Apostilas para Download - SPEtro

Olá Galera! Vamos de Material de Estudo hoje? Segue abaixo os links dos materiais disponibilizados pelos palestrantes na Sétima Semana de Petróleo da UFRJ. 

Bom Estudo! 

• Geologia do Petróleo das Bacias Sedimentares Brasileiras - Edison José Milani 

• Otimização de Tempo e Custos na Perfuração - Shiniti Ohara

• Projeto de Construção de Poços - Miguel Soares Masculo

• Tecnologias Geomecânicas na Perfuração de Poços de Petróleo - Leandro Barghigiani

8ª SPEtro - 2013

Campo de Tubarão Martelo é a última esperança de produção para a OGX

Projeto é o único que teve seu cronograma mantido pela petroleira de Eike Batista

Até o fim do ano, a OGX planeja começar a produzir no campo de Tubarão Martelo, o único em fase de desenvolvimento que teve seu cronograma mantido pela petroleira de Eike Batista.

Depois de enterrar os planos para os campos de Tubarão Tigre, Areia e Gato, e anunciar intenção de fazer o mesmo com Tubarão Azul em 2014, credores e investidores concentram em Martelo a esperança de que a companhia ainda possa vir a ter alguma produção relevante.

A plataforma OSX-3, com capacidade para armazenar 1,3 milhão de barris e produção diária de 100 mil barris, chegou nesta semana ao Rio de Janeiro, vindo de estaleiro em Cingapura, e será conectada ao campo, na Bacia de Campos, a 81 quilômetros da costa.

Apenas depois de iniciada a produção poderá ser revisado o potencial de reserva. No entanto, a previsão de um volume recuperável de 285 milhões de barris em Tubarão Martelo deve ser revista para baixo no ano que vem, segundo fonte da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP). A previsão é de início das atividades no quarto trimestre, ainda sem data marcada.

Em reunião em 13 de junho, a ANP aprovou o plano de desenvolvimento de Tubarão Martelo. Mas determinou que, até o fim de 2014, a operadora apresente uma revisão dos planos de produção. A reavaliação precisa incluir "a atualização dos modelos geológicos e de simulação, bem como a apresentação de novas estimativas de produção e reservas a partir da modelagem atualizada, e dos dados reais de produção", segundo a ata da reunião.

Na ocasião, a agência considerou que a previsão para Martelo pode ter sido superestimada, da mesma forma como aconteceu em Tubarão Azul e nos demais campos. A previsão inicial para Tubarão Azul, por exemplo, era de uma reserva potencial de 110 milhões de barris e produção diária que chegou a ser estimada em 40 mil barris e depois recalibrada para 20 mil barris.

A média real de vazão ficou em cerca de 25% deste volume. Declaração desta quarta-feira (28) da diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, durante audiência na Comissão de Infraestrutura do Senado, confirma a avaliação.

"A gente mais ou menos calibra a produção pelos poços que já tem, e naquela área dos Tubarões não havia nada com mais de 5 mil barris de petróleos produzidos (por dia). Portanto, esperar 20 mil (barris de petróleo por dia) não era muito razoável", afirmou Magda.

Tubarão Azul e Martelo ficam a 72 quilômetros de distância um do outro, em águas rasas da Bacia de Campos, em lâmina d'água de cerca de 100 metros. Tubarão Azul, a 60 quilômetros da costa, foi o primeiro a começar a produzir, no ano passado. Neste mês, está totalmente parado para manutenção e atividades estão previstas para serem retomadas no mês que vem.

Mesmo depois de a OGX anunciar, em 1º de julho, a intenção de cessar a vazão de Tubarão Azul em 2014, a análise das informações técnicas do reservatório pela ANP, formalmente em andamento na agência, ainda geram dúvidas no mercado. Mas, desde a semana passada, fontes da ANP e do governo já dão como certa a devolução do campo até o primeiro semestre do próximo ano.

O volume recuperável de Tubarão Martelo é alvo de controvérsia. Foi estimado pela OGX em 285 milhões de barris no momento da declaração de comercialidade, há mais de um ano. Este é o mesmo volume que consta na última apresentação, em junho, na qual a empresa destacou estar utilizando exclusivamente dados próprios.

A OGX perfurou seis poços produtores e concluiu testes de formação em cinco deles. Os resultados, destacou a empresa no balanço do segundo trimestre, ficou "em linha com nossas expectativas".

Em abril último, ao anunciar a venda de 40% de participação nos blocos BM-C-39 e B-C-40 (onde está localizado o campo) à malaia Petronas, a OGX considerou um volume menor: 212 milhões de barris, atribuindo a estimativa à certificadora DeGolyer and MacNaughton, de acordo com cálculos de fevereiro de 2012.

Nesta semana, Shamsul Azhar Abbas, executivo-chefe da Petronas, condicionou o pagamento dos US$ 850 milhões empenhados na compra, à reestruturação da dívida pela OGX. Em nota, a petroleira de Eike Batista disse entender que "a Petronas não tem direito a adiar o fechamento financeiro da transação" por considerar que as condições do negócio não contemplam a reestruturação de dívida.

"De qualquer forma, no espírito de preservar a boa relação que existe entre as duas companhias, a OGX está empenhada em buscar uma solução que preserve o interesse de ambas as companhias. Até o momento, porém, não existe qualquer definição a esse respeito", disse em comunicado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM).

A OGX tem US$ 3,6 bilhões em dívida emitida no exterior. Os credores externos da OGX esperam que a companhia dê calote no pagamento de cupom do bônus com vencimento em 2022 em outubro, conforme operadores do mercado secundário de dívida.

As possíveis consequências disso vão desde questionamentos jurídicos sobre o pagamento de US$ 449 milhões anunciado em julho a OSX, por cancelamento de um contrato, até tentativas de arresto de ativos.

Em 30 de junho, de acordo com os dados do balanço, a dívida da OGX estava em R$ 10,586 bilhões. A dívida de curto prazo era de R$ 2,237 bilhões, sendo cerca de metade desse valor referente a débitos com fornecedores. A de longo prazo, de R$ 8,349, concentrada em empréstimos e financiamento (R$ 7,9 bilhões).

Fonte: Agência Estado

OGX desiste de nove blocos de petróleo ganhos em maio

Empresa térá que pagar multa de aproximadamente R$ 13 milhões; em fato relevante, companhia diz que "não quer se expor a novos riscos exploratórios"

A OGX Petróleo e Gás Participações declarou na terça-feira (27/08) que desistiu da aquisição de nove blocos de petróleo arrematados em leilão no mês de maio. Os blocos BAR-M-213, BAR-M-251, BAR-M-389, CE-M-663, FZA-M-184, PN-T-113, PN-T-114, PN-T-153 e PN-T-168 foram ganhos pela companhia sem consórcio com outras empresas na 11ª Rodada de Licitações promovida pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).

O anúncio afetou as ações, que às 11h30 caíam 6,17 na bolsa, cotadas a R$ 0,76.

Segundo a empresa, a decisão tem a ver com as diretrizes da diretoria executiva de diminuir a "exposição a novos riscos exploratórios". Em fato relevante, a empresa declara que "não é recomendável, no momento atual, assumir risco exploratório de novas áreas, em relação as quais não tenha logrado formar consórcios com outras empresas, através do que seria possível mitigar o risco exploratório".

Pela desistência, a empresa deverá arcar com o pagamento de uma penalidade no valor estimado de R$ 3,420 milhões. A companhia resolveu prosseguir com o pagamento do bônus de assinatura e da celebração dos contratos de concessão relativos aos Blocos CE-M-603, CE-M-661, POT-M-762 e POT-M-475, ganhos através de consórcios formados com ExxonMobil, TOTAL E&P e Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP).

Leia a íntegra do fato relevante divulgado pela

 OGX

A OGX Petróleo e Gás Participações S.A. (“OGX”) (Bovespa: OGXP3; OTC: OGXPY.PK), comunica ao mercado que tendo em vista o novo plano de negócios da Companhia, resultante da decisão de suspender o desenvolvimento dos campos Tubarão Tigre, Tubarão Gato e Tubarão Areia, a Diretoria Executiva da Companhia decidiu reavaliar a estratégia de exposição a novos riscos exploratórios. Nesse processo a Diretoria Executiva concluiu não ser recomendável, no momento atual, assumir risco exploratório de novas áreas, em relação as quais não tenha logrado formar consórcios com outras empresas, através do que seria possível mitigar o risco exploratório.Por essa razão, a Diretoria Executiva da Companhia, em reunião realizada na data de 26 de agosto de 2013, tomou a seguinte decisão em relação aos blocos ganhos pela Companhia na 11ª Rodada de Licitações promovida pela ANP:

a) desistir da aquisição dos Blocos BAR-M-213, BAR-M-251, BAR-M-389, CE-M-663, FZA-M-184, PN-T-113, PN-T-114, PN-T-153 e PN-T-168, ganhos pela Companhia sem consórcio com outras empresas, pelo que deverá arcar com o pagamento de uma penalidade no valor estimado de R$ 3.420.000,00;

b) prosseguir com o pagamento do bônus de assinatura e da celebração dos contratos de concessão relativos aos Blocos CE-M-603, CE-M-661, POT-M-762 e POT-M-475, ganhos pela Companhia através de consórcios formados com ExxonMobil, TOTAL E&P e Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP).

Fonte: Revista Época

Leilão do pré-sal será feito entre petrolíferas de grande porte

Um grupo de grandes petrolíferas atuantes em várias partes do mundo já se articula e faz avaliação da área que será oferecida no primeiro leilão do pré-sal no Brasil em outubro, a de Libra.
Aproximadamente 20 empresas devem participar do leilão que
é o maior já feito no mundo, o número é inferior ao que havia sido previsto anteriormente por causa do porte do projeto e a necessidade de altos investimentos.
No Brasil, de acordo com especialistas, apenas a Queiroz Galvão e a Barra Energia teriam condições de participar, entretanto, com baixa participação nos consórcios, por causa dos investimentos futuros de bilhões de dólares.
O consultor de petróleo e gás Reynaldo Aloy explica que o número de participantes não será maior devido à dimensão do projeto, que tem um bônus de assinatura de R$ 15 bilhões a ser pago. “Os valores envolvidos são elevados, principalmente no desenvolvimento do campo, envolvendo tecnologias complexas para a exploração no pré-sal”, disse.
Ele avalia que empresas grandes do setor, como Exxon, Shell, BP, Total, ConocoPhillips e Statoil vão concorrer. Na América Latina, poucas têm bala na agulha, mas a colombiana Ecopetrol deve participar. Empresas de Austrália, Malásia, Rússia, Japão, Índia e China também estarão presentes.
Petrolíferas chinesas
Os executivos acreditam que as quatro grandes petrolíferas chinesas — Sinopec, Sinochem, CNPC e CNOOC — entrarão de modo agressivo no mercado. Algumas atuam no Brasil, como a Sinopec, que fez parceria com a espanhola Repsol; e a Sinochem tem 40% do campo de Peregrino, na Bacia de Campos.
Na avaliação de Aloísio Araujo, economista e especialista em leilões, as empresas asiáticas estão interessadas no acesso aos insumos, ao contrário das petrolíferas ocidentais, que objetivam o lucro. “As asiáticas querem a garantia do acesso ao petróleo. Por isso, as chinesas não estão preocupadas com os riscos regulatórios, mas é uma preocupação que as outras empresas têm”, destaca ele.
O advogado Fernando Villela, do Siqueira Castro Advogados relata que uma das maiores preocupações das empresas participantes do leilão é quanto à interferência da Petróleo Pré-sal SA (PPSA), estatal que será criada para comandar a exploração e produção entre as empresas. Ele aponta que o problema está em que a PPSA irá participar do consórcio, interferir em sua gestão, mas sem assumir riscos nem gastos, o que faz com que as empresas avaliem com cautela o interesse pela oferta.
Pelo regime de partilha, a Petrobras terá uma participação obrigatória mínima de 30% no consórcio vencedor. Mas poderá entrar em um consórcio no leilão, com uma participação maior.

Fonte: O Globo

Shell amplia projetos em águas profundas

Até o fim do ano serão mais dois campos na costa do Brasil
A petroleira Royal Dutch Shell anunciou a ampliação das atividades em dois projetos de águas profundas na costa do Brasil que podem colaborar para elevar a produção da companhia no país a partir do fim do ano. O desenvolvimento da Fase 2 na região do Parque das Conchas (BC-10), no campo Argonauta (Norte), segue dentro do prazo e deverá entrar em operação ao fim de 2013, com um pico de produção estimado em 35 mil barris de óleo equivalente por dia (boe). A Shell detém participação de 50% no BC-10, onde a Petrobras tem fatia de 35% e a petroleira indiana ONGC, de 15%.
A companhia anunciou ainda a aprovação da chamada Fase 3 de desenvolvimento do Parque das Conchas, que incluirá a instalação de infraestrutura submarina nos campos deMassa e Argonauta (Sul). A Fase 3 do Parque das Conchas (BC-10) poderá atingir um pico estimado em 28 mil barris de óleo equivalente.
"As atividades na costa do Brasil são uma parte fundamental dos planos de expansão da nossa carteira de águas profundas, um componente chave de nossa estratégia global", disse John Hollowell, vice-presidente executivo de Águas Profundas da Shell para as Américas, em nota.
A empresa informou também que decidiu realizar a perfuração de novos poços nos campos de Bijupirá & Salema, onde detém participação de 80% e a Petrobras, de 20%.

Fonte: O Globo

Halliburton inaugura Centro de Tecnologia no Fundão, no Rio

Multinacional do petróleo se instalou no Parque Tecnológico da UFRJ.



Parque reúne 13 grandes empresas e completa 10 anos em 2013.
A Halliburton anunciou na quarta-feira, (12/06), a abertura de seu novo Centro de Tecnologia localizado no Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro, na Ilha do Fundão, no Rio. A multinacional do petróleo escolheu o Parque Tecnológico para facilitar a parceria com universidades brasileiras, principalmente com a UFRJ, e a ligação com clientes que atuam em águas profundas e campos maduros.
"A tecnologia tem desempenhado um papel importante na resolução dos desafios dos nossos clientes, particularmente em águas profundas do Brasil, e também em ambientes de campos maduros. Este centro, perto dos nossos clientes, nos permite acelerar o desenvolvimento de novas tecnologias e possibilita que a Halliburton ofereça mais rapidamente soluções inovadoras para os nossos clientes", disse Tim Probert, presidente de Estratégia e Desenvolvimento Empresarial da Halliburton.
O centro de tecnologia tem 3 andares, num total de 7.062 metros quadrados, laboratórios especializados, uma sala de colaboração, uma área de testes, e salas de conferências e salas de treinamento.
“Para nós é uma grande honra receber no Parque Tecnológico da UFRJ uma empresa com a excelência e capilaridade da Halliburton, que vai se juntar a outras companhias de porte semelhante que escolheram o Rio de Janeiro e o nosso arque para sediar suas atividades de P&D", disse Mauricio Guedes, diretor-executivo do parque, que completa 10 anos em 2013.
O Parque Tecnológico da UFRJ fica no campus da universidade, na Ilha do Fundão, numa área de 350 mil metros quadrados. Segundo Guedes, os investimentos passam de R$ 1 bilhão no período entre 2003 e 2014. No local, estão instalados centros de pesquisa de pelo menos 13 grandes empresas, seis laboratórios da Coppe e 28 empresas, sendo 19 start ups, localizadas na Incubadora Coppe/UFRJ, e nove pequenas e médias empresas. Cerca de 3 mil pesquisadores trabalharão nas empresas que estão sendo instaladas no parque. A incubadora da Coppe, por onde já passaram outras 48 empresas de base tecnológica que já foram graduadas, também faz parte do Parque Tecnológico da UFRJ.

Fonte: G1

São Gonçalo oferece formação em petróleo e gás

Segundo Centro de Vocação Tecnológica de São Gonçalo terá cursos voltados para a área de interesse do Comperj 

Rio -  O prefeito Neilton Mulim, o governador Sérgio Cabral e o vice-governador Luiz Fernando de Souza, o Pezão, percorreram na última terça-feira as instalações do Centro Vocacional Tecnológico (CVT) entregue à população de São Gonçalo. A unidade, da Fundação de Apoio à Escola Técnica (Faetec), instituição vinculada à Secretaria de Estado de Ciência e Tecnologia, é mais uma alavanca para formar profissionais que atuarão no Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj).

O governador Sérgio Cabral visito as instalações do CVT gonçalense ao lado do prefeito Neilton Mulim | Foto: Divulgação

O Centro Vocacional Tecnológico (CVT) instalado no bairro Colubandê, tem capacidade para formar 1.700 alunos por ano no setor de Petróleo e Gás, com curso inédito de óleo e gás que será ministrado na unidade e de extrema importância para a formação de mão de obra especializada dentro da própria região.
O prefeito Neilton Mulim comemorou: "Esta unidade irá atender centenas de jovens, que formados em Petróleo e Gás, terão uma ótima oportunidade de garantir o seu primeiro emprego junto ao Comperj e as empresas da área que irão se instalar em São Gonçalo e Itaboraí", destacou Mulim.
Um dos destaques do CVT é o curso Técnico em Petróleo e Gás, que terá duração de um ano e meio (três semestres). Segundo o presidente da Rede Faetec, Celso Pansera, a capacitação que o novo CVT irá oferecer à população será fundamental para a região, em especial com a instalação do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí.
A unidade recebeu investimento de R$4.219.902,14. Com área total de 2.033 m², a moderna e ampla estrutura visa formar profissionais para o mercado de trabalho da área de Petróleo e Gás.

Fonte: O Dia Online

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Perfil do Estagiário EBX:

:: Ter previsão de formatura entre dezembro/2013 e dezembro/2014, exceto para o curso de Direito que será considerada a previsão até dezembro/2015;
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Etapas do processo seletivo:

As vagas serão trabalhadas pontualmente de acordo com a demanda das companhias. Os candidatos serão convocados para as etapas de Avaliação Online e Presencial à medida que as oportunidades forem abertas e de acordo com os pré-requisitos.

1. Inscrições;

2. Triagem de Currículos;

3. Avaliação Online;

4. Avaliação Presencial;

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A Atividade Offshore no Brasil

Histórico da atividade offshore no Brasil
As primeiras atividades: Bacias do Nordeste



A exploração de petróleo em reservatórios situados na área offshore no Brasil iniciou-se em 1968, na Bacia de Sergipe, campo de Guaricema, situado em lâmina d’água de cerca de 30 metros na costa do estado de Sergipe, na região Nordeste.



Para o desenvolvimento na bacia de Sergipe aplicaram-se as técnicas convencionais da época para campos de médio portes: plataformas fixas de aço, cravadas através de estacas, projetadas somente para produção e teste de poços, interligados por uma rede de dutos multifásicos. Todo o complexo era ligado, também, por duto multifásico, a uma estação de separação e tratamento de fluidos produzidos localizada em terra.
As primeiras plataformas, principalmente as instaladas nos campos de Guaricema, Caioba, Camorim e Dourado, eram, com pequenas variações, do tipo padrão de quatro pernas, convés duplo, guias para até seis poços, sistema de teste de poços e de segurança. A perfuração e a completação dos poços eram executadas por plataformas auto-elevatórias posicionadas junto à plataforma fixa. Posteriormente os projetos foram implementados e a perfuração dos poços passou a ser feita, também, por sondas moduladas instaladas diretamente no convés superior das plataformas e assistidas por navios tender.
Nos anos seguintes, com o aumento da atividade, não só na costa de Sergipe, mas também nas de Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará, a Petrobras decidiu desenvolver projetos próprios de plataformas que atendessem às características de desenvolvimento dos campos. Este esforço resultou em 3 projetos de plataformas fixas distintos, conhecidas como plataformas de 1a., 2a. e 3a. famílias.
A plataforma de 1a. família era similar às plataformas fixas iniciais desenhada para ter até 6 poços de produção e podiam ser instaladas em lâmina d’água de até 60 m; se necessário com um pequeno módulo para acomodação de pessoal.
A plataforma de 2a. família comportava a produção de até 9 poços, permitia a separação primária de fluidos produzidos, sistema de transferência de óleo, sistema de teste de poços, sistema de segurança e um sistema de utilidades. Era uma com acomodações de pessoal.
As plataformas de 3a. família tinham a concepção mais complexa. Permitiam a perfuração e completação de até 15 poços e as facilidades de produção podiam conter uma planta de processo completa (teste, separação, tratamento e transferência de fluidos), sistema de compressão de gás, sistema de recuperação secundária, sistemas de segurança e de utilidades e acomodação de pessoal. As plataformas de 3a. família tinham concepção apropriada para atuarem como plataformas centrais.
As principais características das plataformas de 1a., 2a. e 3a. famílias são apresentadas na tabela desta página abaixo.
Características das Plataformas

ITEM	1a. FAMÍLIA	2a. FAMÍLIA	3a. FAMÍLIA
No. de pernas	4	4	8
Dimensões dos conveses	12m x 18m	26m x 29m	26m x 59m
Lâmina d’água	60m	60m	150m
Capacidade de produção (m3/dia)	1.100	2.500	7.200
No. de poços	6	9	15

Em 1975, para o desenvolvimento dos campos de Ubarana e Agulha, no Rio Grande do Norte, além das plataformas de aço convencionais, decidiu-se pela utilização de plataformas de concreto gravitacionais, segundo concepção do consórcio franco-brasileiro Mendes Jr. – Campenon Bernard.

Foram utilizadas 3 destas plataformas, duas em Ubarana e uma em Agulha. Pela concepção original, cada plataforma comportava a perfuração e a completação de até 13 poços, separação, tratamento, armazenamento e transferência de óleo, compressão de gás além dos sistemas de utilidades, segurança e alojamento de pessoal. As plataformas, em formato de caixa têm um convés único medindo cerca de 2.500 m2 além de um espaço interno, chamado de "galeria técnica" para instalação de bombas de transferência, sistema de lastro e tratamento/descarte de água produzida.
A planta de processo de cada plataforma comportava uma produção de 5.000 m3/dia de óleo e a capacidade do tanque de armazenamento era de 20.000 m3. A altura total da plataforma era de 25 metros, instalada em locais de lâmina d’água aproximada de 13 metros. São instalações que se destinavam a operar como plataformas centrais.
As plataformas de concreto, que tiveram largo uso no Mar do Norte, têm uso limitado na área offshore brasileira em pequenas lâminas d’água.
A Bacia de Campos – primeiras descobertas

Até 1977 as atividades de produção offshore no Brasil limitaram-se às áreas do Nordeste brasileiro em lâminas d’água de até 50 metros.
Em 1974 houve a primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos, atualmente a principal província petrolífera do Brasil, localizada na parte marítima do estado do Rio de Janeiro, na região Sudeste do país.

Entretanto, a atividade começou em agosto de 1977, na segunda descoberta, com o campo de Enchova, em lâmina d’água de 120 metros. Um novo conceito, em termos de explotação, foi introduzido, denominado Sistema Antecipado de Produção (EPS).
Na fase 1 deste desenvolvimento a plataforma de perfuração semi-submersível Sedco-135D foi equipada com uma planta de processamento simples. A produção fluía para a superfície através de uma árvore teste (árvore EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema de prevenção de blowout (BOP) e do riser. O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O óleo processado era então transferido através de uma mangueira flutuante para um navio tanque ancorado nas proximidades, ligado a um sistema de ancoragem de quatro pontos.
Na segunda fase, uma outra semi-submersível, Penrod-72, também parcialmente convertida em plataforma flutuante de produção, foi usada.
Como na fase inicial, a plataforma era posicionada sobre um poço produtor usando uma árvore de BOP de superfície, enquanto um segundo poço submarino era colocado em produção através de uma árvore "molhada", a uma profundidade de água recorde de 189 metros. Da árvore submarina, a produção fluía para a Penrod-72 através de um sistema flexível livre de linhas de escoamento e riser, que incluía um umbilical de controle para comunicação entre a árvore e a plataforma. O óleo processado dos dois poços era transportado através de uma linha de escoamento e riser flexíveis até uma monobóia ancorada por um sistema de pernas em catenária, Catenary Anchor Leg Mooring (CALM). Uma segunda linha de escoamento e riser flexíveis era conectada entre a Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua.
Foi o nascimento do Sistema de Produção Antecipada, capaz de antecipar a produção, e, ao mesmo tempo, fornecer dados detalhados sobre o reservatório. Estes dados foram então usados para o projeto do sistema permanente de exploração que, uma vez no local, permitia o emprego dos EPS em outra área. As vantagens do uso de risers flexíveis foram a acomodação do movimento das unidades flutuantes e a facilidade de sua instalação. Adicionalmente, os risers e linhas de fluxo flexíveis eram frequentemente reutilizadas em novos sistemas.
Apesar do fato de que era somente o segundo sistema flutuante de produção no mundo, esse conceito realmente ganhou força no Brasil. A surpreendente alta segurança e baixo custo indicam que o EPS era a concepção em águas profundas, pelo menos nesta parte do hemisfério. A partir de então, e visando principalmente uma antecipação de produção, os sistemas flutuantes foram largamente empregados na Bacia de Campos.
Um evolução natural deste sistema foi a completa conversão das plataformas semi-submersíveis de perfuração em unidades flutuantes de produção, que tem sido mundialmente seguido, depois desta primeira experiência de sucesso.
O campo de Garoupa, primeiro a ser descoberto, também em lâmina d’água de 120 metros, somente entrou em produção em 1979, juntamente com o de Namorado, este em lâmina d’água de 160 metros. Apesar de se tratar de campos com potencial superior aos campos marítimos do Nordeste, a utilização de sistema de produção com plataformas fixas e tubulações rígidas não era economicamente viável por serem isolados e muito distantes do litoral, cerca de 80 km.
Optou-se então pelo conceito de sistema flutuante de produção utilizando navio. A concepção envolvia tecnologia pioneira e foi um marco na atividade offshore mundial. O sistema compreendia 8 poços de produção com completação seca utilizando câmaras atmosféricas, manifold atmosférico, navio para processamento da produção atracado a uma torre articulada e navio para carregamento de óleo atracado a outra torre articulada. Todo o sistema era interligado por tubulações flexíveis.
A concepção não voltou a ser utilizada pela Petrobras por problemas técnicos e econômicos particulares do projeto. Contudo, contornados os problemas e eliminados os aspectos pioneiros, mostrou-se perfeitamente viável. Paralelamente, um programa de implantação de um sistema definitivo de produção foi desenvolvido. O programa compreendeu o projeto, fabricação, transporte, instalação e montagem de 7 plataformas fixas de aço, de grande porte, e o projeto, fabricação e lançamento de aproximadamente de 500 km de dutos rígidos no mar e 500 km em terra, para escoamento de óleo e gás.
As plataformas do Sistema Definitivo da Bacia de Campos, implantado em 1983, foram instaladas em lâminas d’água variando entre 110 e 175 metros e concebidas segundo dois tipos principais:

• Plataformas Centrais. Tipo fixa de aço, cravadas por estacas, com 8 pernas, para perfuração e produção de poços, equipadas com plantas completas de processo da produção, sistema de tratamento e compressão de gás, sistemas de segurança e utilidades e acomodação de pessoal. A capacidade de produção dessas plataformas varia de 15.000 a 32.000 m3/dia de óleo (95.000 a 200.000 bpd).
  
• Plataformas Satélites. Semelhantes às plataformas centrais, porém a planta de processo da produção compreendendo apenas um estágio de separação primária de fluidos produzidos. A capacidade varia de 8.000 a 10.000 m3/dia de óleo (50.000 a 63.000 bpd). Estas plataformas com concepção semelhante às utilizadas no Mar do Norte, são bastante diversas daquelas instaladas na região Nordeste do Brasil que têm concepção semelhante às plataformas do Golfo do México.

Pólo Nordeste



A partir de 1984, a Bacia de Campos começou a mostrar seu completo potencial, com a descoberta de campos gigantes em águas profundas que, à época, variavam de 300 a mais de 1.000 metros de lâmina d’água.





Enquanto a Petrobras analisava o desenvolvimento de tecnologia para produzir esses campos, o desenvolvimento do Pólo Nordeste – abrangendo os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho – era realizado. A partir de 1989, 7 plataformas fixas foram instaladas, todas utilizando bombas elétricas submersas (ESP).
O desenvolvimento do Pólo Nordeste inclui:

• Instalação de 6 templates;
• Perfuração e completação de 120 poços, com ESP;
• Instalação de 5 plataformas satélites de produção e 1 sistema central com duas plataformas geminadas, uma para a planta de processo e outra para utilidades (Pargo 1A e Pargo 1B);
• Lançamento de 70 km de linhas de escoamento e 50 km de cabos elétricos de força submarinos.

Águas Profundas
Em 1984, o campo de Albacora foi descoberto seguido por: Marimbá (1985), Marlim (1985), Marlim Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Caratinga (1989) e Roncador (1996). Esses campos estão situados em lâminas d’água superiores a 300 metros (profundidades limite para o uso de mergulhadores na instalação, operação e manutenção) e demandaram o desenvolvimento de tecnologia pioneira para serem postos em produção.
O campo de Marimbá, localizado em lâminas d’água que variam entre 350 e 650 metros, pode ser considerado um verdadeiro laboratório onde a tecnologia de produção em águas profundas so sistema flutuante de produção com semi-submersível, foi testada e colocada em produção.
Instalado em 1986, o sistema consiste de uma plataforma semi-submersível (P-15) situada em lâmina d’água de 243 metros que recebe e processa a produção de 11 poços com completação submarina. Um dos poços desse sistema, o 1-RJS-24 estabeleceu o recorde mundial de completação submarina em abril de 1985 a 385 metros. Em 1988, o 3-RJS-376 entrou em produção em lâmina d’água de 492 metros, estabelecendo novo recorde mundial.
O campo de Albacora ocupa uma área de 115 km2 em lâmina d’água de 230 a 1.000 metros; suas reservas totalizam 600 milhões de barris. Seu desenvolvimento foi dividido em três fases. Cada fase foi usada para fornecer informações, testar novos conceitos, e permitir fluxo de caixa inicial para financiar as fases seguintes:

• Fase 1 (Sistema Piloto/1987). Este sistema compreendeu 6 poços conectados a um manifold submarino, produzindo para uma Unidade Flutuante de Produção, Armazenagem e Descarregamento (FPSO-PP Moraes) e monobóia CALM, numa configuração de Single Buoy Storage (SBS – rigidamente conectada ao navio tanque), ancorados a 230 metros de lâmina d’água. Os transbordos de óleo foram conduzidos através da monobóia SBS para um navio tanque ligado a uma segunda monobóia. A profundidade de água dos poços submarinos variava de 252 a 335 metros. A monobóia SBS usada nesse sistema estabeleceu novo recorde mundial naquela época.
• Fase 1A (1990). Outros 11 poços e um segundo manifold submarino foram adicionados ao Sistema Piloto, totalizando 17 poços de produção. A lâmina d’água máxima para os poços de produção atingiu 450 metros. Uma segunda monobóia foi adicionada a fim de evitar interrupção na produção durante as mudanças de navio tanque.
• Fase 2 (1996). Abrange 46 novos poços escoando através de 5 manifolds para dois sistemas flutuantes de produção (P-25, semi-submersível, e P-31, FPSO), cada um com 100.000 bpd de capacidade de processamento. O óleo é exportado por monobóia e o gás por gasoduto.

O sistema abrange 63 poços (57 de produção e 6 de injeção), 7 manifolds submarinos e deverá produzir 170.000 bpd de óleo e 4,5 milhões de m3/dia de gás.
O campo de Marlim ocupa uma área de 132 km2 em lâmina d’água (LDA) variando de 650 a 1.050 metros. Sua produção foi iniciada em 1991 através de um pré-piloto usando uma sonda de perfuração adaptada (P-13) ancorada em lâmina d’água de 625 metros, com 2 poços em produção, em 721 e 752 metros de LDA e um monobóia para armazenamento de óleo.
O sistema piloto foi instalado em 1992 para substituir o sistema pré-piloto descrito acima. Ele compreendia 10 poços submarinos interligados através de risers flexíveis à semi-submersível P-20, ancorada em 600 metros de LDA. O óleo era escoado para duas monobóias e o gás exportado através de gasoduto Albacora-Garoupa, já existente.
Devido à complexidade do projeto, o desenvolvimento foi dividido em 2 fases, cada uma delas composta de 5 módulos. A Fase I compreende os módulos 1 e 2 e a Fase II, em implantação, os módulos 3,4 e 5.
A Fase I de Marlim compreende 2 sistemas flutuantes de produção, baseados em plataformas semi-submersíveis (P-18 e P-19), com autonomia de processo, injeção de água, escoamento de óleo para a Estação de Tratamento de óleo em Cabiúnas e do gás para a plataforma PNA-1. Cada plataforma tem a capacidade de procesar 100.000 bpd de óleo e 4,2 milhões m3/dia de gás, além de sistema de injeção para 20.000 m3/dia.
A Fase II, em implantação, compreende a intalação de 4 unidades adicionais de produção, sendo 1 semi-submersível e 3 FPSO, além de uma plataforma de apoio. Até o momento já foram instaladas 2 unidades de produção (1 semi-submersível e 1 FPSO) e a de apoio. No total, o campo irá abranger 94 poços de produção e 51 de injeção e produzir 511.000 bpd de óleo e 5,9 milhões de m3/dia de gás, 2002.
No bloco de Marlim Sul foi instalado, em 1997, um sistema de produção antecipada composto pela unidade FPSO-II, em lâmina d’água de 1.420 metros, interligada a 1 poço produtor, a 1.709 metros de lâmina d’água. À época, este poço estabeleceu o recorde mundial de lâmina d’água para completação submarina.
O desenvolvimento do bloco será feito em 2 módulos. O módulo I consistirá de semi-submersível (P-40, antiga DB-100) atualmente em conversão, que será ancorada em lâmina d’água de 1.080 metros e atingirá uma produção de 150.000 bpd de óleo e 6 milhões de m3/dia de gás, no ano 2000. Essa produção será exportada através de uma unidade de estocagem e transbordo (FSO), também sendo convetida (P-38).
O módulo irá abranger 1 ou 2 unidades de produção, dependendo do desempenho do sistema de produção antecipada.
Para o bloco de Marlim Leste, está prevista conexão de um poço daquela área a alguma das unidades instaladas no complexo de Marlim para levantamento de dados para o futuro desenvolvimento.
Os campos de Barracuda e Caratinga estão localizados a sudoeste de Marlim em lâmina d’água variando de 600 a 1.300 metros. Seu desenvolvimento consiste de 3 fases: Sistema de Produção Antecipada, Sistema Definitivo de Barracuda e Sistema Definitivo de Caratinga.
O Sistema de Produção Antecipada começou a produzir em 1997 através do FPSO P-34 em lâmina d’água de 785 metros. Deverá operar até a entrada do sistema definitivo.
O Sistema Definitivo de Barracuda deverá entrar em produção em 2001 e será composto de uma unidade de completação seca (P-41), ancorada em lâmina d’água de 815 metros, ligada a um FPSO (P-43), ancorada a 785 metros por um Sistema de Ancoragem de Complacência Diferenciada (Dicas). Deverão integrar o sistema 24 poços produtores e 17 injetores. A produção deverá atingir 175.000 bpd e 2,7 milhões de m3/dia de gás.
O Sistema Definitivo de Caratinga será composto de 1 FPSO (P-48) ancorado a 1.040 metros de LDA a ser instalado em 2002. O sistema compreenderá 13 poços produtores e 11 injetores, com uma produção de 100.000 bpd e 1,4 milhão m3/dia de gás.
A produção desses 2 sistemas será exportada através das plataformas fixas PNA-1 (gás) e PNA-2 (óleo).
Os recordes




Em função dessas descobertas em águas profundas e da necessidade de suprir a demanda do País, a Petrobras veio estabelecendo sucessivos recordes de profundidade de poço em produção.


O atual ocorreu em janeiro de 1999, quando entrou em produção o EPS de Roncador, campo situado na parte norte da Bacia de Campos, com uma área de 132 km2 e lâmina d’água entre 1.500 e 2.000 metros.
Esse sistema, vem produzindo mais de 20.000 bpd, é composto pelo navio Seillean, um FPSO de posicionamento dinâmico, localizado diretamente sobre o poço produtor em lâmina d’água de 1.853 metros, ligado à árvore de natal, instalada pelo próprio navio, por um riser vertical rígido pioneiro no mundo, sendo que ambos foram especialmente projetados para profundidades de até 2.000 metros.
Além de tais recordes, cabe destacar o fato de ser o único FPSO de posicionamento dinâmico em uso no mundo e a unidade desse tipo operando na maior lâmina d’água.
Esse sistema irá operar até o final de 1999, quando será substituído pelo sistema definitivo composto pela unidade semi-submersível Spirit of Columbus (P-36), atualmente sendo convertida para unidade de produção no Canadá, que repassará a produção de 21 poços para um FSO (P-47 – convertida a partir do navio Eastern Strength); a unidade de produção será ancorada a 1.360 metros de LDA e o FSO a 815 metros. O sistema deverá atingir um pico de produção de 180.000 bpd em 2002.
Novas tendências de completação
Ao longo desses mais de 30 anos, a Petrobras fez uso intensivo do conceito "equipamentos submarinos de completação + unidade flutuante de produção" nas atividades offshore. Os principais fatores que a levaram a essa opção foram:

• As características dos reservatórios e as condições ambientais relativamente brandas encontrados na Bacia de Campos;
• A possibilidade de instalação de sistemas de produção antecipada para servir como laboratórios em escala para os sistemas definitivos, para realizar testes de poços e para permitir o desenvolvimento em fases dos grandes campos;
• A diminuição do risco e o melhor fluxo de caixa, já que a receita obtida em uma fase do desenvovimento participa do financiamento das seguintes;
• A maior rapidez obtida no desenvolvimento dos campos;
• As parcerias e cooperações estabelecidas com os fornecedores de equipamentos, o que possibilita a melhoria contínua dos mesmos e o relacionamento a longo prazo;
• A confiabilidade e rentabilidade desses sistemas, comprovadas na prática.

Todavia, as características dos fluidos encontrados em campos de águas ultra-profundas (lâmina d’água superior a 1.000 metros) estão levando a uma mudança na abordagem da questão, favorecendo a adoção de unidades de completação seca (UCS). Muitos desses campos apresentam óleo pesado variando de 15 a 20 oAPI que, combinado com as baixas temperaturas predominantes nestas profundidades, resulta em problema de escoamento.
Por esses motivos, a tendência ao uso de UCS tem aumentado ultimamente, já que essas unidades :

• Propiciam melhores condições térmicas ao escoamento, antecipando a produção;
• Minimizam os problemas com a formação de depósitos de hidratos e parafinas devido à temperatura de escoamento mais elevada;
• Reduzem os custos operacionais com intervenções;
• Apresentam ações mais rápidas e econômicas para otimização e controle da produção;
• A evolução da tecnologia de perfuração, permitindo a drenagem de uma grande área a partir de um único cluster através de poços de grande angulação e afastamento em arenitos não consolidados e folhelhos instáveis.

Conclui-se que em mais de 30 anos de atividades offshore, a produção no mar tornou-se vital para o Brasil, passando a responder por cerca de 80% do total produzido no país no início de 1999, ou seja: cerca de 1 milhão de bpd provenientes de 74 plataformas fixas e 23 flutuantes. Nesse período, a Petrobras instalou, ainda, mais de 300 árvores de natal submarinas, 40 manifolds submarinos e 5.000 km de linhas flexíveis, rígidas e umbilicais de conttrole.
A partir das descobertas iniciadas em 1974, a Bacia de Campos assumiu a posição de principal província petrolífera do país. Nessa área existem hoje 37 campos produzindo cerca de 880.000 bpd de óleo (76% da produção nacional) e 15 milhões m3/dia de gás (47%) através de 14 unidades fixas e 22 flutuantes.
Cabe destacar a contribuição dos campos em águas profundas e ultra-profundas (em LDA acima de 400 metros) que, hoje, respondem por cerca de 50% da produção nacional.
Espera-se aumento significativo nas atividades nos próximos anos, com a instalação de 12 novas unidades flutuantes de produção e mais de 180 árvores de natal, 6 manifolds e 1.900 km de linhas e umbilicais.
Fonte: Sindipetro

Inscrições de trabalhos de Iniciação Científica da UFRJ terminam no próximo 16 de Maio

Termina dia 16 de maio o prazo para inscrição de trabalhos de Iniciação Científica e Extensão da Jornada de Pesquisa e Extensão do campus da UFRJ-Macaé, com apoio da prefeitura. Para se inscrever, basta acessar o link http://app.pr2.ufrj.br/sistemas/sia. Os trabalhos de Iniciação Científica também devem ser inscritos na XXXV Jornada de Iniciação Científica, Tecnológica, Artística e Cultural (JICTAC).
A coordenação da Universidade Federal do Rio de Janeiro lembra que trabalhos de extensão devem ser inscritos no décimo Congresso de Extensão da UFRJ. O ideal é que o estudante leia com atenção os editais. Mais esclarecimentos são fornecidos pelo e-mailjpe@macae.ufrj.br.
Os trabalhos de Iniciação Científica têm o objetivo de contribuir para a formação de cidadãos e profissionais. As atividades são reconhecidas para a solução de problemas e para o conhecimento da realidade, tornando assim importantes instrumentos para a formação dos estudantes. A inserção do aluno de graduação em trabalhos de iniciação científica e projetos de pesquisa são apontados como instrumentos valiosos para aprimorar qualidades desejadas em um profissional de nível superior, bem como para estimular e iniciar a formação daqueles com maior vocação para a pesquisa.
Para desenvolver trabalhos de Iniciação Científica é necessário buscar o conhecimento existente na área, coletar e analisar dados. Hoje, a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) considera a Iniciação Científica como a possibilidade para melhor formação dos graduandos.
O campus da UFRJ-Macaé vai completar no próximo dia 18 de maio, cinco anos de funcionamento. O campus conta com 11 cursos de graduação e atende cerca de 1,7 mil alunos. Entre os cursos oferecidos no campus estão Química, Nutrição, Enfermagem, Farmácia, Medicina e Engenharia, além do curso de Ciências Biológicas (conceito 5 do Mec), ministrado quase exclusivamente no Núcleo em Ecologia e Desenvolvimento Socioambiental de Macaé (Nupem).
O campus UFRJ-Macaé também atende 70 estudantes em dois cursos de mestrado, que devem receber no meado deste ano, novos alunos para o curso de Medicina e para os cursos de mestrado.

Fonte: Comunicação Social - Macaé

Galp aumenta em 51% a produção de petróleo no Brasil

A petrolífera portuguesa já tem no Brasil mais de metade da sua produção global e o crescimento no mercado brasileiro impulsionou os lucros da Galp, que no primeiro trimestre do ano subiram 51,5%, para 75 milhões de euros.
Lisboa - O grupo português Galp Energia aumentou em 51% a sua produção de petróleo no mercado brasileiro no primeiro trimestre deste ano, passando de uma média de 7,9 mil barris por dia nos primeiros três meses de 2012 para um nível de 11,9 mil barris diários no período de janeiro a março de 2013.
Desta forma, o Brasil passou a representar 59% da produção líquida da Galp, enquanto Angola reduziu o seu peso para 41%, com uma média diária de 8,2 mil barris, 6% abaixo do nível obtido no primeiro trimestre do ano passado. No total a Galp alcançou no primeiro trimestre uma produção média de 20,1 mil barris por dia, mais 21% que no período homólogo do ano passado.
Os dados constam do relatório trimestral apresentado esta segunda-feira pela companhia petrolífera portuguesa à Comissão do Mercado de Valores Mobiliários, onde a Galp dá conta de um crescimento de 51,5% do seu lucro no primeiro trimestre, para 75 milhões de euros.
Neste período a Galp investiu glogalmente 189 milhões de euros (em linha com o registo do ano passado), dos quais 80% foram canalizados para o negócio de exploração e produção (E&P).
"O investimento no negócio de E&P atingiu os 154 milhões de euros e foi sobretudo afecto a actividades de desenvolvimento do bloco BM-S-11, no Brasil, que absorveu 74 milhões de euros no período", informa a Galp. Este investimento, explica a petrolífera portuguesa, "destinou-se principalmente à perfuração e completação de poços na área de Lula, à realização de testes de produção e ao investimento na construção de FPSO [plataformas flutuantes de produção] e equipamentos subaquáticos".
Ao nível da actividade exploratória no Brasil, na bacia de Santos a Galp prosseguiu no primeiro trimestre de 2013 com a campanha de avaliação dos campos Lula/Iracema e Iara, no bloco BM-S-11.
"No campo Lula, foi concluída a perfuração do poço Lula Oeste-2 e o consórcio realizou um teste de produção naquela área. O consórcio está actualmente a analisar os dados obtidos com as actividades de avaliação no flanco do reservatório, que visaram avaliar o potencial daquela área do campo Lula. O programa de desenvolvimento prevê a alocação de uma FPSO para a área de Lula Oeste em 2017", refere a Galp.
"No campo Iara, o consórcio perfurou o poço Iara Oeste-2 com o objetivo de avaliar esta área do reservatório, tendo encontrado reservatórios carbonáticos de boa qualidade, nomeadamente ao nível da porosidade e permeabilidade, a partir dos 5.260 metros de profundidade", descreve ainda a petrolífera portuguesa. "Ainda durante 2013, o consórcio iniciará a perfuração do poço Iara HA (Alto Ângulo), o primeiro poço horizontal perfurado na área de Iara, que se reveste de especial importância uma vez que contribuirá para definir melhor o plano de desenvolvimento deste campo", lê-se no relatório trimestral.
Na bacia de Potiguar, o consórcio em que a Galp Energia participa com 20% continua a perfurar o campo Araraúna. Este é o primeiro poço de exploração perfurado em águas profundas naquela bacia situada na margem equatorial brasileira. "O poço Araraúna situa-se numa região de fronteira, sendo por isso caracterizado de risco elevado. A Galp Energia irá testar o potencial de dois prospectos adicionais, Tango e Pitú, ainda durante o ano de 2013", nota o grupo português.

Fonte: Portugal Digital

Petrobras entrará no leilão do pré-sal com participação mínima

A Petrobras deverá entrar no primeiro leilão do pré-sal, marcado para o fim de novembro, apenas com a participação mínima de 30% que se exige dela nos grupos responsáveis pela exploração dos blocos. Essa é a aposta do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão. "Eu acredito que ela ficará circunscrita ao que a lei estabelece. Dependendo do metabolismo dela, talvez possa avançar, mas creio que, inicialmente, a Petrobras ficará com 30%", afirmou Lobão, em entrevista ao Valor.
O ministro busca desfazer rumores de que essa exigência será modificada para futuras licitações do pré-sal. "Do ponto de vista do governo, não pensamos nisso. Nem é o que pleiteiam as empresas estrangeiras que vêm explorar petróleo no Brasil."
Para ele, a Petrobras "não terá dificuldade em cumprir sua missão de operadora única dos consórcios do pré-sal". Questionado sobre a possibilidade de novos reajustes para o preço da gasolina, Lobão diz que a estatal "reivindica" isso, mas o valor do petróleo no mercado internacional "não está tão elevado". "O governo não vira as costas para a Petrobras, ele é o controlador da empresa. Mas o governo também pensa em manter a inflação baixa", afirmou Lobão.
Perguntado sobre os reflexos do recente pacote anunciado para o etanol, o ministro destacou que as medidas tiveram o objetivo fundamental de socorrer os produtores de combustível, com a perspectiva de que as ações tenham reflexo no bolso no consumidor, no médio prazo. "Esse socorro implica uma revisão dos preços do etanol. As medidas vão dar uma garantia de competitividade a partir de agora. A empresas vão renovar seus canaviais, terão o PIS-Cofins reduzidos a zero. Isso tudo fará com que as empresas possam produzir mais barato. A gasolina deixará de ser consumida tão intensamente e importada. Isso compõe uma cesta de providências", disse o ministro.
Quanto às negociações entre a Petrobras e o empresário Eike Batista, cujas empresas têm recebido empréstimos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Lobão afirmou que o governo está costurando acordos que também são favoráveis para a União. "O governo está tentando fazer um negócio que seja bom para ele e bom para o empresário. O governo não tem interesse em abandonar nenhum empresário, o que também não significa que meter a mão no bolso para salvar alguém", comentou o ministro.
Há duas semanas, o BNDES informou que o grupo EBX, de Eike Batista, tem R$ 9,1 bilhões em operações financeiras contratadas com a instituição.
A respeito das negociações da Petrobras em torno do Porto Açu, que pertence a Eike, Lobão afirmou que a companhia tem seus interesses pelo fato de o porto estar muito próximo do Rio. "Essas negociações podem ser concluídas com um acordo ou não, mas estão negociando. A Petrobras não está tentando socorrer o Eike Batista", disse. "Isso é uma reivindicação do Eike Batista há muito tempo. Ele alega que tem capacidade técnica, engenheiros, sondas e plataformas e capacidade ociosa, e vem negociando a possibilidade de uso da capacidade ociosa pela Petrobras."
Às vésperas da realização da 11ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), prevista para maio, Eike Batista tem negociado com diversas empresas. Ao todo, 64 empresas foram habilitadas pela agência para participar da rodada. A lista de interessados inclui estreantes como a estatal Petronas, da Malásia, a inglesa Chariot Oil & Gas e a gigante francesa de energia GDF Suez, que tem atuado no setor elétrico por meio da Tractebel. Ao todo, a ANP realizará três ofertas neste ano, com a 11ª rodada, a exclusiva do pré-sal, e a 12ª.

Fonte: Valor

Ministra do STF suspende nova divisão dos royalties do petróleo

Decisão provisória atinge mudança nos contratos em vigor e nos futuros.
Plenário do Supremo terá que analisar decisão tomada por Cármen Lúcia.

 

A ministra do Supremo Tribunal Federal (STF) Cármen Lúcia concedeu medida cautelar (provisória) nesta segunda-feira (18) para suspender a nova redistribuição dos royalties do petróleo, conforme lei promulgada na semana passada pela presidente Dilma Rousseff. O royalty é uma compensação paga pela extração de petróleo.
A decisão do STF impede uma distribuição mais igualitária dos tributos arrecadados entre produtores e não produtores de petróleo tanto de blocos em operação quanto para futuras áreas de produção.
Com isso, volta a valer a antiga divisão, com maior benefício aos produtores, até que o plenário do Supremo decida sobre o tema, o que só deve ocorrer em abril.
Na liminar, a ministra argumenta, em 35 páginas, que a Constituição garante o royalty como compensação ao produtor e diz que uma nova lei não pode ferir o direito adquirido dos produtores. Ela afirma ainda que não se pode beneficiar um estado prejudicando outro.
"O enfraquecimento dos direitos de algumas entidades federadas não fortalece a federação; compromete-a em seu todo. E se uma vez se desobedece a Constituição em nome de uma necessidade, outra poderá ser a inobservância em nome de outra. Até o dia em que não haverá mais Constituição", afirmou.
A decisão foi tomada a partir de ação protocolada pelo governador  do Rio de Janeiro, Sérgio Cabral. Foram protocoladas ainda ações do Espírito Santo, da Assembleia Legislativa do Rio de Janeiro (Alerj) e de São Paulo.

Em face da urgência qualificada comprovada no caso, dos riscos objetivamente demonstrados da eficácia dos dispositivos e dos seus efeitos, de difícil desfazimento, defiro a medida cautelar"

Cármen Lúcia, ministra do STF

As ações foram apresentadas em decorrência da derrubada, pelo Congresso, dos 142 vetos da presidente Dilma Rousseff à Lei dos Royalties. Os vetos impediam que o novo critério de distribuição fosse aplicado sobre contratos em vigor, o que causaria perda imediata de receita pelos estados produtores.
Cármen Lúcia afirma, em sua decisão, que a nova lei causa "riscos". "Pelo exposto, na esteira dos precedentes, em face da urgência qualificada comprovada no caso, dos riscos objetivamente demonstrados da eficácia dos dispositivos e dos seus efeitos, de difícil desfazimento, defiro a medida cautelar", afirmou Cármen Lúcia em sua decisão.
Os processos  foram distribuídos por sorteio para a ministra Cármen Lúcia. Na decisão, ela explica que tomou a decisão sozinha, sem levar ao plenário, por conta da "excepcionalidade" do caso. Cármen Lúcia disse ainda que não teve tempo de analisar as outras três ações propostas.
"A pouco ortodoxia da apreciação monocrática, pelo relator , da cautelar requerida em ação direta de inconstitucionalidade deve-se, exclusivamente, à excepcionalidade da situação e aos riscos decorrentes do aguardo da providência pela instancia natural deste Supremo."

Política se pauta pela vontade da maioria, mas mesmo a vontade da maioria tem um limite, que é o limite estabelecido na Constituição."

Luís Roberto Barroso, procurador do Estado do Rio

Cármen Lúcia afirmou também que a suspensão da divisão "resguarda" direito dos cidadãos de estados e municípios atingidos pelo petróleo. "Assim se tem resguardados, cautelarmente, direitos dos cidadãos dos Estados e dos Municípios que se afirmam atingidos em seu acervo jurídico e em sua capacidade financeira e política de persistir no cumprimento de seus deveres constitucionais."
A petição do Rio foi assinada por Cabral, pela procuradora-geral do Estado, Lúcia Léa Tavares,  e pelo procurador Luís Roberto Barroso, advogado constitucionalista. Barroso já havia afirmado ao G1 que questionaria toda a lei, não somente a mudança em contratos em vigor como era esperado.
Após a decisão, Barroso afirmou que a decisão mostra que a Constituição impõe limites à política. "Embora no Brasil atual existam algumas superposições entre o direito e a política, direito e política são coisas diferentes. Política se pauta pela vontade da maioria, mas mesmo a vontade da maioria tem um limite, que é o limite estabelecido na Constituição. A política cria o direito ao elaborar a Constituição, mas depois a Constituição limita a política. E é exatamente isso que aconteceu."
A ministra Cármen Lúcia não informou, na sua decisão, quando levará o tema ao plenário, mas disse que não daria tempo de o Supremo analisar o caso ainda nesta semana, nas sessões dos dias 20 e 21 de março. Como não haverá sessão nos dias 27 e 28 de março, as ações não serão analisadas pelo plenário antes de abril.
Pedido do Rio
A ADI protocolada pelo Rio argumenta, em 51 páginas, que a nova redistribuição fere vários princípios constitucionais: direito adquirido (em relação a mudanças nos contratos em vigor); segurança jurídica (prejudica receitas comprometidas); ato jurídico perfeito (contratos assinados com base na previsão de recebimento de recursos oriundos dos royalties); e responsabilidade fiscal (produziria desequilíbio orçamentário).
Sérgio Cabral anunciou na semana passada, após a derrubada dos vetos, que entraria com ação no STF e que estavam suspensos parte dos pagamentos do Rio até que a Corte decida. O ministro do STF Gilmar Mendes chegou a criticar pressões à corte.
No processo enviado ao Supremo, o Rio afirma que a mudança mesmo nos contratos futuros é inconstitucional porque coloca "no centro das preocupações, não os entes produtores, como determina a Constituição, e sim os estados que não sofrem os impactos e os riscos asssociados à exploração de petróleo". A petição afirma que a mudança seria "punição duplamente injusta" aos moradores de estados produtores porque pode haver piora dos serviços públicos com a queda de receitas.
O texto afirma também que, durante o diálogo para o texto da Constituição, foi feito um acordo para que o pagamento do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS), que é cobrado na origem (onde se faz a compra do produto), fosse feito no estado de destino (para onde o item foi levado) em relação ao petróleo como compensação aos não produtores.
Redistribuição
A nova proposta de redistribuição dos tributos do petróleo – royalties e participação especial – entre União, estados e municípios, aumentaria repasse de dinheiro para estados e municípios não produtores e diminuiria a parcela destinada aos estados e municípios onde há extração.
Hoje, a parte dos royalties destinada a estados e municípios sem extração é de 7% e 1,75%, respectivamente. Agora, segundo a nova lei, tanto estados como municípios passariam a receber 21%. Em 2020, a parcela aumentaria para 27% do total arrecadado pela União.
Estados produtores de petróleo, que hoje recebem 26% do dinheiro, teriam a fatia reduzida para 20% em 2013. Os municípios com extração passarão dos atuais 26,25% para 15%, em 2013, chegando a 4%, em 2020.
A participação especial, atualmente dividida entre União (50%), estado produtor (40%) e município produtor (10%), passaria a incluir estados e municípios onde não existe extração. Neste ano, tanto estados como municípios receberiam 10%. Em 2020, 15%. A nova lei reduz a parcela atual de 40% destinada a estados produtores para 32%, em 2013, e para 20%, em 2020.
No entanto, estados e municípios não produtores deveriam esperar pelo menos dois meses para se beneficiar das novas regras de divisão dos recursos do petróleo. De acordo com a Agência Nacional do Petróleo (ANP), o pagamento de royalties aos estados e municípios é mensal, mas há uma defasagem de dois meses entre extração e distribuição dos recursos. Os percentuais pagos em março, por exemplo, são referentes à extração de petróleo realizada em janeiro.

Fonte: G1.

 

Mulheres ganham destaque no estaleiro da OSX

Rio de Janeiro - Se há pouco tempo a indústria de construção naval era considerada um setor dominado por mão de obra masculina, hoje este cenário já começa a mudar. Cada vez mais, as mulheres estão conquistando seu espaço no mercado de trabalho, e na Unidade de Construção Naval do Açu (UCN Açu), que está sendo implantada pela OSX em São João da Barra (RJ), não é diferente. As mulheres têm papel de destaque na instalação do maior estaleiro das Américas, onde sua força de trabalho atualmente corresponde a cerca de 15% do total de funcionários, número que tende a aumentar.
Dos colaboradores formados através do Programa de Qualificação Profissional em Construção Naval, desenvolvido pelo Instituto Tecnológico Naval (ITN), em parceria com o Senai, por exemplo, 34% são mulheres. No total, são aproximadamente 500 engenheiras, soldadoras, montadoras industriais, advogadas, nutricionistas, secretárias e tantas outras profissionais ajudando a tocar o empreendimento da OSX, que entra em operação no início deste ano.
A engenheira metalúrgica Patrícia Sanches Jonas, gerente de Processamentos e Submontagem da UCN Açu, conta que a mulher está conquistando espaço no processo de fortalecimento da indústria de construção naval no Brasil. Ela coordena uma equipe formada apenas por homens e diz que não enfrentou resistência ou preconceito por parte de seus colegas de trabalho.
“Na verdade, eu já estou acostumada com essa situação, pois na época da faculdade era a única mulher da turma. Hoje a história está mudando e já é possível ver turmas bem homogêneas nos cursos de engenharia. Fico feliz por participar desse desafio, que é o ressurgimento da indústria de construção naval no país, e a mulher tem papel importante nesse processo”, ressaltou Patrícia.
Gisele Cândido, 29 anos, participou do curso de Montador Industrial oferecido pela OSX através do Programa de Qualificação Profissional do ITN e já foi contratada pela empresa. Ela ressalta que sua turma, formada principalmente por mulheres, mostra bem o reflexo dos novos tempos para o setor.
“Nós não somos sexo frágil e podemos, sim, atuar com tanta competência quanto qualquer homem, seja como montadora industrial, soldadora, e outras profissões que até então eram restritas a eles”, pontuou Gisele.
De acordo com o gerente executivo da UCN Açu, Ivo Dworschak, as mulheres não deixam nada a desejar em relação aos homens quando o assunto é desempenho e competência. Ele destaca que a UCN Açu já se preparou para a nova realidade do setor de construção naval, na qual as mulheres estão cada vez mais presentes.
“Antigamente a construção naval era um espaço para homens, e a presença de mulheres era uma raridade. Os equipamentos eram pesados e de difícil manuseio. O setor de construção naval atual, por sua vez, é um ambiente de tecnologia, onde as máquinas fazem o trabalho físico, exigindo de seus operadores inteligência e destreza. E este perfil é extremamente favorável à mulher, pois ela é detalhista e focada. Elas alcançam facilmente o nível de excelência, por exemplo, no controle de produção e na operação de equipamentos que exigem precisão, por sua habilidade e disciplina”, finalizou Ivo Dworschak.
Sobre a OSX
A OSX é a companhia do Grupo EBX que atua na indústria naval e offshore, fornecendo equipamentos e soluções integrados para o setor de Exploração e Produção de óleo e gás. A empresa é responsável pela implantação do maior estaleiro das Américas, a Unidade de Construção Naval do Açu, localizada no Complexo Industrial do Superporto do Açu, em São João da Barra (RJ).
Em julho de 2011, a OSX deu início às obras da UCN Açu, em uma área de 3,2 milhões de m², que conta com a parceria da Hyundai Heavy Industries - líder mundial em construção naval.
Assista aqui  ao novo vídeo da OSX e veja por diversos ângulos o avanço do estaleiro, construído com objetivo de elevar a indústria naval e offshore brasileira a um novo patamar de produtividade e competitividade, estimulando o desenvolvimento do conteúdo local.

Fonte: Insight Net

Participação de mulheres na Petrobras cresceu 120% desde 2003

Apesar de atuarem em setor predominantemente masculino, empregadas representam hoje quase 16% do total de funcionários
Em um ambiente de negócios onde predominam os homens, a Petrobras tem aumentado a participação feminina em seu quadro de funcionários de forma constante desde 2003. Em nove anos, a taxa de crescimento relativo da força de trabalho feminina foi de aproximadamente 120%, enquanto a taxa de crescimento dos homens cresceu a metade, cerca de 60%.
De um total de 6.563 gerentes, as mulheres ocupam hoje 1.104 cargos de gerência, cerca de 17%. A presidente da Petrobras, Maria das Graças Silva Foster, é a primeira mulher a ocupar o cargo na história da empresa. Foster é empregada de carreira há 32 anos. Na Companhia, desempenhou as mais diversas funções, até assumir a presidência, em fevereiro do ano passado.
Como resultado dos processos de seleção pública retomados desde então, a Companhia totaliza hoje 9.652 mulheres, representando 15,6% do seu efetivo total. O índice cresceu mais de três pontos percentuais em relação a 2003, quando a empresa contava em seu quadro com 4.406 mulheres, 12% do total de empregados. Na Petrobras, a maioria das mulheres (em torno de 65%) possui ensino superior completo.
Em maio de 2012, a Petrobras assinou o Termo de Compromisso da 4º edição do Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça, uma iniciativa da Secretaria de Políticas para as Mulheres da Presidência da República, com o apoio da Organização Internacional do Trabalho e ONU Mulheres, comprometendo-se a implementar Plano de Ação que inclui várias iniciativas, como a produção de material pedagógico com conteúdos que incentivam o combate à discriminação de gênero e raça e, também, a realização de atividades de formação e debates sobre equidade de gênero, raça e diversidade.
A Companhia aderiu ao programa desde seu início, em 2005, e nas três edições conquistou o Selo Pró-Equidade de Gênero, concedido anualmente às empresas que se destacam no cumprimento das metas propostas. A iniciativa formalizou a política de igualdade de oportunidades na Companhia para homens e mulheres da força de trabalho.

Para a gerente de Orientações e Práticas de Responsabilidade Social da Petrobras, Janice Dias, a participação mais efetiva de mulheres é fruto de uma série de iniciativas para promover a equidade de gêneros dentro da companhia. Segundo a gerente, após nove anos, a Petrobras dissemina o tema da diversidade de gênero e raça e tem efetivo compromisso como o Programa Pró-Equidade de Gênero e Raça. “A perspectiva e o desafio para o futuro é transformar essas temáticas em parte intrínseca e inerente ao sistema de gestão da empresa, reafirmando uma conduta ética, permanente e de forma sistematizada em todo o Sistema Petrobras”, diz.

Fonte: Petrobras

Petrobras confirma vazamento na Bacia de Campos, no Norte do RJ

Funcionário diz que problema acontece desde sexta-feira (15).
Sindipetro critica a empresa por não ter localizado a origem do vazamento.

Plataforma PPM - 1 (Foto: Petrobras / Divulgação)

A assessoria da Petrobrasdivulgou na manhã desta segunda-feira (18) informações sobre um vazamento na área de operação da Plataforma de Pampo (PPM-1), na Bacia de Campos. Um funcionário da Petrobras, que não quis se identificar, entrou em contato com o G1 para denunciar o vazamento, que segundo ele, acontece desde a última sexta-feira (15).
Outro funcionário da Petrobrás, que também não quis se identificar, também comentou o caso. Segundo ele, o vazamento no fundo do mar, dificulta a identificação do local exato. “Quando o vazamento é na plataforma o problema pode ser solucionado rápido, mas quando é no fundo do mar é mais difícil porque a gente só percebe quando a mancha aparece na superfície”, disse o funcionário.
O Sindicato dos Petroleiros do Norte Fluminense, Sindipetro NF, emitiu uma nota sobre o caso neste domingo (17) e afirmou que a plataforma interrompeu a produção para verificar a situação do vazamento. Ainda segundo a nota, o acidente seria de 'pequenas proporções' com o derramamento de cerca de 30 litros e inicialmente a empresa teria informado que estancou o vazamento, mas como uma nova mancha foi encontrada, foi determinada a parada de produção para verificar as causas e a abrangência do problema.
O Sindicato questiona o fato de a Petrobras não ter conseguido identificar a origem do vazamento. “Denunciamos, há bastante tempo, as condições da integridade das plataformas, associadas ao problema de efetivo. Sem falar que a empresa não detectou de onde está saindo esse vazamento. Isso é preocupante. E se é um problema intermitente, pode ser sanado agora, mas dentro de algum tempo pode retornar”,  afirmou o presidente da entidade José Maria Rangel.

Plataforma de Pampo na Bacia de Campos
(Foto: Petrobras / Divulgação)

De acordo com a Chefe de Fiscalização do Ibama no Rio de Janeiro, Maria Lea Xavier, a divisão técnica do Rio, bem como a sede do Ibama em Brasília não recebeu nenhum  comunicado oficial da Petrobras. “Pela norma, a Petrobras tem obrigação de comunicar a todas as instâncias, inclusive a coordenação de emergência e a nós aqui no Rio de Janeiro, o que não aconteceu. Essa falta de comunicação pode acarretar em multa, de acordo com a legislação”, explicou.
Ainda segundo a chefe de Fiscalização, o volume de material derramado ainda não foi confirmado oficialmente.  “Tomamos conhecimento de que inicialmente houve o derramamento de 10 litros de água oleosa. Em seguida, o sindicato informou que 30 litros teriam vazado. Vamos solicitar um relatório, fazer a avaliação e tomar as medidas administrativas cabíveis”, disse.
Ainda na tarde desta segunda-feira (18), a Petrobras encaminhou uma nota oficial ao G1 sobre o caso, confirmando que houve vazamento de 40 litros no fim de semana e que, por isso, houve uma parada na produção como medida de precaução. A nota afirma que na segunda (18) não foi observada mais nenhuma mancha de óleo no mar, que a produção da Plataforma de Pampo foi restabelecida e a causa do problema está sendo analisada.
Segue resposta oficial da Petrobras na íntegra: 
A Petrobras informa que foi detectada mancha de óleo próxima à Plataforma de Pampo, na Bacia de Campos, a  113 Km da costa do Rio de Janeiro, cujo volume estimado de óleo foi de 30 litros no sábado, dia 16 de fevereiro e de outros 10 litros no domingo, dia 17.
Conforme padrão operacional para esse tipo de ocorrência, a Petrobras deslocou embarcações especializadas em combate à poluição e em inspeção submarina, além de aeronaves para sobrevoar o local. Acionou, também,  o Plano de Emergência Individual de Pampo e o Plano de Emergência para vazamento de óleo da Bacia de Campos. Como medida de precaução, a companhia interrompeu temporariamente a produção da Plataforma de Pampo. A mancha de óleo foi dispersada mecanicamente pelas embarcações especializadas, sem a necessidade de qualquer outro método de combate à poluição.
Hoje, dia 18, não foi observada mais nenhuma mancha de óleo no mar e a produção da Plataforma de Pampo foi restabelecida. A causa do vazamento está sendo analisada e as autoridades competentes foram comunicadas.