Vera Brandimarte e Francisco Góes, do Rio e São Paulo – VALOR

O Brasil poderá ampliar a capacidade de produção dos estaleiros nacionais em cerca de 50% nos próximos dois anos, prevê Ariovaldo Rocha, presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval). Rocha disse que é viável ter capacidade de 900 mil toneladas de processamento de aço nos estaleiros do país no fim de 2011 ante 600 mil toneladas hoje em 22 de pequeno e grande porte.

“Precisamos mais 300 mil toneladas de capacidade adicional. Isso quer dizer mais três novos estaleiros de 100 mil toneladas cada”, disse. O presidente do BNDES, Luciano Coutinho, disse ao Valor, em Londres, na semana passada, que há interesse do banco em financiar a construção de mais dois estaleiros.

Rocha, do Sinaval, citou projetos em estudo que poderiam contribuir para aumentar a capacidade. Um deles é o do Estaleiro da Bahia, envolvendo OAS e Setal. Outro é o empreendimento do Estaleiro Ilha S.A (Eisa), do grupo Synergy, de Germán Efromovich, previsto para Maceió (AL). Rocha citou ainda a possibilidade de instalação de um novo estaleiro pelos sócios do Estaleiro Atlântico Sul (EAS).

Carlos Reynaldo Camerato, conselheiro do EAS, disse que está em análise a criação de uma outra empresa focada na construção de “topsides” para plataformas. Essa unidade poderia ser instalada em Suape (PE), onde fica o EAS, ou em outro Estado.

Rocha também citou entre os novos projetos de estaleiros o da OSX, empresa do grupo EBX, de Eike Batista, em Biguaçu (SC). Mas ele lembrou que esse é um projeto que nasce para atender, preferencialmente, a demanda da empresa de produção de petróleo de Batista, a OGX. (FG e VB).

Leo Caldas / Valor

Bellelis, presidente do EAS, diz que Vale poderia financiar uma parte. “Quando compra da China não paga contra entrega”

Indústria naval: Estaleiro de Pernambuco negocia com mineradora construção de 4 navios de 400 mil toneladas

EAS projeta segundo dique para atender Vale

Vera Brandimarte e Francisco Góes, de São Paulo e do Rio – VALOR

O Estaleiro Atlântico Sul (EAS) poderá construir um segundo dique seco em Suape (PE) para atender a encomenda da Vale de navios dedicados ao transporte de minério de ferro. O projeto deve ser apresentado ao conselho de administração do EAS até o fim do ano. O valor do projeto não está definido, mas deve ser superior aos cerca de R$ 300 milhões gastos nas obras civis do primeiro dique, que estará concluído em dezembro e que consumiu outros R$ 100 milhões (US$ 60 milhões) na compra de dois grandes guindastes.

As discussões entre a Vale e o EAS estão aceleradas. Em 15 de dezembro vence o prazo dado pela mineradora para que estaleiros nacionais apresentem suas ofertas. O pacote envolve quatro navios de grande porte, mas os estaleiros avaliam que esse poderia ser o primeiro lote de uma série de embarcações. O EAS vem trabalhando em uma proposta técnica e comercial para os primeiros navios da mineradora. O tema ganhou importância no alto escalão das duas companhias e envolveu o governo federal.

Na semana passada, em Londres, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva disse ao Valor que buscaria aproximar o presidente da Vale, Roger Agnelli, ao EAS. Na visão de Lula, o estaleiro teria, sim, condições de atender a Vale desde que tivesse uma programação de navios de longo prazo, de forma que fizesse sentido investir na ampliação da capacidade. Lula participou em Londres do seminário “Investimentos no Brasil”, promovido pelo Valor e “Financial Times”.

Nas discussões para se chegar a um acordo há, porém, temas sensíveis, sendo um dos principais deles a definição das fontes de financiamento. A Vale não está disposta a investir em estaleiros porque considera que seu negócio não é construir navios. Agnelli, que participou do evento em Londres, disse que a Vale estaria disposta a dar ao estaleiro que for investir uma garantia de compra que lhe permitiria tomar crédito no mercado.

Angelo Bellelis, presidente do EAS, considera que a construção dos navios da Vale pode ser viável com uma fórmula que combine financiamento do cliente, aporte dos acionistas do estaleiro e empréstimo do Fundo da Marinha Mercante (FMM). Na sua visão, a mineradora devia tentar uma solução combinada, financiando parte dos navios. “A Vale quando compra navio da China não paga contra entrega.” Outro ponto é que os primeiros navios encomendados pela Vale no Brasil teriam um custo maior do que navios semelhantes construídos na China ou Coreia. Esse custo tende a cair à medida que a indústria naval brasileira aumente a sua competitividade.

No momento, o EAS tem capacidade nominal para processar 160 mil toneladas de aço por ano e tem em carteira projetos que garantem 60% de ocupação. Apesar de o estaleiro ter 40% de capacidade de processamento de aço disponível, é preciso considerar a disponibilidade no dique atual. “Temos capacidade no dique mas com equipamentos compatíveis com os que temos hoje em linha de produção”, diz Carlos Reynaldo Camerato, diretor superintendente da unidade de negócio construção naval da Camargo Corrêa.

O grupo tem 49,5% do EAS, cuja carteira é formada por 22 navios petroleiros da Transpetro e um casco de plataforma da Petrobras. É por essa razão que o EAS precisa, como alternativa, de um segundo dique. Camerato, também conselheiro do estaleiro, disse que o EAS não tem como estratégia trabalhar com 100% de ocupação. “Sempre teremos espaço para novas encomendas.” O conselheiro confirmou que o estaleiro estuda plano de negócios para a construção do segundo dique que será apresentado ao conselho de administração até dezembro.

Além da Camargo, o EAS tem 49,5% de participação da Queiroz Galvão e 1% da PJMR. O estaleiro está em processo de reestruturação para abrigar a coreana Samsung Heavy Industries. Com a mudança, que depende de aprovações de BNDES e Transpetro, a Camargo passará a ter 40% do negócio, Queiroz Galvão (40%), PJMR (10%) e Samsung (10%).

Em Londres, Vitor Hallack, presidente do conselho de administração da Camargo Corrêa, disse que, com sua atual estrutura, o EAS está comprometido com entregas (para Transpetro e Petrobras) até 2013 e que a partir daí poderia fazer navios para a Vale.

Agnelli disse que a empresa tem programada a entrega de navios até 2013. A Vale contratou na China a construção de 12 grandes navios, cada um com capacidade de 400 mil toneladas, em uma encomenda de US$ 1,6 bilhão. O primeiro navio tem previsão de entrega no início de 2011 e os demais até o fim de 2012. Mas a Vale terá que continuar renovando sua frota.

A encomenda motivou protestos dos estaleiros nacionais e levou à abertura de negociações com a Vale. A Vale fixou 15 de outubro para entrega das propostas, mas adiou o prazo para 15 de dezembro a pedido dos estaleiros. O EAS não poderia atender a Vale no prazo que ela desejava, 2012, mas considera factível a entrega a partir do fim de 2013.

Exploração do pré-sal impulsiona novos negócios

Simone Goldberg, para o Valor, do Rio

O setor de petróleo brasileiro, com a exploração e desenvolvimento da camada pré-sal, tem tudo para ser a maior alavanca da economia nos próximos anos, abrindo inúmeras perspectivas de negócios. A festa já começou. Entre 2009 e 2012, de acordo com dados da Organização Nacional do Petróleo (Onip), os investimentos no setor industrial somarão R$ 450 bilhões, 60% dos quais oriundos do segmento de petróleo e gás. “A programação de investimentos é bilionária: a Petrobras e as demais petroleiras vão aportar US$ 200 bilhões nos próximos cinco anos”, informa o diretor geral da Onip, Eloi Fernandez.

Desses US$ 200 bilhões, US$ 45 bilhões irão para o pré-sal, somando Petrobras – que contribuirá com 62% desse montante – e demais empresas. Num horizonte de prazo mais longo, esses valores dão saltos consideráveis: até 2020, a previsão é a Petrobras, sozinha, gastar US$ 111,4 bilhões no pré-sal. Petroleiras estrangeiras, ainda que estejam em compasso de espera, aguardando as definições sobre o marco regulatório da nova província exploratória em análise pelo Congresso Nacional, também já anunciaram planos bilionários de investimento no Brasil.

É o caso da petrolífera norueguesa StatoilHydro, que pretende fazer aportes de US$ 5 bilhões a US$ 10 bilhões no país em uma década e da americana Chevron, que revelou intenção de investir US$ 5 bilhões também nos próximos dez anos. A StatoilHydro, que tem expertise em águas profundas, vai gastar os recursos em campos onde já opera no Brasil. Mas, segundo o presidente no país, Kjetil Hove, há interesse também no pré-sal. “É um projeto que se encaixa bem nas ambições de longo prazo da empresa”, diz.

Já a Chevron vai tocar o desenvolvimento de cinco campos que opera em sociedade com outras petroleiras e em empreendimentos novos, que podem incluir o pré-sal, se a legislação referente a sua exploração não for restritiva. Além delas, outra grande ‘player’, a anglo-holandesa Shell, com grande experiência em pré-sal, que atua em regiões como o Golfo do México e o Oriente Médio, também está acompanhando as mudanças das regras do negócio.

Há quase cem anos no Brasil, a Shell já desembolsou mais de US$ 2,8 bilhões explorando e produzindo petróleo por aqui. A empresa participa de 15 blocos de exploração e só no ano passado investiu mais de meio bilhão de dólares no país. De acordo com seu gerente de relações externas de exploração e produção no Brasil, Flavio Rodrigues, o pré-sal exigirá muitos recursos e tecnologia para confirmar sua viabilidade e potencial. Ele espera que se estabeleça um ambiente de negócios transparente, com regras estáveis, e competitivo.

Muitas petroleiras estrangeiras são sócias da Petrobras em blocos já licitados do pré-sal, como a própria Shell, as portuguesas Partex e Galp, a espanhola Repsol, a britânica BG e as americanas Hess e Exxon. Algumas têm razões para dar sorrisos largos, pois já foram confirmados grandes volumes de óleo em suas áreas de exploração. É a sorte da Galp, que participa de cinco blocos no pré-sal. Ela pretende investir US$ 2,6 bilhões até 2013 para desenvolver essas descobertas, focando nos seus quatro blocos da Bacia de Santos. O outro fica na Bacia do Espírito Santo.

Os blocos já leiloados representam cerca de 28% da nova província exploratória e, segundo o projeto do marco regulatório que está no Congresso, vão se manter sob as regras atuais de concessão. Os demais, que ainda serão licitados, ficarão sob o regime de partilha, conforme propõe o governo.

Essa movimentação traz a reboque uma série de outros negócios, estimulando a grande cadeia produtiva de bens e serviços domésticos e abrindo apetites estrangeiros. A quinta edição da Brasil Offshore, feira da indústria petroleira, realizada em Macaé, em junho, serviu de termômetro para o negócio de óleo e gás daqui para frente. O número de expositores do exterior -138 – representou aumento de 100% em relação à feira anterior. Vieram fabricantes principalmente da China, França, Reino Unido, Holanda, EUA e Alemanha. Vários já se preparam para se instalar no país e ficar mais perto dos clientes.

Um exemplo é a francesa Ixsea, fabricante de sistemas de giroscópio com sensores de movimento usados para estabilizar embarcações. Outra francesa, a Imeca, avalia desembarcar no Brasil com sua fábrica de equipamentos que movimentam tubos em alto mar. A empresa já está presente no pré-sal brasileiro: fornece maquinário para a também francesa Technip, que trabalha para a Petrobras no Teste de Longa Duração do Campo de Tupi, na Bacia de Santos. A Technip é dona da Flexibras, fabricante de tubos flexíveis, no Espírito Santo.

Empresas brasileiras também já se preparam para morder um pedaço do bolo. O Estaleiro Atlântico Sul (EAS), instalado no Porto de Suape, Pernambuco, já tem uma carteira cheia de pedidos da Petrobras. O EAS está contratado para fazer 22 navios petroleiros, integrantes das fases um e dois do Programa de Modernização da Frota (Promef). Em setembro de 2008 foi iniciada a construção do primeiro, que deverá ser lançado ao mar, para acabamento e testes finais, no começo de 2010. Dos 22 navios, sete são da fase dois do Promef e tiveram seu contrato assinado em setembro. Eles serão usados no transporte de petróleo das novas áreas produtoras do pré-sal para os terminais da Petrobras.

O estaleiro também está fazendo o casco da plataforma P-55 para a estatal. Sua carteira de encomendas soma US$ 3,4 bilhões e o estaleiro avalia uma expansão para atender ao aumento de demanda que virá com o pré-sal. “O pré-sal traz aos fornecedores da cadeia do petróleo a oportunidade de viabilizar investimentos de médio e longo prazos. Especialmente no Nordeste, onde estamos instalados, contamos muito com o pré-sal”, afirma o presidente do EAS, Ângelo Bellelis.

O EAS é controlado pelos grupos Camargo Corrêa e Queiroz Galvão. Este último, por sinal, por meio da Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG), tem projetos ambiciosos para prestar serviços no pré-sal. Entre eles está a compra, junto a estaleiros estrangeiros, de três plataformas capazes de operar em áreas ultraprofundas. A Queiroz Galvão Óleo e Gás acumula experiência como prestadora de serviços de perfuração em águas profundas desde agosto, quando teve sua plataforma Olinda Star contratada pela Petrobras para trabalhar nos campos de Barracuda e Caratinga, na Bacia de Campos. O investimento, incluindo a adaptação da Olinda Star para atuar em águas profundas, chega a US$ 1,65 bilhão.

Equipamentos serão todos destinados ao pré-sal; contrato de aluguel deve durar 20 anos e custar R$ 4 mi ao mês

Reforma do estaleiro, que será operado por empresa terceirizada após licitação, deve durar ao menos oito meses e consumir R$ 100 mi

Estaleiro SERMETAL, ex ISHIBRAS, Caju, Rio de Janeiro-RJ

PEDRO SOARES – FOLHA SP

DA SUCURSAL DO RIO

Para assegurar a construção de sondas e plataformas do pré-sal, a Petrobras arrendou um estaleiro no Rio de Janeiro e terá de investir, pelo menos, R$ 100 milhões na sua reativação.
Localizado no bairro portuário do Caju, o antigo estaleiro Ishibrás está praticamente parado. Após a reforma, que deve durar pelo menos oito meses, poderá receber obras de sondas de perfuração e cascos de plataformas de grande porte.
Com a premissa de encomendar o máximo possível de sondas e plataformas de produção no país, a Petrobras convive com a falta de instalações para tocar seus projetos. A saída foi alugar o estaleiro.
O valor do contrato não foi revelado, mas é estimado em R$ 4 milhões ao mês. A estatal arrendou a unidade por 20 anos com a opção de compra após esse prazo ou de prorrogação por mais dez anos.
A direção da companhia já deu o aval para a assinatura do contrato e os últimos detalhes estão sendo finalizados.
Pelo modelo escolhido pela direção da Petrobras, a operação do estaleiro não ficará a cargo da própria companhia. Será repassada ao grupo vencedor da licitação para a construção de sondas ou plataformas.
Esse mecanismo já foi testado num estaleiro no Rio Grande do Sul, que é operado pela construtora W. Torre, vencedora de licitação da companhia.
Os custos do arredamento durante a fase da obra serão descontados do valor total do contrato para a construção das sondas ou das plataformas.
Segundo executivos do setor naval, essa foi a solução encontrada para levar seus projetos adiante e driblar a falta de investidores interessados em assumir estaleiros no país.
Para Paulo Dalmazzo, presidente da CBD, controladora do estaleiro, “está tudo acertado, inclusive o preço”. Ele disse que a negociação está em sua “fase final”, embora o contrato não tenha ainda sido assinado. A CBD tem como sócios a Fator Empreendimentos e a Inepar.
Inaugurado em 1954, o antigo Ishibrás possui o maior dique para a construção de navios da América do Sul, mas está praticamente desativado há vários anos. Serve apenas para reparos de embarcações.
Para Dalmazzo, a unidade está apta a obras de grande porte e sua modernização não custará mais do que R$ 100 milhões. “A infraestrutura já existe. Com pouco dinheiro, o estaleiro estará no nível do mais moderno do país, o Atlântico Sul [em Pernambuco], cujo investimento estimado foi de US$ 1,7 bilhão”, afirma.
A Petrobras está prestes a lançar uma megalicitação para a construção de 28 sondas de perfuração -todas no Brasil e voltadas à camada pré-sal. Cada unidade pode consumir aportes de até US$ 1 bilhão.
Procurada, a Petrobras não se pronunciou.

Recorde
A produção de petróleo da estatal no Brasil ultrapassou a média de 2 milhões de barris/ dia pela primeira vez na história da companhia.
Em setembro, a média foi de 2,004 milhões de barris/dia, incremento de 1,2% sobre a produção de agosto.

Conhecimento atual faz com que despesas para extrair um barril dessa região somem o triplo do valor em outras áreas

Petrobras pretende que no pré-sal extração de petróleo seja controlada de forma remota, com o mínimo de pessoal, para conter gastos

SAMANTHA LIMA – FOLHA SP

DA SUCURSAL DO RIO

Adaptar a tecnologia existente para produzir mais petróleo no pré-sal, a um custo menor e com segurança, é uma das maiores empreitadas que a Petrobras enfrentará nos próximos cinco anos. Em termos financeiros, vencer esse desafio significa, em valores de hoje, um impacto positivo de mais de US$ 50 milhões por dia no caixa da empresa, em 2020.
Para especialistas, a tecnologia atual já permite produzir do pré-sal. “O que estamos fazendo é evoluir, testar novos materiais e formatos, para adaptá-la às novas condições”, diz Segen Estefen, coordenador do laboratório de tecnologia submarina da Coppe/UFRJ.
Entendem-se por novas condições as particularidades das regiões de maior potencial de produção. Embora se acredite que a província de petróleo abaixo da camada de sal vá da Bahia a Santa Catarina, a exploração hoje se concentra principalmente nas bacias de Campos (RJ) e de Santos (SP).
Em Campos, a Petrobras já produz óleo do pré-sal no campo de Jubarte, há um ano. Mas as reservas mais promissoras -e mais difíceis de extrair óleo- estão na bacia de Santos. Só em 3 das 10 áreas pesquisadas nessa bacia -Tupi, Iara e Guará-, estimativas apontam para até 13 bilhões de barris.
Nas palavras do presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, isso significa “óleo possível de extrair com as técnicas de hoje”, de forma a dar lucro. Na prática, o número dobra as reservas que a Petrobras havia levado 56 anos para acumular.
As reservas do pré-sal da bacia de Santos estão a 2.000 metros de profundidade do mar e mais 5.000 metros solo abaixo. No meio, ainda existe uma camada de sal de 2.000 metros a ser vencida. Tudo isso a 300 quilômetros da costa.
Em Jubarte, a distância da área até a costa é de 70 quilômetros, e as reservas do pré-sal estão a 4.700 metros do nível do mar, sendo 1.400 metros de lâmina d’água.
Somam-se a isso as dificuldades impostas pelo ambiente mais hostil no fundo do mar da região, onde a pressão elevada, a baixa temperatura e a presença de ácidos são ameaças constantes aos equipamentos, potencializando os riscos de incidentes e prejuízos.
Para completar, a empresa ainda está construindo o conhecimento sobre as rochas da região, chamadas de carbonáticas, e sobre o sal, que tem um comportamento menos previsível. Isso é importante porque o tipo de rocha determina o nível de produção. Os testes de produção em Tupi, desde maio, ajudam a trazer informações.
Diante de seu vasto portfólio e da dificuldade de fazer tudo ao mesmo tempo, a Petrobras sempre deu prioridade a produzir em áreas de alta lucratividade, deixando de lado as de baixo retorno. Sua corrida vai em direção a fazer do pré-sal uma fronteira mais lucrativa.
A empresa diz que o valor de US$ 45 por barril torna viável a produção do pré-sal. Tomando esse valor como um patamar de custo de produção e o petróleo na casa dos US$ 75 hoje, representaria, em valores atuais, uma margem positiva de US$ 30 por barril. Nos projetos fora do pré-sal, o custo médio de produção é de US$ 15, o que daria um saldo de US$ 60.
A diferença de cotação significaria, em 2020, quando a Petrobras pretende produzir 1,8 milhão de barris de petróleo por dia, cerca de US$ 54 milhões por dia no caixa da empresa, a valores de hoje. Por isso, baratear a produção no pré-sal é tão urgente.
“A ordem no pré-sal é reduzir custos da produção, e, sem avançar na tecnologia, isso não será possível”, diz Celso Morooka, professor de engenharia do petróleo da Unicamp.

Distância
A logística para transporte de pessoas, equipamentos e mantimentos usada até hoje para a produção em águas profundas em poços distantes até cem quilômetros da costa, na bacia de Campos, deverá ser deixada de lado no pré-sal de Santos.
A empresa já declarou que a produção no pré-sal terá menos gente porque o custo ficaria muito alto. A ideia é que a produção seja controlada de forma remota, na medida do possível.
Uma solução em estudo é a construção de dutos que iriam da costa até os poços, dispensando a passagem do óleo por plataformas e navios de produção. “Haveria apenas algumas embarcações de apoio na região”, afirma Estefen.
A construção de bases intermediárias, como se fossem ilhas, a meia distância entre a costa e os reservatórios, é outra possibilidade. “Mantimentos e equipamentos para manutenção ficariam sobre esse ponto intermediário e só seriam levados para a área de produção quando necessário.” Nesse caso, o transporte da produção poderia ser de navio até a base intermediária e, de lá até a costa, por meio de dutos.

Corrosão, pressão e temperatura são obstáculos

DA SUCURSAL DO RIO

Embora produza petróleo no mar há 30 anos, a Petrobras está aprendendo a lidar com o ambiente hostil do fundo da bacia de Santos. Pela profundidade e pelas características geológicas, a pressão e os riscos de corrosão são maiores. Somem-se como adversários a baixa temperatura das águas ultraprofundas e a camada de sal.
Se não forem domados de forma adequada, esses fatores podem representar eterna ameaça aos equipamentos.
O maior risco de corrosão decorre da forte presença de gás carbônico no fundo do mar sobre os reservatórios, devido à formação geológica da região. Ao reagir com a água, forma ácido carbônico, corrosivo.
A interrupção inesperada do primeiro teste de produção no bloco de Tupi em julho passado, dois meses depois de iniciada, foi uma mostra do que a corrosão no fundo do mar da bacia de Santos é capaz.
A Petrobras diz que houve um problema com uma peça do equipamento que controla a saída do petróleo do poço (chamado de árvore de Natal), instalado no fundo do mar. Mas comenta-se no mercado que houve corrosão prematura.
O coordenador do LNDC (Laboratório de Ensaios Não Destrutivos, Corrosão e Soldagem), Oscar Matos, trabalhou na solução para o problema do equipamento de Tupi. Ele não confirmou se houve corrosão.
“A corrosão é uma preocupação constante. Para desenvolver materiais mais resistentes, estamos estudando o uso de ligas metálicas especiais, como aço à base de níquel”, diz.
O revestimento dos equipamentos com produtos anticorrosivos é outra alternativa analisada pela indústria.
O LNDC -inaugurado em abril com a parceria da Petrobras e ligado à Coppe/UFRJ- tem uma série de câmaras que simulam ambientes de alta pressão, reproduzindo o fundo do mar. “Em outras profundidades, pode-se conviver com um defeito por 15 anos, mas, lá, não sabemos ainda.”
Devido à profundidade, a pressão do fundo do mar na bacia de Santos é maior do que na de Campos. Representa uma ameaça à integridade dos risers, tubos que ligam as plataformas ou navios-plataforma ao fundo do mar, onde os poços são furados. Se os risers romperem, podem causar acidentes.
Esses tubos normalmente são construídos com duas camadas de aço. Para o leigo, solução lógica seria reforçar a parede dos tubos com mais aço. Entretanto, isso o tornaria extremamente pesado, gerando risco de rompimento.
Uma solução estudada pela Coppe é revestir esse espaço entre as duas camadas com um polímero mais leve e resistente.
A Petrobras avalia novos materiais para a construção dos tubos que irão perfurar a camada de sal e a aplicação de um cimento protetor, por fora, uma vez que o comportamento dela ainda é pouco previsível.

Empresas buscam se unir à Petrobras

DA SUCURSAL DO RIO

Apontada como líder global em produção de petróleo em águas ultraprofundas, a Petrobras liderará o processo no pré-sal, mas não poderá dispensar a ajuda externa.
Um dos maiores parceiros é a Coppe (Coordenadoria de Programas de Pós-Graduação em Engenharia), da UFRJ, com quem a Petrobras trabalha há 30 anos e tem cerca de 200 contratos para realização de estudos.
A Coppe fica na ilha do Fundão, no Rio, perto do Cenpes (Centro de Pesquisas da Petrobras), por onde passam todos os estudos de tecnologias da empresa.
“Por o pré-sal ser um ambiente muito específico, a solução mais eficiente nascerá no Brasil, mas serão usadas tecnologias de outros projetos, dentro e fora do país”, afirma o vice-presidente da Baker Hughes no Brasil, Maurício Figueiredo.
A empresa presta serviços tecnológicos para o setor em 90 países e foi uma das que primeiro buscaram parceria com a Petrobras para tecnologias para o pré-sal. Uma das que estão em desenvolvimento é o uso de uma broca mais eficiente na perfuração de poços direcionais (que não são na vertical).
O acordo inclui a construção de uma área de pesquisa no parque tecnológico da UFRJ com investimentos de R$ 88 milhões em quatro anos, dos quais R$ 32 milhões da Petrobras.
Outra que desembarcou no parque é a concorrente Schlumberger, que também já presta serviço à Petrobras. Fechou parceria com a empresa e a UFRJ para criar um centro de tecnologia.

Petróleo: Composição de rochas, risco de congelamento e novos materiais são alguns dos desafios da estatal

Leo Pinheiro / Valor

Solange Guedes, da Petrobras, sobre as novas tecnologias: “Estimular um poço é fazê-lo produzir, e produzir mais, é um dos principais desafios do pré-sal”

Francisco Góes, do Rio – VALOR

A Petrobras está aproveitando os dois testes de longa duração na área do pré-sal – um em Tupi, na Bacia de Santos, e outro no campo de Jubarte, na Bacia de Campos, litoral sul do Espírito Santo – para buscar soluções e inovações tecnológicas que permitam melhorar a eficiência nesse novo ambiente exploratório. O trabalho considera o fato de os reservatórios do pré-sal serem formados por um tipo de rocha, os carbonatos, diferente da tradicionalmente encontrada na Bacia de Campos, os chamados arenitos (uma espécie de areia de praia).

“Hoje o grande trabalho que envolve o movimento tecnológico é caracterizar as rochas, suas propriedades físicas, mecânicas, químicas e térmicas”, disse Solange Guedes, gerente-executiva de engenharia de produção da área de exploração e produção da Petrobras. Ela afirmou que nos dois testes de longa duração (TLDs) do pré-sal estão sendo confirmadas as expectativas iniciais. “O que posso dizer é que, até agora, o projeto manteve as premissas originais.”.

Segundo ela, um dos desafios do teste no poço pioneiro 1-ESS-103A, no campo de Jubarte, no sul do Espírito Santo, tem sido garantir o escoamento da produção no fundo do mar. Para facilitar esse escoamento, a indústria petrolífera utiliza fluidos químicos que são injetados nos poços e misturam-se às correntes de petróleo e gás. Ao longo da história da Bacia de Campos, a Petrobras acumulou grande experiência nessa área. Mas no pré-sal, a empresa não tinha um modelo de como os fluidos iriam funcionar.

Um dos riscos no escoamento no pré-sal envolve um eventual congelamento do petróleo causado por ambientes muito frios no fundo do mar (na faixa de 4 graus centígrados). “É aí que entra a aprendizagem: temos que ter uma modelagem com a capacidade de transformar aquele fluido para que, quando chegar ao leito marinho, (o fluido injetado) não venha a congelar”, disse Solange. Ela reconheceu que o trabalho feito com os fluidos no teste do Espírito Santo será muito útil para outras áreas que a empresa venha a explorar.

Os fluidos vem sendo testados e suas composições avaliadas em conjunto com o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (Cenpes), da própria Petrobras, e empresas fornecedoras, disse Solange. Ela adiantou que a Petrobras poderá utilizar plataformas diferentes das convencionais no pré-sal, em uma análise a ser feita caso a caso. “Se houver uma acumulação (de petróleo) muito concentrada, o mais apropriado é utilizar a completação seca”, diz, em referência ao nome técnico dado ao processo de produção de plataformas conhecidas pela sigla TLWP. São unidades que têm custo menor do que os sistemas tradicionais de produção utilizados pela Petrobras e baseados no uso de navios plataforma, as FPSOs.

Nas TLWPs (sigla em inglês de Tension-Leg Wellhead Leg Platform), porém, os poços precisam ser perfurados próximos à unidade enquanto nas FPSOs eles podem estar distantes até 30 quilômetros da embarcação, sendo conectados por meio de linhas flexíveis e outros equipamentos. Uma das vantagens da TLWP é que o petróleo vai direto para a plataforma sem precisar circular muito no ambiente submarino. A Petrobras já abriu uma licitação para construir plataforma desse tipo destinada ao campo de Papa-Terra, na Bacia de Campos.

Solange falou ainda sobre o uso de fluidos como forma de estimular a produção de reservatórios em rochas do tipo carbonato no pré-sal. Neste caso joga-se um fluido ácido que permite dissolver parte da rocha e chegar a outras áreas produtoras dentro do reservatório. “Estimular um poço é fazê-lo produzir, e produzir mais, é um dos principais desafios do pré-sal”, afirmou Solange.

Ela disse que o aumento da eficiência passa pela busca de poços cada vez mais produtivos. “Temos aprendido na Bacia de Santos diferentes técnicas de estimulação”, afirmou. De acordo com ela, há um esforço que envolve centros de tecnologia e a indústria para desenvolvimento desses fluidos no país. A ideia é que os fluidos sejam produzidos por indústrias químicas no país a custos competitivos.

Ela reconheceu que em águas profundas trabalha-se no “limite da tecnologia”. Citou o problema de fabricação nos parafusos de fixação da árvore de natal molhada (equipamento submarino de controle da produção), utilizada no poço 3-RJS-646, no TLD de Tupi, como exemplo de como uma determinada falha, aparentemente não percebida na fabricação, pode ser detectada com monitoramento. O problema nos parafusos levou a uma interrupção temporária no teste de longa duração de Tupi, cujos trabalhos foram depois retomados.

Solange disse que esse episódio não teve nenhuma relação com o ambiente de exploração do pré-sal. Segundo ela, o problema foi detectado em outro poço em operação. Mas como constatou-se que o mesmo lote de parafusos estava instalado no TLD de Tupi, parou-se a produção.

A gerente da Petrobras também falou sobre o desenvolvimento da indústria de tubos de aço para atendimento do pré-sal. Admitiu que o pré-sal exigirá material especial para a fabricação de tubos, capaz de resistir a contaminantes. “Estamos mapeando toda a indústria brasileira”, informa.

Ela disse que executivos da Petrobras têm recebido empresas do setor, sobretudo metalúrgicas, que podem fabricar esses tubos mas, em alguns casos, têm limitações na capacidade de produção (em termos do diâmetro dos tubos). “Pode parecer que é simples, mas não é. A produção de uma mesma liga metálica em diâmetro diferente requer outro tipo de procedimento”, disse Solange. Ele reconheceu ainda que talvez seja preciso desenvolver mais de um aço especial para as chapas a serem usadas na fabricação dos tubos que serão instalados nos poços e em outras etapas do processo de produção.

Indústria e centros de pesquisa criam rede de inovação

Indústria e academia devem lançar nas próximas semanas a Rede de Inovação para a Competitividade da Indústria Naval e Offshore. A iniciativa busca criar uma agenda tecnológica que envolva a indústria, afirmou o presidente da Sociedade Brasileira de Engenharia Naval (Sobena), Alceu Mariano. Ele disse que apesar de haver disponibilidade financeira, via fundos de ciência e tecnologia, a indústria naval e offshore tem dificuldade de montar projetos de pesquisa e desenvolvimento e de levantar recursos.

“Quem faz isso é a universidade, mas de forma dissociada da indústria”, afirmou. Mariano, que é diretor da Keppel Fels Brasil , que opera estaleiro dedicado à construção de plataformas em Angra dos Reis, disse que a indústria brasileira tem capacidade de atender a demanda a ser colocada pelo pré-sal, mas admitiu que ela precisa ser mais competitiva, o que envolve novas tecnologias. “Esse é um trabalho que passa pelas universidades.”

A rede de inovação tem um comitê gestor formado por integrantes da Sobena, do Sinaval e Syndarma, sindicatos que representam os estaleiros e as empresas de navegação e do Centro de Excelência em Engenharia Naval e Oceânica (Ceeno). Floriano Pires, professor da coordenação dos programas de pós-graduação em engenharia (Coppe) da Universidade Federal do Rio de Janeiro, disse que a rede é uma tentativa de definir projetos e estratégias a serem financiados pelos canais já existentes.

Ele defendeu maior participação da indústria naval e offshore nos investimentos em pesquisa e desenvolvimento. Pires citou como exemplo de recursos disponíveis para o setor o fundo setorial de transporte aquaviário e construção naval, formado por um percentual de 3% do que é arrecadado com a cobrança do adicional sobre os fretes para a renovação da Marinha Mercante.

Pires disse que os recursos do fundo são aplicados via Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), ligada ao Ministério de Ciência e Tecnologia, para uso por universidades e centros de pesquisa. “O fundo teria, em média, R$ 30 milhões por ano, mas é preciso considerar o contingenciamento (do orçamento da União)”, afirmou.

Celso Trindade, responsável pelo fundo aquaviário na Finep, disse que o fundo não teve recursos cedidos à reserva de contingência. No orçamento de 2009, o fundo teve aprovados R$ 39 milhões. Mas até agora não se realizou a chamada pública destinada a selecionar as propostas que receberão apoio na área de transporte aquaviário e construção naval neste ano. (FG)

Custo dificulta encomenda de navio construído no país

Empresas de navegação interessadas em construir navios no Brasil reclamam da dificuldade para colocar encomendas nos estaleiros nacionais. Nelson Carlini, presidente da multinacional francesa CMA CGM do Brasil, avalia que há estaleiros que conseguem ganhar dinheiro com a construção de plataformas para a Petrobras e não oferecem cotações “razoáveis” para fazer navios no país.

Carlini diz que os preços ofertados, em meados de 2008, para a construção no Brasil de um navio para transporte de derivados de petróleo ficavam muito acima da realidade internacional. Segundo ele, esse navio custaria entre US$ 78 milhões e US$ 80,5 milhões no Brasil, com financiamento de até 95% do valor em 18 anos e juros de 4% ao ano. No mercado mundial, o mesmo navio custaria entre US$ 30 milhões e US$ 35 milhões, com 85% do valor financiado prazo de até dez anos para o pagamento e juros de 6% ao ano.

A conclusão é que não há condições de oferta de navios no mercado brasileiro, a preços vigentes fora do país, 50 anos após a implantação da indústria naval brasileira. Entre as razões, segundo ele, estão fatores tributários e trabalhistas, falta de escala e impossibilidade de produção em série. A Petrobras quer mudar essa realidade.

A empresa trabalha para padronizar equipamentos, tratando-os como se fossem pequenos módulos, que permitam montar projetos diferentes. O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, disse que a empresa está definindo metas mínimas de conteúdo nacional por subsistemas. A empresa entende que, com escala de encomendas, é possível elevar a competitividade da indústria nacional. (FG)

DA SUCURSAL DO RIO – FOLHA SP

O gerente-executivo do pré-sal da Petrobras, José Formigli, afirmou que o Brasil é atualmente visto como destino de estaleiros coreanos, cingapurianos e chineses em busca de oportunidades de negócios, depois de enfrentarem a queda nas encomendas, com a crise.
“Esses camaradas que, na época do “boom”, diziam que não viriam ao Brasil porque estavam com excesso de encomenda, agora estão com ociosidade”, disse Formigli.
Segundo o executivo, diferentemente das demais petroleiras surpreendidas pela crise e a queda do preço do barril de petróleo, a Petrobras está aproveitando a baixa de até 10% nos custos de equipamentos para fazer encomendas.
Formigli afirmou ainda que muitos desses estaleiros demonstraram interesse em participar das licitações para a construção de 28 sondas, que a Petrobras anunciou há quase um mês. Na ocasião, a empresa deixou claro que quer fazer as encomendas no Brasil.
Segundo ele, entre as alternativas estudadas para transportar o petróleo do pré-sal, vencendo uma distância de 300 quilômetros, estão a construção de dutos até os poços e a criação de um plano de escoamento por navios.

Plataforma P-52 deixa estaleiro rumo à Bacia de Campos

Francisco Góes – VALOR

A indústria naval e offshore indicou ao governo e à Petrobras que não terá como fazer no Brasil os primeiros 12 navios-sonda e plataformas semi-submersíveis de perfuração previstos para serem entregues até 2012. A encomenda integra o pacote de 40 unidades lançado, com pompa e cerimônia, pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva, na segunda-feira. Horas depois do anúncio, o Sinaval, entidade que reúne os estaleiros nacionais, enviou carta à ministra da Casa Civil, Dilma Rousseff, na qual diz concordar com a colocação das primeiras doze unidades no mercado internacional.

No documento, o Sinaval condiciona a posição da entidade ao compromisso de construção das demais 28 unidades no Brasil. E acrescenta que, na hipótese de a estatal não conseguir contratar todas as 12 primeiras unidades no exterior no prazo previsto, o saldo remanescente seria incorporado ao conjunto de plataformas e sondas a ser contratado no país. A previsão da Petrobras é contratar o pacote todo, de 40 navios-sonda e plataformas, até 2017.

A Petrobras disse que não teria nada a comentar além do já anunciado, na segunda-feira, por José Sérgio Gabrielli, presidente da empresa. Segundo a assessoria da Petrobras, o assunto está em análise. Procurado pela reportagem, o presidente do Sinaval, Ariovaldo Rocha, não retornou a ligação. Na segunda, Rocha também comunicou a proposta do Sinaval a Gabrielli.

Executivos do setor avaliam que a concordância do Sinaval de “liberar” a Petrobras para construir as primeiras plataformas de perfuração no exterior, sem exigência de conteúdo nacional, deve-se à dificuldade da indústria brasileira de atender, a curto prazo, a demanda da estatal. Uma das limitações está na falta de capacidade física dos estaleiros, já que a maioria das empresas capacitadas para a obra (são cinco ou seis estaleiros) estão com carteira cheia.

Há também o problema tecnológico pois o Brasil não produz os principais equipamentos das sondas e plataformas de perfuração.

A dificuldade da Petrobras para cumprir os compromissos de perfuração até 2013-2014 aumenta se for considerado que os estaleiros estrangeiros também estão ocupados, o que diminui a oportunidade de encomendas no exterior. Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE), afirma que o problema, se não for resolvido, pode atrasar o programa exploratório da Petrobras. Uma possibilidade seria pagar mais caro para “furar” a fila e antecipar a contratação no exterior.

Fontes da indústria naval dizem que as 12 plataformas a serem construídas no exterior devem ser contratadas pelo modelo tradicional de afretamento. Por este modelo, a Petrobras convida um grupo de empresas a participar da concorrência. As empresas oferecem uma diária para alugar e operar a plataforma. Com o valor da diária, vão ao mercado e contratam um estaleiro para construir a plataforma. Na segunda-feira, Gabrielli disse que o afretamento de plataforma com capacidade de perfurar em profundidades de 2 mil a 3 mil metros de lámina d´água situa-se hoje entre US$ 400 mil a US$ 600 mil por dia.

Uma fonte disse que, segundo rumores de mercado, algumas empresas operadoras nacionais estariam com dificuldade de levantar capital para reservar espaço para a construção dos navios-sonda em estaleiros no exterior. Esta reserva pode chegar a US$ 10 milhões por unidade, dependendo da relação do afretador com o estaleiro.

Carlos Maurício de Paula Barros, que assume hoje a presidência da Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi), avalia que não haverá como fazer os primeiros navios-sonda e plataformas de perfuração no país pela dimensão da encomenda e pelo desafio tecnológico que ela impõe. Ele afirmou que não há no Brasil fabricação dos principais itens deste tipo de plataforma como motores, torres de perfuração e equipamentos de posicionamento dinâmico, que ajudam a manter a plataforma no lugar apesar de ventos e variações de maré.

“A posição mais sensata é que as encomendas das primeiras unidades sejam colocadas onde possa se dar uma resposta”, disse Barros. Uma das principais preocupações da nova diretoria da Abemi é a qualificação de recursos humanos para fazer frente ao volume de investimentos previsto para o país nos próximos anos, incluindo os programas de exploração e produção da Petrobras no pólo do pré-sal. Outra prioridade da Abemi é fortalecer empresas de pequeno e médio porte para permitir que elas participem das oportunidades de investimento que estão surgindo no país.

da Folha Online

O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, ao lado do presidente Luiz Inácio Lula da Silva, anunciou hoje em Niterói, no Rio, o Programa de Modernização e Expansão da Frota e de Embarcações de Apoio da Petrobras. O pacote prevê a encomenda no Brasil de 146 novas unidades de apoio às atividades de exploração e produção marítima de petróleo da companhia, ao custo estimado de US$ 5 bilhões.

A Petrobras confirmou ainda a intenção de contratar navios-sonda, plataformas de perfuração semi-submersíveis e navios de grande porte. A informação foi antecipada pelo blog do Josias.

Alinhado ao Prominp (Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural), a iniciativa, que integra a nova política industrial, tem como objetivo garantir um grande volume de encomendas a ser entregue ao longo dos próximos seis anos e, assim, contribuir para a revitalização da indústria naval brasileira.

A previsão é que a construção de cada uma das 146 embarcações gere cerca de 500 postos de trabalho. Quando a frota estiver em plena operação, serão abertas vagas para aproximadamente 3.800 tripulantes.

De acordo com os contratos de afretamento a serem firmados, apenas brasileiros poderão tripular as embarcações. Além disso, o conteúdo nacional da nova frota deverá alcançar, por contrato, entre 70% e 80%, dependendo do tipo de embarcação.

Durante a apresentação do programa, Lula defendeu a prioridade dada para a indústria naval brasileira no programa.

“Pensando no curto prazo, era mais fácil comprar [as embarcações] lá fora. (…) Só que não pode pensar no curto prazo. A Petrobras não é só a sexta maior companhia do mundo e a terceira maior das Américas. É uma alavanca para o desenvolvimento do país”, disse. “Ninguém vê que, construindo aqui, temos um novo trabalhador que tem renda e consome, e o comércio contrata mais. Com mais demanda, a indústria também emprega mais.”

Ao longo dos seis anos do programa, serão realizadas sete licitações. A primeira, em andamento, prevê a contratação de 24 embarcações. As demais serão feitas até 2014, com prazos contratuais de oito anos. Todas os barcos, uma vez construídos, serão afretados à Petrobras pelas empresas licitantes.

Das 146 embarcações programadas, 54 serão destinadas ao manuseio de âncoras de grande porte, dez às atividades de reboque e 64 em atividades de suprimento. Além dessas, serão contratadas 18 embarcações voltadas para operações de recolhimento de óleo exigidas pelo Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis).

A Petrobras pretende ainda contratar 40 navios-sonda e plataformas de perfuração semi-submersíveis para operar em águas profundas e ultra-profundas. O plano prevê a construção e o recebimento das novas unidades até 2017, com prioridade de construção no Brasil.

As demandas de logística de movimentação de cargas da Petrobras fazem com que a companhia planeje a contratação de mais 19 navios, mediante contratos de afretamento de longo prazo junto a empresas brasileiras de navegação, sempre considerando como contrapartida que esses navios sejam construídos no Brasil.

“Acredito que os empresários navais vão responder positivamente [a esta demanda]“, disse o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, durante a cerimônia.

Petroleiros

A Transpetro, subsidiária da Petrobras, apresentou durante o lançamento desta segunda-feira a segunda etapa do Promef (Programa de Modernização da Frota de Petroleiros). Em 2005 houve a licitação de 26 petroleiros junto a estaleiros nacionais; agora, um novo lote de mais 23 navios de médio e grande porte será licitado.