Rio reúne "inteligência" do petróleo

Se a Califórnia tem o seu Vale do Silício, região que aglutina empresas de tecnologia de ponta, o Rio avança para criar um Vale do Pré-sal ou Vale da Energia. Esse polo, que reúne a inteligência do petróleo, está em fase de desenvolvimento no parque tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), na Ilha do Fundão, onde a Petrobras inaugurou o novo prédio, que amplia seu centro de pesquisas. Ali, estão em estudo tecnologias eletromagnéticas para caracterização de reservatórios profundos, ressonância magnética nuclear e equipamentos especiais para perfurar o pré-sal de forma segura e veloz.

Em um primeiro momento, 12 empresas devem se instalar no parque tecnológico da UFRJ, prevê Segen Estefen, diretor de tecnologia e inovação do Coppe), instituto ligado à universidade. "A Ilha [do Fundão] se configura como um grande cluster tecnológico do pré-sal, o que o Vale do Silício foi para a área de informática", diz Estefen. As empresas, conta, se instalam ali motivadas pela parceria com a UFRJ e pela perspectiva de trabalhar com a Petrobras. "É uma interação tripartite", afirma.

As últimas empresas a anunciar a construção de centros de pesquisa no parque tecnológico da UFRJ foram a Halliburton, prestadora de serviços na área offshore, e a TenarisConfab, fabricante de tubos de aço. As duas vão construir unidades de pesquisa para o desenvolvimento de novas tecnologias para o setor. Antes delas, Schlumberger, FMC, Baker-Hughese Usiminas fizeram anúncios semelhantes. A Schlumberger inaugurou centro de pesquisas em novembro, investimento de US$ 48 milhões.

Há ainda casos de empresas que assinaram memorandos de entendimento com a Petrobras para uma futura cooperação tecnológica em projetos de pesquisa e desenvolvimento, caso da GE. A companhia americana deve se instalar em uma área contígua ao parque tecnológico e, no momento, negocia a compra de 100% da Wellstream, fabricante de dutos flexíveis para transporte de petróleo e gás. Outras ainda estão em fase de negociação com a estatal para assinar acordos de cooperação, como a Weatherford, a Cameron, a própria Wellstream e a IBM.

A meta da Petrobras é manter próximas dela as empresas que desenvolvem tecnologia. Carlos Tadeu Fraga, gerente-executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), diz que os investimentos em pesquisa e desenvolvimento (P&D) feitos pela estatal cresceram cinco vezes na década - são cerca de US$ 800 milhões por ano.

Segundo Fraga, o Brasil será um polo tecnológico da indústria de óleo e gás na próxima década. A Petrobras tem obrigação contratual com a Agência Nacional do Petróleo (ANP) de investir pelo menos 1% da receita bruta dos campos que pagam participação especial em projetos de P&D. Metade desse percentual é investido em universidades (R$ 400 milhões por ano).

Um dos focos dos estudos são as rochas carbonáticas, onde se depositam os reservatórios de óleo do pré-sal. Esses estudos abrangem outras universidades. O professor Dimas Brito, da Universidade Estadual Paulista (Unesp), em Rio Claro (SP), cita a iniciativa de criação da Unespetro, um centro de geociências aplicadas ao petróleo sediado na universidade.

O centro será integrado por professores, pesquisadores, graduandos e pós-graduandos e profissionais da indústria, do país e do exterior. A Unespetro terá como foco o estudo e o ensino das rochas carbonáticas. Cerca de R$ 10,5 milhões estão sendo aplicados na estruturação do centro, considerando edifício e equipamentos. Quase 90% deste valor é investimento feito pela Petrobras. Na visão de Brito, entre os principais desafios da Unespetro nos próximos dez anos estará o acompanhamento das demandas geocientíficas e tecnológicas na área do petróleo. (CS e FG) - texto original Valor Econômico

Fonte: Adm. Vinicius Costa Formiga Cavaco

Bacia de Campos: a menina dos olhos do petróleo

Com produção média estimada para 2009 de 1.750 mil barris de petróleo por dia, e cerca de 7.200 quilômetros de linhas flexíveis e umbilicais para a retirada do óleo para o escoamento para a terra, a Bacia de Campos é a menina dos olhos do petróleo brasileiro. Ela é responsável por 80% da produção do petróleo nacional e 50% do gás natural.

São 2350 poços perfurados, sendo 675 poços em operação, 151 injetores e 524 produtores na Bacia de Campos. Quarenta e cinco plataformas empregam 30 mil trabalhadores nas unidades marítimas da Petrobras da bacia, que conta com 45 campos de produção com participação integral da companhia. Em parceria são mais quatro operados pela Petrobras e oito operados por terceiros. Os números grandiosos refletem a expectativa do Plano de Negócios da Petrobras para a Bacia de Campos no período de 2009-2013: o objetivo é passar dos atuais 1.750 mil barris por dia de óleo (2009) a 2.067 mil bpd em 2013.

No Plano de Negócios 2009-2013 a Petrobras vai investir um total de US$ 174,4 bilhões. A maior parte será destinada para a área de Exploração e Produção (E&P), US$ 104,6 bilhões. O setor de E&P vem seguido pelo Abastecimento (US$ 43,4 bilhões); Gás e Energia (US$ 11,8 bilhões); Petroquímica (US$ 5,6 bilhões); Distribuição (US$ 3 bilhões); Corporativo (US$ 3,2 bilhões) e Biocombustíveis (US$ 2,8 bilhões).

Em maio, a Petrobras concluiu sua necessidade de captações pelos próximos cinco anos. Dos US$ 26 bilhões que a companhia projetava precisar entre 2009 e 2013 para complementar a sua geração de caixa, ela já obteve US$ 30 bilhões. Ou seja, já está em situação folgada antes mesmo de receber um segundo financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) de US$ 10 bilhões prometido para 2010.

Com os US$ 30 bilhões que já captou a empresa garante os investimentos de US$ 174,4 bilhões nos próximos cinco anos mesmo se o petróleo permanecer nos atuais patamares de preço, em torno de US$ 60 o barril, o que não é o esperado em função da escassez de novos investimentos em produção e considerando que há uma queda natural da produtividade dos campos que hoje estão suprindo a demanda mundial.

“A preços correntes do petróleo nós já nos financiamos. Disseram que a Petrobras não pode explorar o pré-sal por problemas técnicos e carência financeira. E nada disso é verdade. Produzir petróleo leve naquela profundidade não é problema para a empresa”, diz o diretor financeiro da Petrobras, Almir Barbassa.

Petrobras e o mercado local de fornecimento

Existem algumas áreas, como tecnologia e obras civis em ambiente offshore, por exemplo, nas quais a Petrobras ainda percebe uma carência local de fornecedores devido às suas especificidades. Outro ponto que também ainda pode ser melhorado é o atendimento a prazos, ou seja, a necessidade de obter mais respostas em menos tempo.

Mas de uma maneira geral, o mercado local vem respondendo muito positivamente às necessidades da Petrobras na Bacia de Campos. Em 2008, por exemplo, a companhia movimentou um volume de cerca de R$ 3,4 bilhões em contratação de bens e serviços na Bacia de Campos. Resultados como este mostram o quanto o mercado vem crescendo e o quanto a Petrobras ainda pode contribuir, fazendo valer seu compromisso com o desenvolvimento da região e com a participação do conteúdo local nos projetos.

Bacia de Santos: a precursora do pré-sal

Desde primeiro de maio deste ano, está sendo realizado o Teste de Longa Duração (TLD) na área de Tupi, por meio do poço RJS-646, com uma produção diária de cerca de 14 mil barris de óleo por dia. No pré-sal da Bacia de Santos, a única produção atualmente é no TLD de Tupi. Além do pré-sal, a Bacia de Santos também produz nos campos de gás de Merluza e Lagosta, a cerca de 180 quilômetros da costa de Praia Grande, que juntos produzem, desde 25 de abril (quanto teve início a produção em Lagosta), cerca de 1 milhão de m3/dia de gás.

Os investimentos nos projetos com implantação prevista até o final de 2010 chegam a US$ 12 bilhões (que incluem os projetos do TLD de Tupi, Lagosta, Mexilhão, Uruguá-Tambaú, Piloto de Tupi, a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, o TLD de Tiro e Sídon e o Gastau). Em toda a Unidade da Bacia de Santos, os investimentos entre 2009 e 2013 serão de US$ 40 bilhões, sendo que apenas nos projetos do pré-sal da UN-BS, o valor chega a US$ 19 bilhões.

Os projetos em andamento da UN-BS hoje empregam na Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba (SP), cerca de 1,9 mil trabalhadores (devendo chegar a 2,3 mil no pico da obra); no Gastau (gasoduto Caraguatatuba-Taubaté), mais de mil pessoas (devendo chegar a até 2 mil); na construção da Plataforma de Mexilhão (PMXL-1), no estaleiro Mauá, em Niterói (RJ), hoje trabalham cerca de 2,3 mil pessoas; na cidade de Santos, onde fica a sede da UN-BS, hoje já existem cerca de 800 pessoas trabalhando para a Unidade. Em breve será iniciada a obra para a construção da sede definitiva da unidade em Santos, que deve empregar entre 1,2 mil e 1,3 mil pessoas.

O campo de Merluza produz hoje em torno de 500 mil m3/dia de gás. O restante é complementado pelo campo vizinho de Lagosta, a cerca de 6 quilômetros de Merluza, chegando à produção total de 1 milhão de m3/dia de gás. A produção de condensado de Merluza é em torno de 800 barris por dia e, somado à Lagosta, chega a cerca de 2 mil barris por dia.

Fonte: http://www.clickmacae.com.br/

UTILIZAÇÃO DO GÁS NATURAL NO BRASIL

A utilização do gás natural no Brasil começou modestamente por volta de 1940 com as descobertas de óleo e gás na Bahia, atendendo a indústrias localizadas no Recôncavo Baiano. Após alguns anos as bacias do Recôncavo, Sergipe e Alagoas se destinavam quase em sua totalidade para a fabricação de insumos industriais e combustíveis para a RELAM e o Pólo Petroquímico de Camaçari.

Com a descoberta da Bacia de Campos as reservas provadas praticamente quadruplicaram no período 1980-95. O desenvolvimento da bacia proporcionou um aumento no uso da matéria-prima, elevando em 2,7% sua participação na matriz energética nacional. Com a entrada em operação do Gasoduto Brasil-Bolívia em 1999, com capacidade de transportar 30 milhões de metros cúbicos de gás por dia (equivalente a metade do atual consumo brasileiro), houve um aumento expressivo na oferta nacional de gás natural.

Este aumento foi ainda mais acelerado depois do apagão elétrico vivido pelo Brasil em 2001 e 2002, quando o governo optou por reduzir a participação das hidrelétricas na matriz energética brasileira e aumentar a participação das termoelétricas movidas à gás natural. Nos primeiros anos de operação do gasoduto, a elevada oferta do produto e os baixos preços praticados favoreceram uma explosão no consumo tendo o gás superado a faixa de 10% de participação na matriz energética nacional.

Nos últimos anos, com as descobertas nas bacias de Santos e do Espírito Santo as reservas brasileiras de gás natural tiveram um aumento significativo. Existe a perspectiva de que as novas reservas sejam ainda maiores e a região subsal ou "pré-sal" tenha reservas ainda maiores.

Fonte: http://www.nicomexnoticias.com.br/