Terra e mar: o trabalho logístico entre equipes embarcadas e onshore

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Cada vez mais o mercado de óleo e gás investe no tema do comportamento humano como fator diferencial para o sucesso, produtividade e bem estar das equipes que trabalham em terra em relação direta com os profissionais offshore e demais da cadeia de óleo e gás. Essa atitude gera bons resultados, pois estes profissionais estão em uma posição estratégica que envolve manejo de metas, relações humanas e empatia, com realidades de trabalho diferenciadas, vivenciadas pelos profissionais envolvidos.

Lembre-se da ideia já muito difundida de que qualquer atividade humana inclui 20% de conhecimentos técnicos e para 80% de fatores humanos. E é consenso que, em diversas situações logísticas na realidade de trabalho dos profissionais que fazem a ponte terra-mar, o fator humano é preponderante na resolução de um problema.

Administrar conflitos, fantasias, reivindicações e exigências de todos os lados exige o treinamento na capacidade de gerar a empatia necessária para que os trabalhadores desta cadeia valorizem-se uns aos outros. Quando uma equipe consegue se colocar no lugar da outra e considerar o quanto seu trabalho é importante, ocorre a verdadeira valorização do trabalho logístico entre equipes.

Diante disto, gestores e profissionais: invistam nas questões comportamentais, atentem aos conflitos entre liderança e equipe, à melhoria de comunicação, à delegação de tarefas, à organização do trabalho e à comemoração do sucesso com suas equipes. Valorizem os profissionais que fazem fluir o tráfego na ponte terra-mar. Certamente haverá resultado prático, traduzido em lucratividade, redução de gastos com tempo e melhor qualidade de trabalho e vida dos profissionais a sua volta.

O autor

Leonardo Cruz é consultor organizacional especializado no mercado offshore e diretor da PORTOMAR T&D. Psicólogo, Mestre e Doutor em Psicologia Social, Analista Transacional, Coach e Mentor. Contato:leonardo@portomartd.com.br 

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Balança tem superávit de US$ 461 milhões na quarta semana de maio

A balança comercial voltou a apresentar resultado positivo na quarta semana de maio. Do dia 20 a 26, o saldo positivo foi US$ 461 milhões. O superávit semanal é resultado de US$ 5,198 bilhões em exportações e US$ 4,737 bilhões em importações. No mês, o saldo acumulado segue positivo em US$ 1,518 bilhão. No ano, há resultado negativo acumulado de US$ 4,634 bilhões. Os números foram divulgados nesta segunda-feira pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior.

A média diária das exportações na quarta semana ficou em US$ 1,04 bilhão, 1,8% inferior à da terceira semana. As vendas de semimanufaturados como açúcar bruto, celulose, óleo de soja, apresentaram crescimento de 50,4%. As vendas externas de produtos básicos apresentaram recuo de 11,5%, em função, principalmente, da soja em grão, minério de ferro, farelo de soja, carne bovina e fumo em folhas.

O comércio de manufaturados recuou 3,8%, em função de automóveis de passageiros, açúcar refinado, veículos de carga, óleos combustíveis e polímeros plásticos. No resultado mensal, a média acumulada das exportações até a semana passada foi US$ 1,053 bilhão, queda de 0,2% com relação à registrada em maio do ano passado. O principal recuo foi na venda de semimanufaturados, com destaque para ferro fundido, óleo de soja e ouro.

As importações caíram 2,4% na semana passada ante a retrasada segundo, o critério da média diária, principalmente pela retração nos gastos com equipamentos mecânicos, aparelhos eletroeletrônicos, químicos orgânicos e inorgânicos. No mês, a média diária importada até a quarta semana foi US$ 964,1 milhões, 4,7% acima da média de maio de 2012, que foi US$ 920,6 milhões. Segundo o ministério, no período cresceram os gastos com adubos e fertilizantes (+51,4%), aparelhos eletroeletrônicos (+17,7%), instrumentos de ótica e precisão (+12,3%), químicos orgânicos e inorgânicos (+9,8%) e automóveis e partes (+6,8%).

De acordo com o ministério, a balança comercial deverá encerrar 2013 superavitária, com exportações em patamar elevado. No entanto, desde o início do ano, a balança apresentou um único superávit mensal de US$ 162 milhões, em março. O resultado dos meses restantes foi deficitário.

Fonte: AGÊNCIA BRASIL

Relação etanol/gasolina fica em 67,62%, segundo a Fipe

A relação entre o preço do etanol e o da gasolina diminuiu e ficou em 67,62% na terceira semana de maio, depois de atingir 69,99% na segunda semana, conforme a Fundação Instituto de Pesquisas Econômicas (Fipe). A taxa apurada no período em questão é menor do que a registrada em igual semana de maio de 2012, quando ficou em 69,71%. Além disso, trata-se da menor equivalência desde a quarta semana de novembro de 2012, quando ficou em 67,51%.

Para especialistas, o uso do etanol deixa de ser vantajoso em relação à gasolina quando o preço do derivado da cana-de-açúcar representa mais de 70% do valor da gasolina. A vantagem é calculada considerando que o poder calorífico do motor a etanol é de 70% do poder dos motores a gasolina. Com a relação entre 70% e 70,50%, é considerada indiferente a utilização de gasolina ou etanol no tanque.

Segundo o coordenador do Índice de Preços ao Consumidor (IPC) da Fipe, Rafael Costa Lima, já há sinais de que a nova colheita está chegando ao mercado. "Deve ser reflexo da nova safra. O preço do etanol está caindo", avaliou.

Na terceira quadrissemana, que leva em conta os últimos 30 dias terminados em 23 de maio, a Fipe constatou que o preço do derivado da cana-de-açúcar cedeu 0,82%, ante alta de 0,07% na segunda. Já o preço da gasolina recuou 0,07%, depois de declínio de 0,04%. O IPC do período analisado, por sua vez, mostrou inflação de 0,18% frente a aumento de 0,21%.

Fonte: Agência Estado

Ministério multa 25 empresas do Porto do Açu

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O Ministério do Trabalho e Emprego (MTE) multou 25 empresas que atuam na construção do Porto do Açu, empreendimento da LLX no norte fluminense. Foram registrados 252 autos de infração em decorrência de irregularidades detectadas em operação encerrada na última sexta-feira. A fiscalização no empreendimento do grupo EBX, de Eike Batista, envolveu uma força-tarefa de Brasília, Rio e Campos dos Goyatacazes e levou duas semanas.

A falta mais grave foi detectada no transporte de blocos de concreto que servirão como base para o quebra-mar do Açu. Moldada em alto-mar, a estrutura deveria ser removida até o porto por um rebocador. A remoção, entretanto, estava sendo feita por uma espécie de retroescavadeira e pondo em risco a segurança de 40 trabalhadores envolvidos. A obra ficará parada até que sejam cumpridas as exigências de segurança do Ministério, informou o gerente regional do MTE em Campos dos Goytacazes, José Pessanha.

Os autos de infração, que resultam em multas às empresas responsáveis, punem irregularidades como a falta de equipamentos adequados de segurança do trabalho, contratação de operários sem exame admissional, excesso de horas trabalhadas, más condições sanitárias dos alojamentos e até atrasos no pagamento de salários. O valor total das multas não foi divulgado. As empresas autuadas têm até o dia 3 de junho para recorrer.

A LLX informou em nota que considera a vistoria do Ministério do Trabalho no Porto do Açu uma ação rotineira em grandes empreendimentos de infraestrutura. A empresa afirma que cumpre a legislação trabalhista e exige o mesmo de seus parceiros. Sobre a interdição nas obras do quebra-mar, a LLX diz que já tomou as providências cabíveis. A empresa destaca que "a interdição é pontual, em uma única tarefa, e que não interfere no cronograma de obras do empreendimento, que tem início de operação previsto para este ano".

Atualmente 172 empresas atuam no Complexo Industrial do Superporto do Açu, 47 diretamente e 125 indiretamente. De acordo com Pessanha, do MTE, todas elas serão fiscalizadas. A fiscalização foi realizada após denúncias sobre as más condições de trabalho no Complexo Industrial do Açu, que já chegou a ter 8 mil trabalhadores contratados. A ação do MTE não incluiu as obras do estaleiro da OSX, mas ocorre em meio a uma série de demissões recém anunciadas na empresa, braço de construção naval da EBX.

O estaleiro, localizado dentro do complexo, até o início do ano empregava, direta e indiretamente, cerca de 3 mil pessoas em suas obras. Nos últimos meses, entretanto, já foram demitidos pelo menos 800 funcionários. A OSX confirma apenas a dispensa de 315 dos 575 contratados diretos. Em resposta enviada a um questionamento do Broadcast, serviço de notícias em tempo real da Agência Estado, a companhia informou que "com o ajuste da equipe de colaboradores da OSX, serviços de apoio e terceirizados também passam por adequações".

Nas contas do Sindicato dos Trabalhadores na Indústria da Construção Civil e do Mobiliário no Estado do Rio de Janeiro (Sticoncimo-RJ), porém, são mais de 1 mil demitidos. Nesta segunda-feira, as empresas contratadas e subcontratadas nas obras do estaleiro não compareceram a uma audiência convocada pelo Ministério Público do Trabalho (MPT) em Campos. Uma investigação para apurar eventuais irregularidades nas demissões em massa será instaurada pelo MPT. Segundo o presidente do sindicato, José Carlos Eulálio, outras 700 demissões graduais estão previstas na Unidade de Construção Naval (UCN) da OSX.

No dia 17 a OSX divulgou um comunicado informando alterações em seu Plano de Negócios. A OSX terá um aumento de capital de US$ 120 milhões a partir do exercício parcial de uma put (opção de venda) do controlador Eike Batista. Outros US$ 380 milhões ficam disponíveis para exercício até março de 2014. 

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

PDVSA e Chevron assinam acordo para elevar produção em joint venture

A americana Chevron assinou, nesta segunda-feira (27), um acordo de empréstimo de US$ 2 bilhões para a Petróleos de Venezuela (PDVSA), com o objetivo de aumentar a produção na joint venture Petroboscan, no país sul-americano.

A Chevron será recompensada com um rendimento equivalente a 4,5 pontos percentuais sobre a taxa de juros interbancária do mercado de Londres (Libor), disse Rafael Ramírez, ministro do Petróleo da Venezuela, em cerimônia de assinatura de contrato com a presença de Ali Moshiri, diretor da Chevron para a América Latina e África.

O empréstimo permitirá que a Petroboscan, que gere o campo de Boscán no Estado de Zulia, a oeste da Venezuela, eleve a produção de 107 mil barris diários para 127 mil barris diários nos próximos anos.

Fonte: Valor Online

Petrobras bate mais um recorde de refino com 2,170 milhões barris ao dia

A Petrobras informou que bateu  mais um recorde no seu parque de refino, atingindo a marca de 2,170 milhões de barris diários processados. A busca pelo aumento do volume refinado visa reduzir o nível de importação de derivados da companhia, que vem afetando negativamente o seu caixa.

O recorde anterior, registrado no dia 7 de abril, havia sido de 2,149 milhões de barris/dia.

No primeiro trimestre deste ano, a área de Abastecimento, responsável pelas importações, teve prejuízo líquido de R$ 4,2 bilhões, depois de ter perdido R$ 5,6 bilhões no trimestre anterior (4º trimestre 2012).

A empresa estava operando com 98% da capacidade das suas refinarias antes do recorde. A estatal não informou se o uso da capacidade foi aumentado com a nova marca. 

Fonte: Folha de São Paulo

Iraque exporta 2,6 milhões de barris de petróleo por dia em maio

As exportações de petróleo do Iraque somaram 2,6 milhões de barris por dia em maio, afetadas por ataques em um oleoduto, enquanto a produção ficou em 3,15 milhões de barris diários no mês, informou o ministério iraquiano do petróleo neste domingo (26).

O Iraque precisa impulsionar as exportações para consolidar sua posição de segundo maior produtor da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), mas gargalos na infraestrutura e repetidos ataques em seu duto de exportações no norte fazem com que o volume permaneça abaixo da meta de exportar 2,9 milhões de barris por dia em 2013.

Fonte: NN - A Mídiia do Petróleo

Antecipação de Libra beneficia Rio

Foto: divulgação

A antecipação do primeiro leilão do pré-sal, sob o novo regime de partilha, para a segunda quinzena de outubro, quando será oferecida a área de Libra na bacia de Santos, beneficiará Rio de Janeiro e São Paulo, enquanto o Supremo Tribunal Federal (STF) não decide sobre a Ação Direta de Inconstitucionalidade (Adin), impetrada por esses estados e também pelo Espírito Santo, após a decisão do Congresso pela alteração da Lei dos Royalties. Isso porque sem uma decisão final do STF, vale a lei que estiver em vigor.

As reservas de petróleo no campo de Libra estão estimadas em torno de 26 a 42 bilhões de barris na sua totalidade, sendo que desse valor, o volume de óleo recuperável é 30% desse valor, ou seja, deve ser entre oito e 12 bilhões de barris; e esperam-se investimentos na ordem de até US$ 500 bilhões no desenvolvimento das atividades de Exploração e Produção (E&P).

No regime de partilha, o consórcio vencedor tem o lucro dividido com a União. A Petrobras tem obrigatoriamente participação de, ao menos, 30% nos consórcios. Isso significa ter US$ 150 bilhões extras, fora os compromissos de investimentos já existentes, na ordem de US$ 280 bilhões, para cumprir essa empreitada. Também será necessária mão de obra qualificada que possa tocar o trabalho. Missão preocupante, mas desafiadora para a estatal Petróleo Pré-Sal S/A (PPSA), ainda a ser criada, que coordenará os negócios no regime de partilha. Até lá, a missão caberá à Agência Nacional de Petróleo (ANP).

Os desafios técnicos apresentados pelo pré-sal são enormes. Serão atividades de exploração e produção executadas a até 200 km da costa e em lâminas d’água de dois mil metros e mais cinco mil metros de camadas pós-sal, sal e pré-sal. O incentivo a novas tecnologias é obrigatório e creio que, a par a energia vinda do petróleo que necessitamos, esse será o maior benefício à economia brasileira, com o desenvolvimento de nosso parque industrial, a absorção de tecnologias de ponta e o emprego abrangente de mão de obra.

Estamos próximos da nova edição da Brasil Offshore, a tradicional feira de petróleo que acontece em Macaé, em anos alternados com a Rio Oil & Gas. A edição desse ano será no período de 11 a 14 de junho. Acredito que, com a retomada das licitações pelos campos de produção, vamos perceber uma renovação no ânimo dos investimentos de empresas presentes. Os últimos cinco anos foram de esfriamento das decisões de investimento, o que deve agora ser revertido. A feira será um bom termômetro para aferirmos essa mudança.

O autor

Gilberto Castro é economista e despachante aduaneiro, com pós-graduações em Negócios da Indústria de O&G e Direção Editorial.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Adins fora da pauta do Supremo

As pautas de julgamento do plenário do Supremo Tribunal Federal (STF) para esta semana já estão pré-definidas e não preveem a apreciação das Ações Diretas de Inconstitucionalidade (Adins) que questionam a nova Lei dos Royalties do Petróleo. Independentemente do curso das ações, estados e municípios produtores receberam quinta-feira passada os recursos referentes à produção do mês de março. Para Campos, foram depositados pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) R$ 49.232.569,33, somando R$ 614.815.124,44 em repasses de royalties e participação especial, somente em 2013.

Caso a decisão do STF seja contrária aos argumentos apresentados pelas Adins ajuizadas pelos estados do Rio de Janeiro, Espírito Santo e São Paulo e, ainda, pela Assembleia Legislativa do Estado do Rio de Janeiro (Alerj), a receita dos produtores de petróleo estará comprometida já a partir de junho, quando será feito o repasse referente à produção de abril, que passaria a obedecer às regras de partilha previstas na nova Lei dos Royalties, sancionada em março passado.

Entretanto, enquanto as Adins não são julgadas, tudo permanece como está, já que os efeitos da nova lei estão suspensos por uma liminar concedida pela relatora das ações, a ministra do Supremo Cármen Lúcia Rocha. De acordo com ela, as quatro Adins serão enviadas juntas para votação no plenário da Corte, o que ainda não aconteceu, porque uma delas ainda depende de informações.

Educação — A presidente Dilma Rousseff enviou ao Congresso Nacional, no dia 1º de maio, uma nova proposta que destina à educação 100% dos royalties e participação especial do pré-sal, para substituir a Medida Provisória (MP) 592, que também trata do tema e perdeu sua validade no dia 12 de maio.

Enviada ao Legislativo na ocasião da sanção presidencial com vetos da nova Lei dos Royalties, a primeira MP não chegou a ser votada no Congresso Nacional. A comissão mista responsável pela análise da proposta não entrou em acordo para a votação e decidiu adiá-la até que o Supremo Tribunal Federal se manifestasse a respeito das regras de divisão dos royalties do petróleo.

Fonte: Folha da Manhã

Petrobras acha petróleo de boa qualidade no pré-sal de Santos

Foto: divulgação / Ag. Petrobras

A Petrobras concluiu a perfuração e o teste de formação do poço descobridor de petróleo na área da cessão onerosa denominada Florim, no pré-sal da bacia de Santos. A estatal comprovou a descoberta de petróleo de boa qualidade, com 29º API, em reservatório situado abaixo da camada de sal, a partir de 5.342 metros.

Leia também: ANP lança novo edital para programa de incentivo à Pesquisa e Desenvolvimento

O poço 1-BRSA-1116-RJS (1-RJS-704), informalmente conhecido como Florim, está localizado em profundidade de 2.009 metros, a uma distância de 206 km da costa do Estado do Rio de Janeiro. De acordo com a estatal, o poço foi concluído com 6.004 metros de profundidade.

“Após a conclusão da perfuração foi realizado um teste de formação onde foi constatada a excelente produtividade e qualidade dos reservatórios, contendo petróleo de boa qualidade sem a presença de CO2 e H2S”, disse a Petrobras. por meio de nota.

A petrolífera segue com as atividades na área com a perfuração de mais um poço de delimitação, prevista ainda para este ano. O contrato de cessão onerosa estabelece um volume de 467 milhões de barris de petróleo para a área de Florim e o final da fase exploratória previsto no contrato é setembro de 2014.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Em quatro anos, Petrobras investiu US$ 2,4 bilhões

O continente africano está no radar da Petrobras desde a década de 1990. Hoje, a companhia participa de atividades em sete países - Angola, Nigéria Tanzânia, Líbia, Namíbia, Benin e Gabão - e investiu entre 2008 e 2012 cerca de US$ 2,4 bilhões, o que incluiu a construção de um navio-plataforma na Coreia do Sul para atuar na costa Oeste do continente. O principal foco está no ramo de Exploração & Produção, onde a empresa está presente em 14 blocos offshore, sendo que em oito deles a Petrobras atua como operadora - são três na Tanzânia, três em Angola, um na Líbia e outro na Namíbia.

A próxima investida da estatal deverá acontecer em Moçambique, por meio da Petrobras Bicombustível, em parceria com a Tereos Internacional, líder global em açúcar e bioenergia. O objetivo é atuar na produção de etanol, a partir do melaço da cana, em uma usina que já está instalada no país. A Petrobras se tornou mais presente em função do ambiente político, hoje muito mais propício ao ingresso de companhias estrangeiras.

Situação bem diferente da encontrada em 1979, em Angola, país que havia se libertado do domínio português quatro anos antes. Durante 27 anos, a companhia foi apenas sócia não-operadora em dois blocos. Somente em 2006, a empresa passou a ter direitos de exploração e produção em mais quatro blocos, sendo operadora em três deles. O contrato foi fechado sob a compromisso de perfurar 11 novos poços. Em 2009, anunciou a descoberta de reserva de petróleo a 200 km da capital Luanda.

Na Nigéria,onde está desde 1998, as atividades vão além da exploração e produção no delta do Rio Niger, o terceiro mais longo do continente, com 4.180 quilômetros. Naquele país, a Petrobras desenvolve ações sociais para populações ribeirinhas. A região é atrativo devido ao tipo de petróleo encontrado, classificado como leve e de forte valor comercial. A companhia também concentra as atividades na costa Oeste (entre Benin e a Namíbia), similar à costa Leste brasileira, onde estão as principais reservas de petróleo e gás natural.

Em Benin, onde chegou em 2011, a Petrobras concentra seus trabalhos em águas profundas e ultraprofundas da região. A empresa detém participação de 35% em um bloco, ao lado da Shell, que participa com outros 35% e a CBH (Compagnie Béninoise des Hydrocarbures). Trata-se de uma área de cerca de 7,4 mil quilômetros quadrados, com profundidade entre 200 metros a 3 mil metros, a 60 quilômetros da costa. A expectativa é de encontrar petróleo leve.

A Petrobras também atua como operadora no mar do sul da Namíbia, em parceria com a Chariot&Ga e a BP. O trecho é de cerca de 5,5 mil quilômetros quadrados, com profundidade de até 1,5 mil metros, a uma distância de 80 quilômetros da costa. Os estudos geológicos e geofísicos avaliam a possibilidade de exploração comercial com possibilidade de perfurar um poço.

Fonte:Valor Econômico/Guilherme Meirelles | Para o Valor, de São Paulo

Revolução na produção de petróleo na América do Norte tem efeitos no mercado mundial

Foto: Dieter Spannknebel

Em recente relatório sobre o mercado petrolífero global, a Agência Internacional de Energia (AIE) avalia que uma verdadeira revolução na cadeia de oferta energética vem ocorrendo pelo crescimento vertiginoso na produção de petróleo não convencional (extrapesado nos Estados Unidos e petróleo de areias betuminosas no Canadá). Nos últimos anos, muito se tem discutido a respeito do boom na produção de gás de xisto nos Estados Unidos, enquanto menos atenção tem sido dada à produção de petróleo não convencional naquele país, particularmente dado o sucesso nos avanços tecnológicos de produção nos estados de Dakota do Norte e Texas.

Veja também: O destino do petróleo venezuelano com ou sem Hugo Chávez no poder

O relatório da AIE mostra como o crescimento da produção norte-americana e canadense já é bastante para abalar a cadeia produtiva da oferta do produto. Na medida em que os Estados Unidos passaram a ser exportadores do produto, o mercado tornou-se menos apertado, garantindo o suprimento no médio prazo e a estabilidade nos preços. Os países-membros da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) ainda ocupam um papel crucial na garantia da oferta, mas alguns países-membros vem atravessando período delicado, especialmente na África e no Oriente Médio, decorrente da instabilidade política.

Enquanto isso, o crescimento da oferta na América do Norte vem exigindo investimentos que, por si só, podem contribuir para a retomada do crescimento econômico nos Estados Unidos.  Com uma infraestrutura envelhecida, a América do Norte precisa modernizar-se neste setor, e a perspectiva é de que estes investimentos acelerem no médio prazo, garantindo o crescimento da produção norte-americana nos próximos cinco anos.

Outra transformação radical no cenário da oferta e demanda global do petróleo e o crescimento do consumo entre os países não membros da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE – o clube dos países ricos), ou seja, os países emergentes. Pela primeira vez, a demanda este ano por petróleo entre os países não membros ultrapassou a demanda pelos membros da OCDE. Ademais, o crescimento na capacidade de refino e armazenamento dos países emergentes está em vias de ultrapassar o domínio neste setor. Megarefinarias e novos armazenamentos, sobretudo na Ásia e África, estão próximos de superar os países até então dominantes no setor;  e provável que muitos países europeus tenham  que fechar suas refinarias pela concorrência mais eficiente dos países emergentes.

Estes dois fatores, somados, apontam para um mercado de petróleo relativamente estável nos próximos cinco anos. O crescimento da produção e exportação da América do Norte compensaria os potenciais problemas e gargalos de outras regiões produtoras, em especial os países-membros da OPEC, enquanto o contínuo crescimento do consumo entre os emergentes, onde a África é a grande surpresa, vai assegurar que, mesmo com a lenta recuperação econômica ocidental, o mercado de petróleo permaneça relativamente estável. 

Leia aqui as colunas de Paulo Wrobel

O autor

Paulo Wrobel é economista, com mestrado em Ciência Política e doutorado em Relações Internacionais. Trabalha como pesquisador, analista e consultor, tendo se especializado em energia e geopolítica. Atualmente, é professor do Instituto de Relações Internacionais da PUC-Rio.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Governo teme não atrair investimentos para o pré-sal, segundo analista

Foto: divulgação

O governo divulgou hoje (23), através da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a antecipação do primeiro leilão do pré-sal. Marcado anteriormente para novembro, a licitação agora terá lugar em outubro, apenas um mês antes do previsto. A mudança resultou no adiamento da 12ª Rodada da ANP, com foco em gás onshore. Para o analista Paulo Wrobel, por trás dessa decisão estaria "um certo nervosismo do governo sobre os investimentos que precisam ser levantados durante a exploração".

Em coletiva de imprensa, a diretora-geral da agência, Magda Chambriard, foi questionada sobre as razões da troca de datas. A executiva se limitou a dizer que o volume recorde do prospecto de Libra - 42 milhões de barris de petróleo in situ - é suficiente para justificar o leilão. O número é tão impressionante que o governo não vai ofertar outras áreas do pré-sal na primeira rodada. “Com os dados que eu tenho até o momento, Libra é a maior descoberta do pré-sal”, disse Magda, destacando que o “porte de Libra é tão diferente que justifica a exceção”.

A dúvida de que novembro seria o mês mais adequado para atrair investimentos, uma vez que as empresas estrangeiras fecham seus planos de negócios neste mês, a executiva respondeu: “nunca vi ninguém licitar nada parecido. Com este porte [Libra] atrai, em qualquer momento, as empresas”.

"O governo está doido para atrair investimentos, embora garanta que a Petrobras tenha condições para explorar. O receio do governo é a única explicação para essa mudança, até por que a euforia do pré-sal está passando. De qualquer forma, um mês antes é uma mudança muito pequena, e só podemos especular as razões", diz Wrobel, que ainda comenta as dificuldades pelas quais a estatal vai passar por conta da Lei de Partilha.

Participação da Petrobras

O novo modelo de partilha, criado especificamente para a exploração do pré-sal, em dezembro de 2010, através da Lei no 12.351, substitui o regime de concessão e atribui à Petrobras participação em ao menos 30% de todos os novos campos do pré-sal. 

De acordo com Wrobel, a medida pode dificultar o plano de investimento da Petrobras e descapitalizá-la. "Acho que eles [governo] estão arrependidos desse modelo. A Petrobras não tem capacidade para explorar isso tudo e acho também que não está satisfeita [com a Lei]", pondera o economista.

A criação de uma nova empresa estatal, responsável por gerir os contratos de partilha do pré-sal, já significou mudança nas regras do jogo, muito embora ela só venha a ser operacional quando os campos passarem a gerar renda. “A Pré-sal Petróleo está desenhada, praticamente pronta. No entanto, diz a Lei do Pré-sal que, enquanto a estatal não estiver pronta e funcionando, a ANP fará eventualmente o papel”,  explicou Magda.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

12ª rodada ofertará aproximadamente 300 blocos

A área total a ser ofertada ainda passa por ajustes finais, mas, de acordo com a superintendente da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Claudia Rabello, aproximadamente 300 blocos distribuídos em sete bacias sedimentares entrarão na 12ª rodada de licitações de áreas exploratórias, marcada para final de outubro.

Leia também: Riscos e benefícios da exploração do gás natural

Rabello explicou durante a Accelarate OIl & Gas, realizada no Rio de Janeiro, que a rodada terá foco nas bacias terrestres com potencial em gás natural, mas algumas áreas de gás não convencional também serão ofertadas. A ANP ainda estuda a possibilidade de um leilão somente para gás de xisto.  As bacias de novas fronteiras e maduras que serão ofertadas são: Acre, Parnaíba, Basin, Sergipe-Alagoas, Recôncavo, São Francisco e Paraná.

“O ano de 2013 promete. Já estamos com a 12ª rodada praticamente pronta. O nosso programa prevê a realização para 30 e 31 de outubro e publicação do pré-edital em junho. Estamos aguardando o Conselho Nacional de Política Energética a oficialização das áreas propostas para a rodada”, disse a superintendente da ANP.

A previsão é de que em julho aconteça a audiência publica para que em agosto saia a publicação final do edital. Quase 10 mil quilômetros quadrados de gasodutos propostos cortam boa parte das bacias ofertadas. A utilização das térmicas é uma das alternativas para utilizar o gás produzido nas regiões sem gasoduto.

Modelo brasileiro

O modelo de concessão é o modelo vigente para 98% das bacias sedimentares brasileiras. Apenas o polígono do pré-sal, que representa 2/3 das bacias sedimentares, será pelo modelo de partilha, onde obrigatoriamente a Petrobras será operadora dos blocos, com participação mínima de 30% na primeira rodada do pré-sal, marcada para dezembro. O modelo para a 12ª continua o de concessão, que a exemplo da 11ª mostrou a aceitação pelo mercado como o modelo brasileiro para as licitações de áreas exploratórias de petróleo e gás. Das 39 empresas que apresentaram lances, 30 arremataram 142 blocos distribuídos por 11 cidades brasileiras, descentralizando a exploração. Com isso, seis novos operadores entraram no Brasil.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

OGX prevê produção de 30 mil barris de petróleo diários no campo de Tubarão Martelo

A plataforma tipo FPSO (plataforma flutuante de produção e armazenagem) OSX-3 iniciará produção no campo de Tubarão Martelo, na bacia de Campos, em dezembro deste ano, afirmou o gerente-executivo de reservatório da OGX, Armando Ferreira, nesta quarta-feira (22). A previsão de produção é de 5 mil a 10 mil barris por dia de petróleo (bpd), nesta primeira fase. Até abril de 2014, a plataforma será interligada a quatro poços, com produção esperada de 20 a 30 mil bpd.

Recentemente, a OGX, operadora do campo, vendeu para a Petronas 40% de participação nas concessões dos blocos BM-C-39 e BM-C-40 por US$ 850 milhões.

Leia também: 12ª rodada ofertará aproximadamente 300 blocos

Já a plataforma OSX-2 só deve começar a produzir no início de 2014. "O plano de desenvolvimento da área de Tubarão Martelo segue os trâmites normais de aprovação pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)", concluiu  Ferreira.

A petrolífera do empresário Eike Batista estuda ainda aumentar o número de poços perfurados no campo de Tubarão Azul, também na bacia de Campos. Segundo Ferreira, a produção média no poço OGX-26 é de 6 mil bpd . Já a do poço OGX-68, que teve suas atividades suspensas por problemas operacionais e que voltou às atividades na semana passada é de 4 mil bpd. O terceiro poço do campo continua em manutenção.

A queda de produtividade do campo de Tubarão Azul tem surpreendido os especialistas. A OGX registrou produção média de 15,1 mil barris de óleo equivalente por dia em março, volume 10,1% menor que os 16,8 mil barris produzidos no mês anterior. A queda na produção offshore foi de 26,5%. A companhia credita o decréscimo a problemas operacionais e técnicos em equipamentos.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Volume recorde de petróleo em Libra antecipa 1º leilão do pré-sal

Foto: NNpetro

A diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Magda Chambriad, anunciou, nesta quinta-feira (23), adecisão do Governo de antecipar para a segunda quinzena de outubro a 1º rodada de licitações da área do pré-sal. O leilão estava marcado para novembro, após a 12ª rodada com foco em gás onshore (áreas terrestres), que agora foi postergada. O leilão deve acontecer em Brasília, com a presença da presidente Dilma Rousseff.

“Com dados que eu tenho até o momento, Libra é a maior descoberta do pré-sal”, disse a diretora-geral da ANP, destacando que o “porte de Libra é tão diferente que justifica a exceção”.

De acordo com Magda, a última análise do prospecto de Libra, na bacia de Santos, após a perfuração do poço 2 ANP-2A-RJ Submarino, revelou recorde de volume esperado. A previsão é de 8 bilhões a 12 bilhões de barris de petróleo recuperáveis, numa área de 1,5 mil quilômetros quadrados. O que significa cinco vezes a produção do campo de Marlim, no pré-sal da bacia de Campos. A estimativa foi realizada a partir de novas coletas de dados 3D, o que de acordo com a ANP  já é possível saber onde está o contato óleo água e quais são as condições da rocha.

O prospecto, com acumulação de petróleo leve a 27 º API, será a única área ofertada com um bônus de assinatura fixo, de acordo com Magda. O edital da rodada deve ser publicado na primeira semana de junho. As outras áreas do pré-sal, que somariam mais 22 bilhões de barris de petróleo in situ (volume de óleo dentro do reservatório, sem garantia de extração), não entrarão nesta rodada. As reservas totais atuais do país são de 15 bilhões de barris. “No momento, em que só Libra pode chegar a 42 bilhões de barris de petróleo in situ, não há mais porque ofertar as outras áreas do pré-sal”, explica.

Sobre a antecipação do leilão ter sido motivada pela dúvida se novembro seria o mês mais adequado para atrair investimentos, uma vez que as empresas estrangeira fecham seus planos de negócios neste mês, Magda respondeu: “nunca vi ninguém licitar nada parecido. Com este porte [Libra] atrai, em qualquer momento, as empresas.”

Modelo de partilha

A rodada será sob o novo modelo de partilha, que garante uma fatia maior para o Estado. Obrigatoriamente, a Petrobras será operadora de todos os blocos arrematados com no mínimo 30% de participação. Os outros 70% serão leiloados entre as demais empresas interessadas, que ainda serão habilitadas pela ANP. A Petrobras terá que arcar com pelo menos 30% do valor ofertado pelo ganhador do leilão, que pode ser uma empresa ou um consórcio.  A rodada deve seguir as regras de lances da 11ª rodada para cessão onerosas, realizada na semana passada sob o regime de concessão, com programa exploratório mínimo e conteúdo local da fase exploratória e de desenvolvimento.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo

Repasse de royalties pela exploração na Bacia de Campos, referente ao mês de março

Campos recebe o repasse dos royalties nesta quinta-feira (23/05). A Agência Nacional de Petróleo (ANP) depositará R$ 49.232.569,23, referentes ao repasse de royaltiesao mês de março pela exploração na Bacia de Campos.

No mês passado, o município havia recebido 48.253.759,02.

Outros municípios:

São João da Barra – R$ 7.058.564,61

Quissamã – R$ 7.081.864,24

Carapebus – R$ 2.750.765,15

Macaé – R$ 35.829.397,76

Rio das Ostras – R$ 14.543.944,14

Cabo Frio – R$ 13.631.753,26

Fonte: Campos 24 Horas

Edição 2013 da Brasil Offshore será a maior já realizada

A 7ª edição da Brasil Offshore, que acontece de 11 a 14 de junho em Macaé, será a maior já realizada. Segundo os organizadores do evento, o número de expositores confirmados chega a 720. O evento contará com um pavilhão de 37 mil m² - 2 mil a mais que em 2011.

A edição conta também com 105 expositores internacionais, que ficarão distribuidos em sete pavilhões. Em 2013, a China vem com o maior número de empresas, 30 no total, seguida de Estados Unidos, com 21 empresas, e Reino Unido, com 20 empresas.

Expectativa de negócios é alta

Com o sucesso da 11ª Rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a expectativa para a realização de negócios, tanto para quem quer vender produtos e serviços, quanto para quem quer adquiri-los, é grande. Segundo o superntendente da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Ricardo Musso, são esperadas cerca de 500 reuniões na rodada de negócios, que acontece durante o evento, o que deve movimentar uma cifra aproximada de R$ 170 milhões.

Entre as empresas âncora estão: Petrobras, Aker Solutions, Baker Hughes, Shell, Arpotec, Asca, Cameron, Estaleiro EISA, Estaleiro Mauá, TCE, Forship, G-Comex, Transpetro, UTC e WEG.

Musso também confirmou que a edição terá uma rodada tecnológica. "No primeiro dia do evento (11/06) nós realizaremos uma rodada tecnológica, onde empresas asistirão apresentações de empresas brasileiras de base tecnológica", disse.

Debates técnicos

Com 50 palestrantes nacionais e internacionais, as sessões técnicas serão voltadas para a integridade de poços. As palestras serão divididas em Interface de poço reservatório, Escoamento e engrnharia submarina e Instalação e produção. Pela primeira vez os três dias de conferência técnica serão gratuitos.

Desenvolvimento da região

Ao todo a feira irá gerar 17,5 mil empregos diretos e indiretos, com mão de obra totalmente local. Segundo a organização do evento, somente a montagem e desmontagem das tendas de exposição irão demandar 2,5 mil posições.

Atualmente, atuam na cidade de Macaé cerca de 500 empresas que trabalham no setor de óleo e gás, e aproximadamente 150 mil profissionais ligados ao setor - 10 mil ligados à Petrobras.

A Bacia de Campos possui reservas em torno de 10 bilhões de barris de petróleo, sem contar os potenciais reservatórios da camada pré-sal.

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação

Leilão do pré-sal é antecipado para outubro

A realização da 1ª rodada de licitação sob regime de partilha na área de petróleo do pré-sal foi antecipada para outubro. A autorização foi dada pelo Conselho Nacional de Política Energética, e o texto foi publicado no Diário Oficial da União desta quinta-feira (23). A agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis havia anunciado o leilão para novembro.

A área ofertada será a de Libra, localizada no pré-sal da Bacia de Santos. Com descoberta anunciada em 2010, a região situa-se a 183 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d´água de 1.964 m. A expectativa é de que o campo tenha até cerca de 15 bilhões de barris de petróleo recuperáveis, segundo a ANP, em 2010.

O leilão será feito sob o regime de partilha, legislação de 2010 que elevou o controle estatal sobre as reservas nas bacias de Campos e Santos. A adoção do regime de partilha da produção, em substituição ao de concessões, faz com que o estado fique com uma parcela da produção física em cada campo de petróleo.

A empresa paga um bônus à União ao assinar o contrato e faz a exploração por sua conta e risco. Se achar petróleo, será remunerada em petróleo pela União por seus custos. Além disso, receberá mais uma parcela, que é seu ganho. O restante fica para a União.

Nesse modelo, como a União tem a propriedade do petróleo após a produção, precisa transportá-lo e depois refiná-lo, estocá-lo ou vendê-lo; pode ainda contratar empresas para realizar isso, remunerando-as, e receber delas o dinheiro proveniente da venda.

No regime de concessões as empresas ficam com todo o petróleo, mas pagam taxas que variam de acordo com o volume da produção e os preços internacionais do petróleo. Ou seja, a União leiloa o direito de explorar áreas a empresas, que pagam um valor inicial, que depende do risco que correm com a exploração.

No modelo de concessão, o governo não precisa ter estruturas para transporte e venda de petróleo, por exemplo, concentrando-se apenas em fiscalizar o pagamento de impostos e outras taxas.

Fonte: Revista TN Petróleo, Redação

Riscos e benefícios da exploração do gás natural

Foto: Neil Beer

O gás natural, sem cheiro e sem cor, não tóxico, é na realidade uma mistura de compostos chamados hidrocarbonetos. Ele pode ser classificado em associado e não associado. O gás associado é aquele que, no reservatório, se encontra dissolvido no petróleo ou sob a forma de uma capa de gás. Neste caso, normalmente privilegia-se a produção inicial do óleo, utilizando-se o gás para manter a pressão do reservatório. O gás não associado é aquele que está livre do óleo e da água no reservatório, e sua concentração é predominante na camada rochosa, permitindo a produção basicamente de gás natural.

Leia também: Termelétricas a carvão são a novidade para o 2º semestre, mas a que preço?

De acordo com o Ministério do Meio Ambiente, o gás natural produzido no Brasil é predominantemente de origem associada ao petróleo (73%) e, segundo dados mais recentes da Agência Nacional do Petróleo (ANP), de um total aproximado de 474 bilhões de m³ de gás natural, 78% das reservas provadas nacionais se encontram no mar (campos offshore), e o restante (22%) se localiza em campos terrestres (onshore). A maior oferta de gás natural no Brasil está na bacia de Santos, no Espírito Santo, e na bacia de Campos, no Rio de Janeiro, que hoje concentra aproximadamente 44% da produção deste recurso no Brasil.

O uso desta fonte de energia oferece menos riscos à natureza do que outros combustíveis mais tradicionais, como o petróleo. Por exemplo, quando consumido, emite menores emissões de CO₂ por unidade de energia gerada (cerca de 20 a 23% menos do que o óleo combustível, e 40 a 50% menos que os combustíveis sólidos como o carvão) e, com isso, acarretando em pequena exigência de tratamento dos gases de combustão. Também há maior facilidade de transporte e manuseio, o que contribui para a redução do tráfego de caminhões que transportam outros tipos de combustíveis; não requer estocagem, eliminando os riscos do armazenamento de combustíveis; e é naturalmente mais leve que o ar, evitando contaminações em casos de vazamentos, já que a tendência é de se dissipar na atmosfera.

Porém, como todo combustível fóssil, existem também as desvantagens em relação ao seu uso. Um dos grandes problemas, por exemplo, de uma usina a gás natural é a necessidade de um sistema de resfriamento, cujo fluido refrigerante é geralmente a água. Nas centrais de geração termelétrica, os maiores volumes de água (que podem chegar a 90% do total usado na instalação) são utilizados no sistema de resfriamento, o que constitui uma significativa pressão sobre o meio ambiente, pois os volumes captados são enormes e ainda existem as perdas por evaporação, implicando em mais gasto de água.

Outro impacto ambiental importante relacionado ao uso do gás natural para a produção de energia são as emissões atmosféricas. Os principais poluentes atmosféricos emitidos pelas centrais termelétricas a gás natural são dióxido de carbono, óxidos de nitrogênio e, em menor escala, monóxido de carbono e alguns hidrocarbonetos. É claro que a quantidade de emissões de poluentes atmosféricos emitidos pelas usinas depende das características do gás natural queimado e das condições da reação de combustão. Por exemplo, no caso brasileiro, a emissão de óxidos de enxofre (SO_x) é menos preocupante, pois o gás natural praticamente não contém enxofre em sua composição, em função das especificações estabelecidas pela ANP.

O teor de nitrogênio contido no gás também influencia nas emissões de óxidos de nitrogênio (NO_x). A emissão de NO_x é decorrente tanto de mecanismos térmicos quanto da composição do combustível. Isto significa que, mesmo não contendo o elemento na sua composição química, a queima de gás natural pode produzir NO_x devido à reação com o nitrogênio atmosférico presente no ar de combustão. A emissão deste poluente gera como principal consequência a acidificação da água das chuvas e a deposição de sulfatos e nitratos sólidos no ambiente.

A autora

Rachel Ann Hauser Davis é bióloga, Doutora em Química Analítica pela PUC-Rio, professora visitante da UNIRIO e pesquisadora da PUC, UERJ e UNIRIO.

Fonte: NN - A Mídia do Petróleo