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Rio de Janeiro (RJ) – O novo Plano de Negócios e Gestão 2017-2021, divulgado hoje (20) pela Petrobras prevê investimentos menores nos próximos cinco anos. A previsão é de US$ 74,1 bilhões em investimentos, o que equivale a uma queda de 25% em relação ao plano anterior (período de 2015 a2019), revisado em janeiro deste ano e que previa investimentos de US$ 98,4 bilhões.

O Conselho de Administração da Petrobras aprovou ontem (19) o novo plano de negócios, que foi nesta terça-feira em comunicado ao mercado.

Desde a administração de Graça Foster, que presidiu a empresa de fevereiro de 2012 a fevereiro de 2015, os investimentos vêm caindo a cada nova revisão do Plano de Negócios e Gestão.

Já na administração de Aldemir Bendine, o plano para o período 2014-2018 era estimado em cerca de US$ 220 bilhões; caindo para cerca de US$ 130 bilhões no período 2015-2019.

Fonte: Macaé Offshore

Itaboraí (RJ) – A Petrobras pretende voltar ao mercado este ano para relicitar um conjunto de obras do Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí (RJ), que tiveram seus serviços interrompidos ao longo dos últimos meses. A expectativa da companhia é recontratar a construção da unidade de processamento de gás natural (UPGN) e das centrais de utilidades (unidades de geração de vapor e energia, tratamento de efluentes e água) do Comperj, cujos canteiros se encontram praticamente paralisados.

As informações foram repassadas por técnicos da estatal que participaram, na semana passada, de audiência pública na Câmara dos Deputados.

As obras na UPGN estão paradas desde outubro de 2015. O consórcio QGIT (Queiroz Galvão, Iesa e Tecna) era o responsável pela prestação do serviço, mas o contrato foi rescindido pela Petrobras em março. O contrato original era da ordem de R$ 2 bilhões, dos quais entre R$ 400 milhões e R$ 500 milhões foram desembolsados. Ao todo, 36% das obras da UPGN foram executadas.

A companhia já estima um atraso de dois anos na conclusão das unidades de processamento, previstas inicialmente para 2017, de acordo com dados do relatório de administração da Petrobras de 2015. Já o primeiro trem da refinaria, com capacidade para processar 165 mil barris/dia de petróleo, só dever ficar pronto em 2023.

A estratégia da empresa é buscar um sócio para a conclusão da refinaria e tocar com recursos próprios as obras das UPGNs, que visam tratar o gás natural do pré-sal.

A conclusão das obras do Comperj, incluindo a UPGN, as centrais de utilidade e o primeiro trem da refinaria, deve exigir investimentos da ordem de US$ 5,3 bilhões. A estimativa é do deputado federal Otávio Leite (PSDB-RJ), autor do pedido de requerimento de audiência pública para detalhar o andamento das obras do Comperj.

O cálculo toma como base as informações prestadas por técnicos da estatal em audiência. Na ocasião, o gerente-geral do Comperj, Valter Shimura, disse que a Petrobras já investiu US$ 14 bilhões desde 2004 nas obras da refinaria, que já estão com 86% do cronograma executado. Questionado por Leite sobre os investimentos necessários para conclusão do projeto, o gerente preferiu não cravar um número e disse que o assunto é estratégico. Em agosto do ano passado, a estatal informava oficialmente que ainda seria necessário investir US$ 4,3 bilhões para concluir o projeto do Comperj.

Já a conclusão do projeto Rota 3 – que integra a construção da UPGN do Comperj, o gasoduto de escoamento do gás do pré-sal até a costa e o tratamento complementar de gás no Terminal de Cabiúnas, em Macaé (RJ) – deve exigir aportes de US$ 2 bilhões a US$ 3 bilhões, informou o gerente-geral de Implantação de Empreendimentos de Transformação Física do Gás da Petrobras, Frederico Doher.

As obras do Comperj já contaram, na fase de pico, com cerca de 35 mil trabalhadores, mas hoje mil operários estão no local. O projeto está praticamente paralisado. Segundo Shimura, o custo anual para preservação dos equipamentos já instalados no Comperj é de R$ 10 milhões a R$ 15 milhões.

Fonte: Macaé Offshore

Rio de Janeiro (RJ) – Uma plataforma do tipo multi-column floater – ou plataforma flutuante de multicolunas (MCF), com capacidade de produzir 300 mil barris de óleo e processar 24 milhões de m³ de gás por dia pode ser uma alternativa para a extração de petróleo na área de Libra. O conceito inovador foi desenvolvido por um grupo de parceiros – formado por Siemens, Chemtech, Gaia, Horton do Brasil, Linde, UOP e Dockwise.

A empresas do setor de petróleo no Brasil vem estudando alternativas para os sistemas definitivos da área, entre elas o uso de unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSOs) de 225 mil barris de óleo e 18 milhões de m³ de gás por dia. Nesse porte massivo, o desafio principal está na construção do casco. As plataformas em produção em outras áreas do pré-sal, com capacidade entre 150 mil e 180 mil barris diários, tem sido montadas sobre grandes cascos de navios petroleiros convertidos.

A MCF é uma plataforma diferente. Sua concepção de casco se baseia em estruturas cilíndricas agrupadas, como pés de uma mesa. Neste conceito, os cilindros do casco são independentes e não apresentam equipamentos internos, podendo ser fechados durante operação. Isto proporciona uma vantagem quanto à segurança devido à redundância de tanques e à ausência de pontos de alagamento, mesmo quando a plataforma estiver excessivamente inclinada. O controle de lastro do casco é feito por ar-comprimido que é produzido e operado com segurança na parte de cima. A vantagem está na estabilidade em condições de mar adversas. Além disso, o óleo armazenado está abaixo da superfície do mar e fora da área de colisão de outros navios, o que e garante maior segurança contra vazamentos.

Outra característica deste conceito é o pontoon – parte horizontal que conecta as colunas abaixo da linha d’água – que é permanentemente alagado durante operação, fazendo com que a plataforma tenha um centro de gravidade mais baixo e maior inércia aos movimentos.

Desafios e equipamentos

O estudo de viabilidade da MCF se deparou com alguns desafios tecnológicos. O primeiro deles foi exatamente a ausência de referências em relação a uma unidade offshore com capacidade de processamento de 300 mil barris de óleo e compressão de 24 milhões de m3/d de gás. Essa capacidade de produção demanda mais energia e cascos que suportem cargas mais elevadas de equipamentos.

Por isso, alguns dos aspectos importantes avaliados durante o estudo foram a seleção dos equipamentos do sistema de compressão e as turbinas de geração energética. Inicialmente, foi detectada uma necessidade de demanda energética superior a tradicional de 100 MW desse tipo de extração de petróleo. Para este caso, foram selecionados dois modelos de turbogeradores Rolls Royce/Siemens que atendem à demanda estudada e a regulação vigente.

Depois, devido aos volumes processados, foram escolhidos compressores da Dresser-Rand/Siemens, não só adequados para a tarefa, mas que foram customizados com a substituição do acionamento dos compressores por turbinas a gás, resultando numa queda do consumo energético para dentro desses limites tradicionais de 100 MW.

O alto teor de CO2 encontrados no gás da área de Libra exigiu a busca por alternativas de remoção de CO2 mais eficientes através do processo de criogenia (da Linde) associada à tecnologia convencional de separação por membranas (UOP) para enquadramento do gás, possibilitando também a sua exportação.

O deck-mating ou floatover é a forma considerada para instalação da parte de cima (topside) no casco. Neste conceito, o objetivo é que o topside tenha todos os equipamentos instalados e integrados durante a construção no cais enquanto o casco é construído separadamente. Quando as duas partes estão prontas, o casco é descarregado no mar em águas calmas e submergido. O topside é então transportado em um navio ou balsa e posicionado entre as colunas do casco. Logo em seguida, o lastro do casco é retirado, fazendo com que ele suba até que suas conexões toquem as colunas do deck – esse conceito de instalação evita a mobilização de navios-guindaste. “Foi identificada uma região no sul da Bahia que oferece condições favoráveis de onda, vento e correntes para a operação”, informou Rainer Brehm, diretor das divisões Process Industries and Drives e Power and Gas da Siemens.

Rainer também ressalta que o objetivo é que o projeto do casco tenha o máximo de conteúdo local possível. “Para isso, a viabilidade técnica de fabricação está sendo realizada em alguns estaleiros brasileiros, com mão de obra totalmente nacional”, diz.

Para a área de Libra, na Bacia de Santos, a Petrobras prevê a instalação de pelo menos dez sistemas de produção a partir de 2020 – além de um teste de longa duração e de um projeto piloto previstos para 2017 e 2019. O sucesso do projeto foi tanto, que a Siemens já recebeu inúmeras sinalizações positivas do mercado, e está iniciando a concepção de outras duas plataformas, de capacidade de 225 mil e 180 mil barris por dia.

Uma das decisões tomadas nesse âmbito foi a formação, anunciada em janeiro, de uma joint-venture com as empresas japonesas Sumitomo Corporation e a Japan Steel Works com o propósito de fornecer componentes paraenergia eólica a partir de 2017. “O setor de energia eólica é um dos poucos segmentos da indústria brasileira com demanda aquecida por aço”, informa a Gerdau. A parceria já teve a aprovação do Conselho de Administração da siderúrgica.

O empreendimento, de acordo com André Gerdau Johannpeter, presidente do grupo, ficará dentro da usina da Gerdau em Pindamonhangaba (SP), que fornecerá aços especiais para a produção de componentes para torres de geração deenergia eólica, segmento que tem sido alvo de investimentos de grupos siderúrgicos do país. A iniciativa se enquadra no chamado projeto “Gerdau 2022″, que busca aumento de competitividade do grupo siderúrgico no longo prazo. As empresas japonesas investirão R$ 280 milhões para a aquisição de equipamentos e a Gerdau entrará com ativos para produção de cilindros, sem desembolsar caixa.

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

Rio de Janeiro (RJ) – A produção de petróleo operada pela Petrobras no pré-sal brasileiro alcançou, no último dia 8 de maio, um novo recorde ao superar o patamar de 1 milhão de barris por dia (bpd). Desse total, mais de 70% do volume produzido correspondem à parcela da Petrobras. Com isso, os campos do pré-sal localizados nas bacias de Santos e de Campos já respondem, hoje, por cerca de 40% da produção de petróleo operada pela Petrobras no Brasil.

Esse resultado foi alcançado em menos de dez anos após a descoberta dessas jazidas, ocorrida em 2006. E em menos de dois anos depois de atingida a produção de 500 mil barris por dia, em julho de 2014. Isso comprova não só a viabilidade técnica e econômica do pré-sal, como também a sua alta produtividade. Em termos comparativos, o primeiro milhão de barris diários de petróleo produzido pela Petrobras só foi alcançado em 1998, decorridos 45 anos da sua criação.

O recorde de agora foi obtido com a contribuição de apenas 52 poços produtores, o que comprova o excelente retorno dos investimentos no pré-sal. É importante ressaltar que o primeiro milhão de barris produzido por dia pela companhia, em 1998, foi obtido com a contribuição de mais de 8 mil poços produtores.

“Os projetos de produção do pré-sal são, hoje, a principal aposta e foco de investimentos da Petrobras, por sua importância estratégica e alta rentabilidade. Eles são a garantia, junto aos demais projetos do nosso portfólio, de maior previsibilidade para as nossas metas e curva de produção”, afirma a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Solange Guedes.

Capacidade instalada

Hoje, já operam no pré-sal da Bacia de Santos sete sistemas de produção de grande porte, interligados a plataformas flutuantes que produzem, estocam e exportam petróleo e gás. São os FPSOs Cidade de Angra dos Reis (em operação desde 2010, no campo de Lula); Cidade de São Paulo (2013 – campo de Sapinhoá); Cidade de Paraty (2013 – campo de Lula); Cidade de Mangaratiba (2014 – campo de Lula, área de Iracema Sul); Cidade de Ilhabela (2014 – campo de Sapinhoá, área Norte); Cidade de Itaguaí (2015 – campo de Lula, área de Iracema Norte); e Cidade de Maricá (2016 – campo de Lula, área de Lula Alto).

Outros oito sistemas de produção operam tanto no pré-sal, quanto no pós-sal da Bacia de Campos. Seis dessas unidades já estavam produzindo no pós-sal, mas, como apresentaram capacidade disponível de processamento, viabilizaram a rápida interligação de novos poços perfurados nas camadas mais profundas do pré-sal. São os sistemas interligados às plataformas P-48, em operação no campo de Barracuda-Caratinga; P-53 e P-20, ambas no campo de Marlim Leste; FPSO Capixaba, no campo de Baleia Franca; P-43, em operação no campo de Barracuda e o FPSO Cidade de Niterói no campo de Marlim Leste.

Duas outras unidades foram implantadas para operar prioritariamente no pré-sal – os FPSOs Cidade de Anchieta (2012) e a plataforma P-58 (2014), ambas para a produção nos campos de Jubarte, Baleia Azul e Baleia Franca.

Alta produtividade

O volume expressivo produzido por poço no pré-sal da Bacia de Santos, em torno de 25 mil bpd, está muito acima da média da indústria. Dos dez poços com maior produção no Brasil, nove estão localizados nessa área. O mais produtivo está localizado no campo de Lula, com uma vazão média diária de 36 mil barris de petróleo.

Esses resultados devem-se à evolução do conhecimento da geologia e comportamento dinâmico das acumulações, ao aumento progressivo da eficiência dos projetos e à introdução de tecnologias de última geração. Em reconhecimento às soluções tecnológicas que foram decisivas para o sucesso da implementação dos projetos no pré-sal, a Petrobras recebeu, em maio de 2015, pela terceira vez, o OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions, o mais importante prêmio da indústria offshore mundial.

Custos competitivos

A combinação de novas tecnologias com a aceleração da curva de aprendizado técnico, com foco em custos e produtividade, torna os projetos do pré-sal altamente rentáveis para a companhia. Dentre as novas fontes de petróleo atualmente em desenvolvimento no mundo, o pré-sal brasileiro é reconhecido como uma das mais competitivas, em função da alta produtividade dos poços, do baixo custo de extração e da aplicação de tecnologias de produção inovadoras desenvolvidas pela Petrobras e seus parceiros.

O custo médio de extração, em decorrência desses fatores, também vem sendo reduzido gradativamente ao longo dos últimos anos. Passou de US$ 9,1 por barril de óleo equivalente (óleo + gás) em 2014, para US$ 8,3 em 2015, e atingiu um valor inferior a US$ 8 por barril no primeiro trimestre deste ano. Um resultado bastante significativo se comparado com a média da indústria, que oscila em torno dos US$ 15 por barril de óleo equivalente.

Os custos de investimentos nessa fronteira também estão sendo reduzidos em decorrência da alta produtividade dos reservatórios, o que tem exigido menor número de poços por sistema de produção. Além disso, a melhoria da eficiência na construção de poços tem permitido uma expressiva redução no tempo de perfuração e completação. A combinação desses fatores tem garantido uma expressiva redução nos investimentos dos projetos em implantação e aumentado a sua rentabilidade. Como exemplo, o tempo médio para construção de um poço marítimo no pré-sal da Bacia de Santos era, até 2010, de aproximadamente 310 dias. Em 2015, esse tempo baixou para 128 dias e, nos primeiros cinco meses deste ano, para cerca de 89 dias. A redução obtida na duração total do tempo de construção dos poços entre 2010 e 2016 foi de 71%.

Fonte: site Macaé Offshore http://www.macaeoffshore.com.br/

A Offshore Technology Conference 2016 (OTC) reafirma sua importância como a vitrine tecnológica da indústria offshore. Com a participação de 68 mil pessoas de 120 países, a feira promoveu as discussões em torno da segurança operacional, fator crucial para garantir a sustentabilidade das atividades de exploração e produção.

Fonte: Subsea World Brazil Magazine