em 2007, foi considera a pioneira no Nordeste na exploração em águas profundas, sendo capaz de produzir, armazenar e transferir o Petróleo. Porém, desde 2009 o campo de Piranema vem apresentando problemas operacionais, o que vem impactando diretamente na exploração, sendo um dos motivos pelos quais a produção em plataforma continental tem se mantido constante durante os últimos anos”.

Sediado na Superintendência Estudos e Pesquisas, o Observatório de Sergipe tem por objetivo organizar e sistematizar dados estatísticos, econômicos, geográficos e cartográficos, bem como elaborar estudos econômicos e sociais sobre Sergipe, subsidiando o desenvolvimento de políticas públicas pelo governo estadual.

Lançamento do Livro "Manual do Operador de Produção de Petróleo e Gás"

Grupo privado processa óleo de campos marginais

A mais nova possibilidade para assegurar mercado aos pequenos produtores independentes de petróleo e gás do Recôncavo Baiano é a refinaria para processar 2,5 mil barris/dia de petróleo recém-instalada em uma planta produtora de solventes – a Dax Oil –, que opera no complexo básico do polo petroquímico de Camaçari-BA. 

A refinaria, desenvolvida especialmente para processar o óleo do Recôncavo, é dotada de uma coluna de destilação atmosférica onde serão obtidas três frações do petróleo destilado: no fundo da coluna, o
resíduo atmosférico (RAT), usado como óleo combustível em caldeiras e fornos – e volume de produção correspondente a arredondados 50% do total; no meio, um produto intermediário entre o diesel e o querosene, que poderá, entre outros usos, destinar-se como insumo nas produções de aguarrás e de compostos de asfalto, no qual atua como diluente, com produção correspondente a 25%; no topo, o restante, uma nafta bruta que poderá ser agregada na própria refinaria, transformada nos solventes lá produzidos. 

O diretor Cyro Valentini Junior informa ser a Dax Oil uma sociedade anônima fechada, projetada e implantada em 2005, com autorização da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP), para produzir solventes, via processamento de nafta petroquímica e de resíduos de hidrocarbonetos. “Mas logo começou a nossa luta pela matéria-prima, passamos por um milhão de dificuldades”, enfatizou, referindo-se, principalmente, à nafta escassa e aos resíduos de hidrocarbonetos difíceis de serem adquiridos em razão do mau uso feito pelos adulteradores de combustível. Temendo complicações, os produtores preferiam queimar tais resíduos nos seus processos. “Desde 2005, produzíamos solventes, mas com dificuldades”, resumiu. 

A solução surgiu em meados de 2006 quando, em razão da produção no recém-inaugurado campo de Manati, em águas da baía de Camamu, próximas à baía de Todos os Santos, começou a haver disponibilidade de um condensado de gás, lá extraído e conduzido para as instalações do Consórcio Petrobras-Queiroz Galvão, em São Francisco do Conde, na Grande Salvador. 

O contrato para o uso do condensado na Dax Oil foi acertado com a Queiroz Galvão, uma das empresas associadas à exploração em Manati. Mas uma exigência teria de ser atendida: o enquadramento da empresa na portaria 28 da ANP – a mesma que regulamenta o processament

dos hidrocarbonetos brutos. Assim como o petróleo e o gás natural, o condensado é um produto in natura, esclarece Valentini. A autorização finalmente foi obtida em 2008 – e o condensado logo passou a ser adquirido. Abriu-se, assim, a possibilidade de a Dax desenvolver uma linha de solventes, “comercializada com grandes distribuidores e consumidores finais, autorizados pela ANP”. Dentre esses clientes, o executivo aponta a BR Distribuidora e a IQ Soluções & Química. Na sequência, com a mesma autorização da ANP, a Dax decidiu adquirir e processar petróleo – e assim optou por instalar sua própria refinaria, de acordo com projeto preliminar elaborado pelo pessoal do curso de pós-graduação da Escola Politécnica da UFBA. O destaque da refinaria é a coluna de destilação: são 11,5 metros de altura e 1,8 m de diâmetro, com 16 pratos valvulados. “Nós a produzimos aqui: projeto, detalhamento, montagem, caldeiraria, tudo é baiano”, enalteceu o executivo. A Dax ocupa um terreno de mais de 50 mil m².

O processo começa nos tanques de matéria-prima, onde o petróleo recebido e lá armazenado é bombeado para os trocadores de calor e em seguida direcionado para a dessalgadora, para tratamento e retirada da água salgada contida no óleo. 


Na sequência, o óleo livre de sal é direcionado para o forno de aquecimento ao qual chega com aproximadamente 210°C – e de lá sai a 370ºC, direto para a torre de destilação, onde as três frações são obtidas. O forno, com capacidade de geração de quatro milhões de kcal/hora, possui ainda um reboiller, que aproveita os gases de combustão e tem a função de reaquecer o fundo da coluna, mantendo a temperatura em aproximadamente 370ºC.

Contrato – O contrato de suprimento de petróleo que está sendo discutido com os produtores independentes considera a composição e consequente produtividade do petróleo ofertado. Constatados os percentuais contidos das correntes que serão produzidas, o preço é estabelecido – a nafta, de acordo com a cotação internacional do dia, e as outras duas frações ao preço local. Considera-se também o grau API – “quanto mais leve evidentemente mais premiado”, lembra Cyro Valentini.

Ao instalar-se na Bahia para produzir solventes, a Dax Oil, sociedade anônima de capital fechado, foi beneficiada pelos incentivos fiscais do Estado (linha Desenvolve) que, entretanto, não se estenderam à instalação da refinaria. “A atividade de refino não é beneficiada pelas vantagens fiscais”, ressaltou o executivo. Até agora, ele, que é engenheiro químico, e os dois sócios – Francisco Carlos Carvalho e Sulaimen Bittar – sustentaram o investimento com recursos próprios, “cerca de R$ 20 milhões”.

Fonte: Revista Petróleo & Energia