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)

Cada unidade pode custar até US$ 1 bi; concorrência será aberta a estrangeiras, mas construção deverá ser feita no Brasil

Vale, que aguarda fim de licitação com estaleiros do Brasil, confirma contratação de estaleiro coreano para frete de navios por US$ 1 bi

PEDRO SOARES DA SUCURSAL DO RIO – FOLHA SP

Para atender a demanda de equipamentos para a exploração do pré-sal, a Petrobras lançará na próxima semana uma licitação para a construção de 28 sondas de perfuração -todas no Brasil. Cada unidade pode custar até US$ 1 bilhão, dependendo das especificações.
A concorrência será aberta a empresas estrangeiras, mas toda a construção terá de ser feita no Brasil, a partir de projetos de engenharia também elaborados no país, segundo Renato Duque, diretor da área de Serviços da Petrobras.
Segundo ele, a licitação foi “desenhada” com sete navios-sonda para permitir a criação de um novo estaleiro no país para receber essa encomenda. Não há, diz Duque, a obrigatoriedade de que um novo empreendimento do setor naval seja feito para montar as embarcações.
A contratação das sondas será dividida em três fases, e a exigência de conteúdo local mínimo (encomendas à indústria brasileira) é crescente.
Na primeira etapa, sete navios-sonda serão contratados e ficarão sob propriedade da Petrobras. Nesse caso, o conteúdo local será de 55% para a obra como um todo e de 20% apenas para os equipamentos de perfuração -hoje, importados integralmente. A expectativa é que as primeiras unidades comecem a ser entregues em três anos e meio.
Na fase seguinte, a Petrobras vai contratar mais duas sondas -que podem ser semissubmersíveis, navios-sonda ou fixas-, que também serão de propriedade da empresa. Para estas, a exigência global ficará em 60%, e a dos equipamentos de perfuração sobe para 40%.
Por fim, serão licitadas as 19 sondas restantes. Não há restrição quanto ao tipo. A diferença é que, nesse caso, todas serão afretadas (alugadas) pela estatal de terceiros, responsáveis pela operações dos equipamentos. Nessa última fase, o conteúdo local exigido será de 65% para o conjunto da obra e de 50% para a perfuração.
A licitação será feita pela modalidade de carta-convite, pela qual a Petrobras chama as empresas a participar da disputa. É a forma usada pela companhia em grandes contratações.
Duque disse que, para essa concorrência, o estaleiro Mauá não será convidado. Tal decisão tem por base a investigação da Polícia Federal em curso no âmbito da operação Águas Profundas, que apurou, em 2007, supostas fraudes em licitações da Petrobras. O caso está na Justiça. A Petrobras vetou o Mauá apesar da pressão do governador do Rio, Sérgio Cabral, que pediu a inclusão do estaleiro na licitação e assegurou a “idoneidade” da empresa, controlada pelo empresário German Efromovich.
Procurado, o estaleiro Mauá informou, por meio de sua assessoria de imprensa, que não se pronunciará sobre o caso enquanto ele estiver na Justiça.

Vale
A Vale anunciou ontem a contratação do estaleiro coreano STX Pan Ocean para o afretamento de navios, dentro do seu programa de criar uma linha exclusiva para o transporte de seus minérios. Na Coreia, a empresa informou que o contrato envolve 11 embarcações e um valor de US$ 1 bilhão, informação não confirmada
A Vale ressaltou que o contrato com a STX Pan Ocean é um afretamento de navios, não compra de embarcações. A empresa disse ainda que está aguardando a finalização do processo de licitação aberto em estaleiros nacionais para a construção de navios no Brasil.
A ressalva da Vale visa evitar nova polêmica com o presidente Lula, que, no mês passado, cobrou publicamente da Vale que compre navios brasileiros e exporte produtos com maior valor agregado.
Em nota, a empresa afirmou que o contrato com os coreanos “está alinhado com a política da Vale de estabelecer um portfólio de fretes que garanta nossa competitividade no mercado transoceânico, em especial a China, no médio e longo prazos, ajudando no desempenho da balança comercial”, diz o texto, lembrando que Vale respondeu por 44,2% do superavit comercial brasileiro no primeiro semestre de 2009.

Infraestrutura: Produção em águas ultraprofundas exigirá grandes investimentos na logística da estatal

Danilo Fariello, de Brasília – VALOR

A exploração e produção do pré-sal vai exigir uma revolução logística da Petrobras. Os principais campos da empresa, atualmente na Bacia de Campos, estão localizados a uma distância entre 120 e 150 quilômetros da costa, e os poços de exploração do pré-sal estarão, em geral, a uma distância ente 200 e 300 quilômetros. Por isso, serão necessários novos investimentos em infraestrutura para que a operação no mar tenha o máximo de autonomia possível.

“Estamos diante de circunstâncias totalmente diferentes das conhecidas”, diz o gerente-geral da unidade de serviços de transporte e armazenagem do setor de Exploração e Produção da Petrobras, Ricardo Albuquerque. “Como os campos são gigantes e distantes, isso leva a um planejamento distinto daquele já conhecido.”

Apesar das muitas incertezas, há dados preliminares suficientes para planejar. Já está definido, por exemplo, que a estratégia envolverá o modelo de “hub” (termo em inglês que significa ponto de conexão) para três itens específicos.

Um é a adaptação do que já ocorre na Bacia de Campos, para a distribuição de óleo diesel às unidades marítimas da Petrobras. Atualmente, os navios-tanque ficam atracados em zona próxima às diferentes plataformas alimentando, “no varejo”, as necessidades do óleo combustível de cada unidade, explica Albuquerque. A ideia do “hub” de diesel nasceu dentro da Petrobras especificamente para a Bacia de Campos e hoje já são três os navios-tanque na região. A empresa entendeu que a concepção de “hub” adotada no caso do óleo diesel será usada no pré-sal de forma ampliada. Isso leva aos dois outros itens, que são os fluidos químicos e passageiros.

Na perfuração e produção dos poços, são necessários fluidos específicos para se manter a produtividade dos poços. São elementos que resultam da operação e que devem ser processados quimicamente e reinseridos nos poços. Hoje, isso é feito no continente, mas a ideia da Petrobras é adaptar um navio-tanque com os elementos necessários a essa operação.

O desafio tecnológico para isso é grande, pois se trata de uma infraestrutura que nunca foi levada ao mar. Roberto Ramos, da Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim), acha que a solução pode ser a construção de uma plataforma fixa para operar os fluidos, porque são necessários equipamentos de compressão complexos e torres acima de 60 metros.

É no sistema de transporte de passageiros, porém, que a Petrobras prepara a grande novidade logística para o pré-sal. Hoje, apenas na Bacia de Campos, a empresa transporta 10 mil passageiros por mês (ou 20 mil, contando ida e volta). No Sul e Sudeste, o transporte chega a quase 60 mil passageiros por mês. A ampliação e construção de bases aeroportuárias já está nos planos. No entanto, para o pré-sal está planejado também um ponto de interconexão no meio do mar.

Para baratear esse transporte, a estratégia é a criação de unidades marítimas que servirão como estações intermediárias. Será um meio de caminho onde os passageiros chegam por meio de uma lancha ultrarrápida para, de lá, pegar helicópteros de médio porte rumo ao seu destino final. No entanto, esse projeto também carrega diversos desafios tecnológicos.

O primeiro refere-se a manutenção dos helicópteros, explica Albuquerque. É mais eficiente fazê-la em terra e à noite. Portanto, eles teriam de ser trazidos de volta ao continente diariamente. Na primeira e na última viagem do dia, portanto, seria possível que alguns passageiros não tivessem de passar pelo “hub” de transbordo marítimo – que poderá ser mais de um, dependendo do ritmo de exploração e da distância entre os poços.

A dificuldade maior é fazer essa viagem agradável ao passageiro, de forma que ele mantenha sua capacidade de trabalho ao chegar ao destino final. Para isso, a Petrobras encomendou à americana Lockheed Martin um modelo de lancha específico para as suas necessidades, com espaço para 150 pessoas. A empresa já fornece embarcações similares para empresas que exploram campos no golfo do México, no território americano. O projeto já vem sendo desenvolvido pela empresa para a Petrobras por mais de dois anos, para a Bacia de Campos. Agora terá que ser adaptado para o pré-sal.

Segundo Albuquerque, é relativamente fácil ter uma lancha rápida com pouca movimentação, para evitar enjoo dos passageiros, mas a grande dificuldade é montar uma estrutura no mar em que, parada, a lancha não balance demais e seja firme e grande o suficiente para os helipontos. É ainda necessário que ela torne rápida a mudança de meio de transporte. Essa estrutura flutuante, com nome técnico de “gangway”, é chamada pelos funcionários da estatal de “ilha artificial”.

Um modelo que vem sendo desenvolvido confidencialmente por uma empresa tem uma forma similar à de uma rampa, com uma escada articulada – como aquelas de caminhões de bombeiros. “São vários modelos de ‘gangways’, mas todos os existentes mostram dificuldades principalmente em dois pontos: segurança e agilidade no transbordo”, explica Albuquerque. Por isso, a necessidade de desenvolvimento específico. A empresa também planeja que a “ilha artificial” possa servir como escala ou mesmo permanência por um tempo de passageiros que trabalhem em diferentes plataformas.

Apesar da inovação, Albuquerque diz que não se tratam de projetos suntuosos financeiramente. “A simplicidade é o destaque e a meta é reduzir custos.” No caso dos navios-tanque de diesel a solução foi simples e barata, porque foram adaptados navios ociosos da Transpetro. A lancha não será mais cara que a média das 165 embarcações que a Petrobras já possui.

Empresas aéreas querem informações sobre licitações

A demanda da Petrobras por helicópteros nos próximos anos já empolga o setor, mas, entre as empresas que fornecem aeronaves para a empresa, são grandes as incertezas quanto ao futuro. A maior crítica das companhias de táxi aéreo se refere à falta de informações quanto ao volume e o ritmo de contratações futuras, principalmente para o pré-sal, que, pelas longas distâncias, podem exigir grandes investimentos.

Atualmente, a Petrobras é a maior cliente das companhias do setor, com contratos para cerca de 60 aeronaves, que voam um total de 95 mil horas por ano. A estatal tem contratos para voos com sete empresas: Aeróleo, BHS, Castle Air, Helívia, Líder, Omni e Senior.

A Petrobras tem uma licitação aberta para o aluguel de helicópteros médios (até 12 passageiros) e outra para grandes (até 18 passageiros). Porém, os editais não dizem quantas serão as aeronaves contratadas, nem quando se encerra o período de escolha. Um contrato para uso de helicóptero grande pode chegar a US$ 1 milhão por mês. Dez contratos de cinco anos podem significar algo como US$ 600 milhões.

“Elas têm razão em reclamar”, reconhece o gerente-geral da unidade de serviços de transporte do setor de Exploração e Produção da Petrobras, Ricardo Albuquerque. A Petrobras tem atualmente um programa claro de compra de 146 embarcações nos próximos anos. “Precisamos fazer o mesmo com os helicópteros”, diz ele. As empresas precisam ter previsões claras para reservar os helicópteros com as fabricantes e preparar-se financeiramente, diz. O próprio uso dos “hubs” de passageiros no mar era uma incerteza entre as empresas de taxi aéreo.

“A falta de informação é uma angústia do setor, porque são investimentos de longo prazo”, afirma Eduardo Vaz, diretor-presidente da Líder Taxi Aereo. “Comprar aeronaves agora é um jogo especulativo, porque não temos informações para nos preparar para futuras licitações.”

Albuquerque diz que a direção da Petrobras está avaliando por esses dias sua demanda futura e pode divulgar ao mercado, na sexta-feira, quantos serão os helicópteros contratados. (DF)

País terá até 17 novos estaleiros

Kelly Lima, RIO – O Estado SP

Plataformas, sondas, petroleiros e embarcações de apoio em encomendas bilionárias da Petrobrás podem fazer do Brasil a meca dos investimentos da indústria naval nos próximos anos. Os valores chegam a US$ 17 bilhões, numa primeira fase (entre 2009 e 2010), podendo ir a US$ 40 bilhões até 2012. O mercado brasileiro já detém a quinta maior carteira de encomendas do mundo, com estudos para a construção de até 17 estaleiros, segundo fontes do setor.

A maioria dos projetos, no entanto, aguarda ganhar uma licitação para efetivar os investimentos que, isoladamente, variam de US$ 100 milhões a US$ 1 bilhão. “Primeiro tivemos o boom do ressurgimento da indústria naval brasileira, após 20 anos sem encomendas. Com isso, vieram os estaleiros virtuais, hoje uma realidade, e investimentos na modernização e ampliação de outros, já existentes. Agora são novos investidores nacionais e internacionais, de olho nas oportunidades que o País oferece”, diz o presidente da Transpetro, Sérgio Machado.

Além de 26 novos petroleiros – dos quais 18 estão sendo negociados e 8 serão licitados dentro de 60 dias – encomendados pela Transpetro, a Petrobrás recebe em 7 de agosto os envelopes com as propostas para a construção de oito cascos em série para navios-plataforma que vão operar em Tupi.

A estatal também lança no segundo semestre a encomenda do primeiro pacote de sete sondas de perfuração em águas ultraprofundas, de um total de 28 que serão construídas pela primeira vez no Brasil.

Por fim, colocou na praça o primeiro lote para contratação de 24 (de um total de 146) embarcações de apoio. O governo do Rio está intermediando duas negociações de grande porte.

ATRAÇÃO

Além de ter incentivado a construção de quatro estaleiros no Complexo Industrial de Barra do Furado, no Norte Fluminense, o governo quer atrair investidores para uma área em Itaguaí, no sul do Estado, área próxima ao porto. “Temos holandeses, brasileiros, franceses, vários interessados. Há uma fila de investidores”, diz o secretário de Desenvolvimento do Estado, Júlio Bueno. Ele também atua em negociação de compra ou aluguel pela Petrobrás da área que abrigou o estaleiro Ishibrás, o maior já instalado no Brasil.

Por causa de sua extensão às margens da Baía de Guanabara e seu calado, a área poderia sediar a construção simultânea de até dois navios-plataforma FPSO (de produção e estocagem de óleo), do tipo que está sendo encomendado para Tupi. O diretor da área de serviços da estatal, Renato Duque, confirma as negociações, mas não dá maiores detalhes.

A ideia é repetir no Rio o arrendamento de um dique seco construído no Rio Grande do Sul, que é ofertado nas licitações. A área no Estado do Rio pertence aos grupos Iesa e Banco Fator.