quinta-feira, 20 de setembro de 2012

EVENTO: releases com a cobertura da Rio Oil & Gás do dia 18




Caros colegas, disponibilizo aqui um release enviado pela Alessandra Yamada da FBS Comunicações, onde são apresentados os principais pontos discutidos no dia 18 de semtembro na RIO OIL & GAS.

 
Confiram as fotos no álbum do facebook: http://on.fb.me/UjDoF2
Créditos para SOMAFOTO.
 
Agradeço à:
FSB Comunicações
PR Digital + 55 (21) 3206 5050
Luciana Cruz (luciana.cruz@fsb.com.br)
Alessandra Yamada (alessandra.yamada@fsb.com.br)
Fernanda Venâncio (fernanda.venancio@fsb.com.br)


Saudações Geólogicas!
 Prof. Elias Santos Junior
Manaus, Amazônia, Brasil

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Coletiva sobre o Novo Marco Regulatório para Pequenos Produtores de Petróleo e Gás

Pequenos produtores podem parar de operar em 5 anos
ABPIP e IBP apontam falta de rodadas e de política específica
                                              para pequenos como entraves          

A indefinição sobre novas rodadas de licitação e de uma política específica para pequenos e médios produtores independentes de petróleo podem causar a extinção de vários operadores desse porte em cinco anos, segundo projeção da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo (ABPIP). De acordo com o presidente da ABPIP, Alessandro Rodrigues Novaes, a demora da adoção dessas medidas pela presidente Dilma Roussef já está refletindo no desempenho das empresas.

“Até 2011, a produção média anual dos pequenos e médios produtores era de 3.500 mil barris/dia e a previsão para este ano é de apenas 3 mil”, afirmou Alessandro Novaes, no segundo dia da Rio Oil & Gas, que acontece até quinta-feira no Riocentro, Rio de Janeiro. Segundo dados da ABPIP, as empresas de pequeno porte atuam em 39 campos onshore. Em termos de royalties, essas companhias repassam aos municípios cerca de R$ 16 milhões por ano. “Se não houver produção dessas empresas, não há royalties. O governo está pensando da forma inversa”, declarou Alessandro.

Na opinião do presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), João Carlos de Luca, os produtores independentes têm um grande potencial para crescer e contribuir com o setor brasileiro de E&P. “O que está faltando é oportunidade para essas empresas. Apenas 6% das bacias terrestres brasileiras estão sendo aproveitadas”, disse De Luca.

Dentre outros pontos propostos na nova política, encaminhada ao governo há 18 meses, prevê-se a criação de leilões semestrais específicos de áreas marginais, destinado aos produtores independentes. Além disso, a ideia é que haja a publicação prévia dos blocos no site da (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) e a manifestação das empresas em operá-los, antes mesmo de o leilão ser realizado. “Com a possibilidade de haver atividade antes das rodadas, tornaríamos este processo mais dinâmico”, explicou o presidente da Associação das Empresas de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais do Brasil (APPOM), Normando Paes.

Inspiração da Colômbia
A não realização da 11ª rodada, assim como a suspensão da 8ª rodada, foram outros fatores citados pelo presidente do IBP: “A ANP está fazendo o seu papel, mas está de mãos amarradas. Os pequenos e médios produtores não são os únicos que estão sendo prejudicados com essa demora”.

De Luca destacou ainda as atividades de exploração e produção que acontecem na Colômbia. Segundo o presidente do IBP, o modelo adotado por nossos vizinhos é mais integrado do que o adotado por aqui e “tem de servir de inspiração para o Brasil”.


Anúncio das Rodadas de Licitação é recebido
com entusiasmo pela indústria
O anúncio de novas Rodadas de Licitação de áreas de petróleo e gás, feito ontem pelo governo, foi recebido com entusiasmo na Rio Oil & Gas. O presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), João Carlos de Luca, considerou a definição dos meses de maio e novembro de 2013 para os novos leilões como “excelente notícia”.

De Luca havia ressaltado em seu discurso de abertura do evento, anteontem, a urgência de novas licitações no País, sob o risco de levar a indústria petrolífera ao “limite do limite” em médio prazo. Ontem, o ministro das Minas e Energia, Edison Lobão, respondeu às reivindicações com o anúncio mais esperado pelo setor nos últimos anos. Não há novas rodadas no Brasil desde 2008.

A 11ª Rodada, aguardada há cinco anos, foi marcada para maio do ano que vem. A grande primeira Rodada do Pré-Sal deverá ocorrer em novembro do mesmo ano. A expectativa do IBP, segundo De Luca, é que o leilão de maio gere US$ 1 bilhão em bônus de assinatura.

O executivo lembrou que serão ofertados 174 blocos, divididos meio a meio entre onshore e offshore, na chamada Margem Equatorial. O interesse nessas áreas aumentou bastante nos últimos anos, especialmente com as recentes descobertas anunciadas por países africanos como Gana e Costa do Marfim.

O presidente do IBP admitiu que ainda não foi equacionada a principal restrição à realização das novas rodadas, que é a aprovação de projeto de lei que define as regras relativas aos royalties do petróleo, em tramitação no Congresso Nacional. 

Porém, acredita que haverá uma forte mobilização para garantir que o calendário definido para 2013 seja confirmado.

“Nós da indústria estamos tremendamente contentes, porque esse é um sinal positivo, de previsibilidade, em um ambiente de concessões”, ressaltou De Luca.

Ele acredita que a 11ª Rodada “será um sucesso, bastante competitiva e com a participação de muitas empresas com interesse em áreas que não tem recebido investimento em petróleo”.

O presidente do IBP espera, para hoje (quarta) a publicação das novas medidas governamentais no Diário Oficial, para conhecer os detalhes. No entanto, adianta que a simples definição de datas já traz indícios muito favoráveis. “São possibilidades que se abrem, investimentos para novas áreas, impostos e royalties para novos Estados, desconcentração das atividades nas Bacias de Campos e Santos”.

Da parte dos fornecedores de equipamentos e serviços para o setor de petróleo, o presidente da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Eloi Fernández y Fernández, avalia que a realização de novas rodadas significa, para os fornecedores de bens e serviços, “garantia de continuidade dos investimentos, com conteúdo local”.  Segundo ele, “a atividade exploratória depende dos leilões e isso é crucial para os fornecedores”.

Feira 2012

Holografias e simuladores encantam visitantes da Feira

Um cinema na Rio Oil & Gas. A OGX, braço petrolífero do Grupo EBX, chama atenção de quem passa pelo pavilhão 3 da Rio Oil & Gas 2012. Quem for ao estande da empresa poderá acompanhar um vídeo inédito em computação gráfica sobre a origem do petróleo em uma tela led de 80 polegadas. O filme apresenta as principais etapas da geração do petróleo, desde a separação dos continentes, passando pela extinção dos dinossauros, até chegar aos dias atuais.


Outra inovação tecnológica apresentada pela empresa é uma holografia dos principais equipamentos de produção fornecidos à OGX pela OSX, entre os quais se destacam plataformas fixas e navios do tipo FPSO (Floating Production Storage and Offloading).

A companhia também exibe atrações audiovisuais que mostram detalhes técnicos do modelo de produção dos campos de Tubarão Azul e Tubarão Martelo, na Bacia de Campos, e dos campos de Gavião Real e Gavião Azul, na Bacia do Parnaíba, onde a produção de gás será iniciada até o final do ano. O estande conta ainda com uma oleoteca, onde estão expostas amostras de rochas contendo petróleo em seus poros obtidas pela OGX.

Realidade aumentada
Os atrativos da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (FIRJAN) vão além do visual. A Maquete Holográfica 3D e a Planta de Processo de Realidade Aumentada também saltam aos olhos dos visitantes da feira e estão entre as principais novidades apresentadas pelo órgão no evento. Desenvolvida pelo Centro de Tecnologia SENAI-RJ Automação e Simulação (CTS), a maquete holográfica reproduz o funcionamento de uma plataforma, em formato miniatura. Através da realidade virtual aumentada, é possível ver as soluções desenvolvidas pela FIRJAN para procedimentos nas plataformas.

Outro destaque do estande da FIRJAN é a Planta de Processos de Realidade Aumentada, que simula procedimentos de inspeção de equipamentos e manutenção industrial em escala reduzida e já é utilizada em alguns cursos do SENAI, como, por exemplo, o de riscos elétricos. A visualização de simulação é vista por um tablet, que, ao ser apontado para o equipamento, reconhece sua atividade. 

O tablet pode interpretar, por exemplo, informações de banco de dados do equipamento, última manutenção efetuada, manual de alguma peça, além de permitir infinitas interações, como dar baixa em estoque.

No quesito inovação, a Oceaneering, fornecedora global de produtos e serviços de engenharia para o setor offshore em águas profundas, trouxe para o evento um simulador ROV (Remoted Operated Vehicle). Quem visitar o estande da empresa, também no pavilhão 3, terá a experiência de realizar procedimentos operacionais em águas profundas com o aparelho.

A Oceaneering Brasil fornece serviços de intervenção submarina para a Petrobras desde 1979 e é líder no fornecimento de ROVs para a indústria de óleo e gás no Brasil. Na sede da empresa no país, em Macaé, desenvolve sua própria mão de obra local por meio de treinamento em ROV.

 
Painel: Desafios para a Implantação de Novos Projetos em Refino

Demanda por refino cresce em escala global e desafia o setor
Tido como a mola propulsora de crescimento de qualquer país, os desafios dos projetos voltados à refinação, ou o conjunto de processos destinados a transformar petróleo bruto em produtos adaptados às necessidades dos consumidores, foram tema de um dos painéis do segundo dia da Rio Oil&Gas.

Mediado pelo diretor de Abastecimento da Petrobras, José Cosenza, o encontro reuniu o diretor de Planejamento e Desenvolvimento da Reliance, empresa indiana que administra a maior refinaria do mundo -- a Jamnagar --, Partha Maitra; o vice-presidente para Oriente Médio e Norte da África da Total, Olivier Alexandre; e Gil Nebeker, vice-presidente da IHS Consulting.

Aberto por Cosenza, o painel apresentou um cenário atual do setor de refinação de derivados no Brasil, que cresceu 35% no último ano, e revelou que o parque brasileiro de refino já é insuficiente para dar conta da demanda crescente.

De acordo com o executivo, a Petrobras aposta em quatro empreendimentos para suprir a exigência local: a Rnest (Refinaria do Nordeste), que já está 60% concluída; o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), cujas obras estão em andamento; e as refinarias Premium I, no Maranhão, e Premium II, no Ceará, que estão em análise e devem ser viabilizadas em breve.

Em seguida, Partha Maitra falou sobre o projeto da Jamnagar, que tem capacidade para produzir 1,5 milhão de barris por dia. Segundo ele, os novos empreendimentos de refino precisam ser grandes, para dar conta da demanda local e internacional, e bem planejados desde o início, para evitar custos com retrabalho ou redesenho.

Maitra entende que a globalização e a abertura dos mercados são  elementos importantes para o sucesso desses megaprojetos. “Uma planta de refino é concebida para operar por 50 anos, por isso é importante buscar os insumos junto aos players líderes e consolidados de mercado, fator  que garantirá menos manutenção durante a vida útil do empreendimento”, afirmou.

Olivier, da Total, detalhou a parceria firmada entre a empresa e a Saudi Aramco na construção de Jubail, um complexo químico na Cidade Industrial de Jubail, na Arábia Saudita, cujo investimento total no empreendimento é calculado em US$ 20 bilhões.

Para ele, os estudos de viabilidade econômica, a divisão clara das etapas do projeto, a projeção de cenários futuros e a integração entre todos os profissionais envolvidos na construção são alguns dos fatores que garantem o sucesso da refinaria.

Gil Nebeker encerrou o painel destacando que a demanda mundial de refino deve chegar a 1,7 milhão de barris por dia até 2015. "Serão necessários investimentos de US$ 300 bilhões até 2020 e mais US$ 195 bilhões até 2030 para atender a essa demanda", projetou.


Painel: “Fronteiras Exploratórias Terrestres no Brasil”

ANP investe R$ 1,8 bilhão em bacias de novas fronteiras
Plano Plurianual de Estudos Geológicos e Geofísicos terá primeiro poço estratigráfico em 2013

O Plano Plurianual de Estudos Geológicos e Geofísicos (PPA) da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) já aplicou R$ 500 milhões em levantamentos em 22 bacias sedimentares, de um total de R$ 1,8 bilhão aprovados para o período de 2007 a 2014. O objetivo do PPA, que recebe recursos do Plano de Aceleração do Crescimento (PAC), é ampliar a área exploratória brasileira, atualmente concentrada no sul e no sudeste, a partir do aumento do conhecimento sobre as bacias de novas fronteiras, sobretudo as terrestres. As informações foram divulgadas pela superintendente de Definição de Blocos da ANP, Eliane Petersohn, durante painel na Rio Oil & Gas.


Eliane aposta no aumento do conhecimento do potencial destas áreas, sobre as quais há muito pouco conhecimento disponível, como forma de atrair investimentos de empresas privadas. “Estamos mudando a cara de bacias que eram estigmatizadas. 


Sempre que a ANP faz levantamentos em uma área as empresas de aquisição de dados (EADs) seguem o mesmo caminho”, observou.

Estas bacias apresentam características que justificam o investimento. Muitas são similares a de outros países que apresentam ótimos resultados. “Na Bacia do Acre, temos do outro lado, no Peru, uma área que está totalmente concedida para exploração e produção. É provável que haja alguma coisa do nosso lado também”, afirmou. Por isso, a bacia está recebendo R$ 81 milhões em investimentos.

Os resultados positivos do Plano Plurianual são visíveis. Graças aos dados adquiridos, bacias como as de São Francisco, Paraná e Parnaíba foram incluídas, com sucesso, na Décima Rodada de Licitações da ANP em 2008. “A Bacia de São Francisco, onde atuam operadoras como Shell, Petra, Orteng, Cisco e Imetame, já tem doze notificaçoes de descobertas de hidrocarbonetos”, informou.

Além da aquisição de dados por meio de aerolevantamentos, magnetometria, gravimetria e sísmica 2D e 3D, também está prevista a perfuração de um poço estratigráfico em 2013, na Bacia de São Francisco, que receberá recursos da ordem de R$ 140 milhões em estudos. Como parte do PPA, foi realizada a maior campanha de aerolevantamento já executada no país, com a aquisição de 650 mil quilômetros lineares e de dados gravimétricos e magnetométricos, em nove bacias sedimentares.

“Os blocos da Bacia do Parnaíba oferecidos na Décima Rodada despertaram o interesse das empresas. E elas estão dando continuidade aos nossos estudos. A previsão é que os campos de Gavião Azul e Gavião Real, da OGX, comecem a produção de gás ainda este ano”, explicou Eliane, acrescentando que Parnaíba receberá investimentos totais de R$ 160 milhões no PPA.

Painel: “Revitalização de Campos Maduros Onshore”

Revitalização de campos maduros pode se igualar a novas decobertas
A revitalização de campos maduros em todo o mundo pode resultar em um acréscimo de 25 milhões de barris de petróleo por dia em até 30 anos, quantidade equivalente ao volume estimado gerado por novas descobertas. Foi essa a conclusão do Superintendente de Jazidas da colombiana Ecopetrol, Jaime Orlando Castañeda, que falou sobre os projetos da petroleira para recuperação da extração de óleo em campos que já ultrapassaram o pico de produção no painel “Revitalização de Campos Maduros Onshore”, na Rio Oil & Gas nesta terça-feira.

A empresa conseguiu alcançar um fator de recuperação de 18% nos últimos seis anos e uma produção diária de quase 800 mil barris.

Já a estatal brasileira Petrobras tem um fator de recuperação médio de seus campos de 30%. A empresa implementa, desde 2003, uma estratégia para revitalização de campos maduros e utiliza técnicas como o aumento do nível de injeção de água, vapor e polímeros para recuperação dos campos, mas testa também a injeção de glicerina.

 “As concessões onshore são muito importantes para a Petrobras e trazem resultados muito satisfatórios”, diz o Gerente Geral de Reservas e Reservatórios do E&P da Petrobras, Carlos Eugênio da Ressureição, que também participou do painel.


Painel: “Futuro do Mercado de Gás Natural no Brasil”

Investimentos em larga escala são esperados para setor de gás brasileiro
 “Muitos desafios pela frente”. A frase foi consenso entre os participantes do Painel “Futuro do Mercado de Gás Natural no Brasil”, que aconteceu no segundo dia da Rio Oil & Gas. De acordo com o presidente do Conselho Diretor da Associação Brasileira de Indústria Química (ABIQUIM), Henri Armand Slezynger, o setor industrial brasileiro movimentou cerca de US$ 168 bilhões no ano passado, mas poderia ter superado esse valor. “O consumo do país está sendo suprido por importações. O que é uma pena”, alertou.

Na opinião de Slezynger, para eliminar o número elevado de importações, seriam necessários investimentos na faixa de U$ 10,2 bilhões, até 2020. Segundo ele, o Brasil tem as ferramentas necessárias para mudar o jogo. “Temos um mercado doméstico em constante crescimento, um parque químico de altíssima qualidade técnica e agricultura forte”, disse.

O executivo também chamou atenção para a necessidade de investimento na produção do gás não convencional. De acordo com ele, Estados Unidos, China e Argentina já são grandes produtores, o que significa que é urgente que o Brasil se adeque. “Nosso pioneirismo na América Latina corre riscos com o crescimento desses países, em especial da Argentina. Não há país economicamente forte sem indústria química forte”, completou.

Slezynger defende que o gás não convencional fosse explorado em sua totalidade, sanaria as necessidades energéticas do mundo por 250 anos. Mesmo que no Brasil, o gás fosse explorado, existiria o obstáculo da falta de dutos. De acordo com o gerente executivo corporativo da área de Gás e Energia da Petrobras, Hugo Repsol, a situação do país está evoluindo. “De 2005 a 2012, foram investidos U$ 15 bilhões na construção de 4 mil quilômetros de gasodutos no país. Um aumento de 82% na produção”, afirmou.

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